Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 [ 191 ] 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Оценка капитальных затрат на дообустройство Вуктыльского НГКМ по рассматриваемым вариантам выполнена на основании технологической схемы нагнетания газа в пласт.

В составе капитальных вложений учтены затраты на следующее:

строительство дополнительных сетей трубопроводов для закачки сухого тюменского газа в пласт;

реконструкцию УКПГ (оборудование системы разводки закачиваемого в пласт газа, строительство замерных линий для контроля за газоконденсатной характеристикой скважин);

реконструкцию дожимной компрессорной станции.

Суммарные инвестиционные издержки по рассматриваемым вариантам следующие:

Номер Цены 1991 г., Цены на 01.01.98 г., В долларовом эквива-варианта млн. руб. млн. руб. ленте, млн. долл. США

1 0,5 5,3 0,9

2 10,2 104,4 17,5

3 10,2 104,4 17,5

4 5,2 53,3 9,0

Текущие расходы определены по следующим составляющим затрат: на добычу углеводородного сырья;

на транспорт природного газа и нестабильного конденсата от Вуктыльского месторождения до Сосногорского ГПЗ;

на переработку углеводородного сырья на СГПЗ; на транспорт товарного газа до потребителей.

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по рассматриваемым вариантам определены с учетом состава природного газа и нестабильного конденсата, существующих и проектируемых технологий.

Прогноз получения продуктов переработки природного газа и нестабильного конденсата по рассматриваемым вариантам приведен в табл. 5.15.

Таблица 5.15

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья

Исследования текущего состояния и перспектив рынка сбыта сжиженных углеводородов показали, что реализация СПБТ и ПА возможна на внутреннем рынке (северные территории - Республика Коми, Карелия, Архангелы:кая, Вологодская, Мурманская области) и внешнем (Польша) рынке.

Перспективной программой по переводу автомобильного транспорта на сжиженный газ потребность в автомобильном пропане по Северному региону определена на уровне 10 тыс. т/год. Основной объем ПА (более 90 %) предполагается экспортировать в Польшу. Маркетинговые исследования рынка сбыта смеси пропан-бутана показали возможность реализации СПБТ на Северной территории в объеме 120-130 тыс. т/год, на внешнем рынке - 50 -55 тыс. т/год.

Реализация стабильного конденсата принята по сложившейся схеме: внутренний рынок - 50 %, внешний рынок - 50 %.

Отбензиненный газ предполагается реализовать газораспределительным организациям Республики Коми, Архангельской и Вологодской областей.

При расчете дохода от реализации продукции Сосногорского ГПЗ цены предприятия (EXW) приняты без учета транспортных и таможенных расходов по экспорту продукции, акциза и налога на добавленную стоимость (табл. 5.16).

Для экономической оценки эффективности технологических вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ использованы следующие основные показатели:

капитальные вложения в дообустройство месторождения; эксплуатационные расходы на добычу, транспорт и переработку углеводородного сырья;

выручка от реализации продукции переработки; прибыль от реализации; поток денежной наличности;

дисконтированный поток денежной наличности {к = 10 %).

В качестве критерия эффективности при выборе рекомендуемого варианта из рассмотренных принят накопленный денежный поток и дисконтированный ДП.

Таблица 5./6

Цены предприятия на продукцию переработки углеводородного сырья

Таблица 5.17

Интегральные показатели эффективности разработки Вуктыльского НГКМ, млн. руб.

Сопоставление основных интегральных показателей вариантов разработки ВНГКМ по четырем расчетным схемам за проектный период приведено в табл. 5.17 и на рис. 5.51, 5.52.

Из результатов оценки видно, что показатели эффективности по технологическим вариантам 2, 3, 4 значительно улучшаются при рассмотрении Вуктыльского месторождения как объекта единой системы газоснабжения (с точки зрения ОАО "Газпром" и функционированиия ПХГ). Варианты, предусматривающие закачку газа в пласт, характеризуются высокой экономической эффективностью, при этом реализация варианта 3 обеспечит наибольшую величину денежного потока 5009 млн. руб. (вторая расчетная схема).

Из расчетов следует, что среди рассмотренных четырех вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ вариант 3, предусматривающий сезонную закачку сухого тюменского газа в течение 20 лет, является предпочтительным по величине аккумулированного потока денежных средств и может быть рекомендован к реализации.

Основные технико-экономические показатели разработки Вуктыльского НГКМ по рекомендуемому варианту 3 при второй расчетной схеме приведены в табл. 5.18.

Проведенная экономическая оценка вариантов разработки Вуктыльского месторождения позволяет сделать следующие выводы:

разработка ВНГКМ с закачкой сухого тюменского газа в пласт достаточно эффективна;