Введение
Цель моего курсового проекта - закрепление теоретических знаний и развитие навыков практического решения задач, связанных с экономической стороной функционирования нефтегазовой отрасли.
Для достижения этой цели в своем курсовом я буду решать следующие задачи:
1. технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природного газа;
2. проектирование магистральной системы транспорта газа;
3. определение экономической эффективности вариантов газоснабжения потребителей.
Раздел
1
. Расчетно-проектная часть
В данном курсовом проекте будет проанализировано 3 варианта разработки месторождений природного газа: на основе проведения соответствующих расчетов мы определяем объем и структуру капитальных и эксплуатационных затрат по предложенным вариантам разработки месторождения природного газа, а также обосновываем проект выбора системы транспорта газа.
- без поддержания пластового давления путем закачки газа в пласт
- с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт
- с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт
Все расчеты ведутся на основе данных варианта №3
Расчет капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с разработкой месторождения природного газа
1.1 Обоснование сроков разработки месторождения природного газа
При выполнении курсового проекта мы исключили начальный этап разработки месторождения, в котором наблюдается незначительный прирост добычи газа. Предполагается, что промысел сразу выходит на заданную проектную мощность.
По мере разработки месторождения и падения пластового давления наступает такой период, когда дальнейшее бурение эксплуатационных скважин на заданном постоянном уровне становится экономически нецелесообразным. В соответствии с этим разработка месторождения разбивается на два этапа: постоянной и падающей добычи. Обычно период постоянной добычи составляет 70-75% от общей продолжительности разработки месторождения (принимаем 70%).
Для данного курсового проекта принимаем срок разработки месторождения - 15 лет.
Тогда период постоянной добычи равен:
Тпост = Т * 0,7 = 15 * 0,7 = 11 лет
Тогда период падения добычи равен:
Тпад = 15 – 11 = 4 года
По исходным данным общий объем запасов газа и конденсата месторождения составляет:
Q
зап =
Q
запг
+
Q
запк
= (87 + 12) млрд. м3
= 99 млрд. м3
Поскольку полностью эти запасы извлечь нельзя, реальный объем добычи газа с учетом коэффициента извлечения газа составит:
Q
доб = (
Q
зап * Кизвл) / 100
Q
доб = 99 млрд. м3
* 75 / 100 = 74,25 млрд. м3
Общий объем добычи газа с учетом коэффициента извлечения запасов определяем при помощи диаграммы (см. приложение 1 к методическим указаниям к выполнению курсового проекта). Согласно этой диаграмме общий объем добычи газа равен общей площади трапеции:
S
=
Q
доб. =
Q
доб год * Тпост + (
Q
доб год * Тпад)/2
Откуда объем добычи за 1-ый год:
Q
доб год =
Q
доб. / (Тпост + 0,5 * Тпад)
Q
доб год =
7
4,2
5
/ (11 + 0,5 * 4)=
5
,
711
млрд. м3
Определяем среднегодовой начальный дебет одной скважины:
D
ср год =
D
ср * 365
D
ср год =210 тыс. м3
/сут * 365=76,650 млн. м3
/сут
Где D
ср год
– среднесуточный дебет 1 скважины (и т.д. по всем годам разработки)
Определяем количество добычных скважин, которые необходимо ввести к началу разработки месторождения:
n =
Q
доб год /
D
ср год
n = 5711 млн. м3
/76,650 млн. м3
= 75 скв.
В последующие годы дебит скважины будет снижаться на 0,8% ежегодно. Поэтому для того, чтобы объем добычи оставался на примерно постоянном уровне, необходимо периодически вводить в эксплуатацию дополнительные скважины (в период постоянной добычи).
Определяем дебит скважин в последующие годы и результаты расчетов сводим в таблицу 1.1.
Таблица 1.1
Годы
|
Годовой объем добычи Qдоб(t), млрд м3
|
Число скважин n
|
D, млн.м3
|
Накопленный объем добычи Qнакопл.доб, млрд. м3
|
1
|
5,711 |
75 |
76,650 |
5,711 |
2
|
5,703 |
75 |
76,037 |
11,414 |
3
|
5,657 |
75 |
75,429 |
17,071 |
4
|
5,687 |
76 |
74,825 |
22,758 |
5
|
5,715 |
77 |
74,226 |
28,473 |
6
|
5,670 |
77 |
73,633 |
34,143 |
7
|
5,697 |
78 |
73,044 |
39,840 |
8
|
5,724 |
79 |
72,459 |
45,564 |
9
|
5,678 |
79 |
71,880 |
51,243 |
10
|
5,704 |
80 |
71,305 |
56,947 |
11
|
5,729 |
81 |
70,734 |
62,677 |
Итого за посл. период добычи
|
62,677
|
81
|
375,841
|
12
|
5,684 |
81 |
70,168 |
68,360 |
13
|
5,638 |
81 |
69,607 |
73,999 |
14
|
5,593 |
81 |
69,050 |
79,592 |
15
|
5,548 |
81 |
68,498 |
85,140 |
Итого |
85,140 |
81 |
682,931 |
1.2 Расчет капитальных затрат (вложений) в разработку месторождения
Для расчета капитальных вложений необходимо определить объемы первоначальных и дополнительных капитальных затрат.
Первоначальными затратами называются капиталовложения в строительство скважин и прискважных сооружений, обеспечивающие заданную проектом добычу газа в начальный период эксплуатации промысла.
Дополнительными называются капиталовложения в строительство скважин и прискважных сооружений, предназначенные для поддержания заданной добычи на постоянном уровне.
Капитальные вложения рассчитываются только за период постоянной добычи газа.
Для расчета капитальных затрат определяем направления капитальных вложений по следующим объектам:
· бурение скважин;
· обвязка скважин;
· выкидные линии;
· газосборный коллектор;
· прочие объекты промышленно-производственного назначения;
· объекты жилищного строительства.
В соответствии с изложенным выше, ориентировочный расчет капитальных затрат на добычу газа (Квл)
будет иметь следующий вид:
Квл =
n
* (Кбур + Кобв + Кв.л.) + Кгск +
σ * Рп + К'проч * (У + 1,5),
где n -
количество скважин,
Кбур, Кобв, Кв.л., Кгск –
капитальные вложения в бурение, обвязку скважин, выкидные линии и газосборный коллектор
σ
- удельные капитальные вложения в объекты жилищного строительства тыс. руб/чел. Принимаем σ =9 тыс. руб/чел,
К'проч -
капитальные затраты в прочие объекты участка промысла, Принимаем К'проч = 180 тыс.руб.
Pn -
количество работников на промысле
где У -
количество участков на промысле (У = 2) ,
принимается из расчета до 50 скважин на 1 участок.
Определим количество работников на промысле по годам разработки месторождения
Pn = P
оп
* n + Рпр1
+ Рпр2
* (У - 1),
Где Роп
–
количество операторов на 1 скв. P
оп
принимаем равным 1
.
Рпр1
-
прочее число работников для одного участка промысла мелкого месторождения, принимаем равным 50
.
Р
пр2
-
количество прочих работников для 2-го участка, принимаем равным 10
.
Определяем Р
n
для 1года разработки месторождения.
Pn =1* 75 + 50 + 10 *
(
2
-1)
=135 человек.
Рассчитаем первоначальные капитальные вложения для вариантов I и III для первого года разработки месторождения:
Квл1го д
= 75* (2402 + 10
3
+
6
5) + 5874 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 200,469 млн.руб.
Далее рассчитаем дополнительные капитальные вложения для вновь вводимых скважин:
2 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з2год
=0
,
3 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з3год
=0
4 год: Кдоп.з.4год
=1* (2402 + 103 + 62) + 9 * 1 = 2579 тыс.руб.
И.т.д. до 11-го года разработки включительно.
Рассчитаем первоначальные капитальные вложения для варианта II для первого года разработки месторождения:
Квл1год
= 73 * (2402 + 103 + 94) + 1749 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 198,519 млн.руб.
Аналогично рассчитаем дополнительные капитальные вложения для варианта II для второго и 3 года разработки месторождения, Кдоп.з.2год
= 0, Кдоп.з.3год
= 0
Рассчитаем капитальные вложения для варианта II для четвертого года разработки месторождения:
Кдоп.з. 4год
= 1* (2402 + 103 + 94) + 9 * 1 = 2608 тыс. руб.
И т.д. до 11-го года разработки включительно.
Определяем накопленные капитальные вложения по вариантам разработки месторождения и результаты сводим в таблицу 1.2.
1-ый год (1 и Ш варианты) =
200,469 млн.руб.
1-ый год (П вариант) =
198,519млн. руб.
Поскольку новые скважины не водились, то для 2-го и 3-го года эксплуатации накопленные капитальные затраты не меняются:
2-ой год (I и Ш варианты) =
200,469 млн.руб.
2-ой год (II вариант) =
198,519млн. руб.
3-ий год (I и Ш варианты) =
200,469 млн. руб.
3-ий год (II вариант) =
198,519млн. руб.
И т.д. по всем годам
Определяем удельные значения капитальных затрат по годам разработки:
К уд(
t
) = Кнакопл (
t
) /
Q
доб(
t
),
где К уд(
t
)
-удельныекапитальные затраты в добычу газа в год t, руб/тыс. м3
,
Кдобнак
(
t
) -
накопленные капитальные затраты в год t млн. руб.,
Q
доб(
t
) -
объем добычи газа в год t, млрд м3
.
1-ый год (
I
и Ш варианты) =
200,469 / 5,711 = 35,1 руб/тыс. м3
1-ый год (П вариант)
=198,519/ 5,711 = 34,76 руб/тыс. м3
И т.д. по всем годам
Составляем таблицу
природный газ месторождение разработка
Таблица 1.2
Годы
|
Кап. затраты для в-в (тыс. руб.)
|
Накопл. кап. затраты для в-в (тыс. руб.)
|
Уд. кап. затр. Для в-в (руб/тыс. м3
)
|
I и
III
|
II
|
I и
III
|
II
|
I и
III
|
II
|
1
|
200469 |
198519 |
200469 |
198519 |
35,10 |
34,76 |
2
|
0 |
0 |
200469 |
198519 |
35,15 |
34,81 |
3
|
0 |
0 |
200469 |
198519 |
35,44 |
35,09 |
4
|
2579 |
2608 |
203048 |
201127 |
35,70 |
35,37 |
5
|
2579 |
2608 |
205627 |
203735 |
35,98 |
35,65 |
6
|
0 |
0 |
205627 |
203735 |
36,26 |
35,93 |
7
|
2579 |
2608 |
208206 |
206343 |
36,55 |
36,22 |
8
|
2579 |
2608 |
210785 |
208951 |
36,82 |
36,50 |
9
|
0 |
0 |
210785 |
208951 |
37,12 |
36,80 |
10
|
2579 |
2608 |
213364 |
211559 |
37,41 |
37,09 |
11
|
2579 |
2608 |
215943 |
214167 |
37,69 |
37,38 |
Итого за посл. период добычи
|
215943
|
214167
|
215943
|
214167
|
399,23
|
395,61
|
12
|
0 |
0 |
215943 |
214167 |
37,99 |
37,68 |
13
|
0 |
0 |
215943 |
214167 |
38,30 |
37,99 |
14
|
0 |
0 |
215943 |
214167 |
38,61 |
38,29 |
15
|
0 |
0 |
215943 |
214167 |
38,92 |
38,60 |
Итого
|
215943
|
214167
|
215943
|
214167
|
553,06
|
548,17
|
Используя результаты расчетов строим график (рис 1.1) динамики удельных капитальных затрат на добычу газа по вариантам разработки месторождения.
На основании проведенных расчетов и графиков можно сделать следующий вывод:
Удельные капитальные затраты на добычу газа увеличиваются по мере разработки месторождения так как с вводом каждой новой скважины капитальные затраты возрастают, а объем добычи газа остается приблизительно на уровне.
1.3 Расчет эксплуатационных затрат, связанных с добычей природного газа
Эксплуатационные затраты (издержки), связанные с добычей природного газа, определяем по отдельным годам разработки месторождения (Иt
) и за период постоянной добычи (Ип
).
Эксплуатационные затраты по отдельным годам разработки месторождения определяем по следующим статьям затрат:
· амортизация производственного оборудования;
· заработная плата производственных рабочих;
· отчисления на социальные нужды;
· топливо и энергия;
· вода на технологические нужды;
· расходы на ремонт;
· цеховые и общепромысловые расходы;
· прочие эксплуатационные расходы;
· внепроизводственные расходы.
1
.3.1 Расчет амортизационных расходов
Сначала определяем величину ежегодных амортизационных отчислений от стоимости добычных скважин.
Аг
скв
= Сп
* На
скв
На
скв
= 1/ Тп
Тп
= τскв-лет
/
n
экс. СКВ
*100%
τскв-лет
-
количество скважино-лет, отработанных за период постоянной добычи газа;
n
экс. скв.
-
количество эксплуатационных скважин.
Тп 1,2,3
= 11/75*100% = 14,66Тп 4
=11/76*100% = 14,47
Тп 5,6
= 11/77*100% = 14,28Тп 7
= 11/78*100% = 14,1
Тп 8,9
= 11/79*100% = 13,92Тп 10
= 11/80*100% = 13,75
Тп 11,12,13,14,15
=
11/81*100% = 13,58
Таким образом, На
скв
:
На
скв
1,2,3
= 1/14,66 = 0,0682На
скв
4
= 1/14,47 = 0,0691
На
скв
5,6
= 1/14,28 = 0,07На
скв
7
= 1/14,1 = 0,0709
На
скв
8,9
= 1/13,92 = 0,0718На
скв
10
= 1/13,75 = 0,0727
На
скв
11,12,13,14,15
= 1/13,58 = 0,0736
Первичная стоимость скважин по конкретному году эксплуатации месторождения:
Сп
= Сбур
*
n
,
где Сбур
– стоимость бурения
n
– количество скважин
Сп
1,2,3
=
2402 * 75 =
180150 Сп
4
=
2402 * 76 =
182552
Сп
5.6
=
2402 * 77 =
184954Сп
7
=
2402 * 78 =
187356
Сп
8,9
=
2402 * 79 =
189758Сп
10
=
2402 * 80 =
192160
Сп
11,12,13,14,15
=
2402 * 81 =
194562
Подставив полученные значения стоимости скважин и норму амортизации в формулу
Аг
скв
= На
скв
* Сп,
рассчитаем амортизационные отчисления по годам разработки месторождения:
Аг
скв
1,2,3
=
180150*0,0682 =
12286,2Аг
скв
4
=
182552*0,0691 =
12614,3
Аг
скв
5,6
=
184954*0,07 =
12946,7Аг
скв
7
=
187356*0,0709 =
13284,5
Аг
скв
8,9
=
189758*0,0718 =
13624,6Аг
скв
10
=
192160*0,0727 =
13970,03
Аг
скв
11,12,13,14,15
=
194562*0,0736 = 14319,7
Полученные данные сводим в таблицу 2.3
Далее рассчитываем отчисления на амортизацию обвязки и выкидных линий скважин, а так же на амортизацию газосборного коллектора, которая прибавляется к амортизационным отчислениям по скважинам. Отчисления на амортизацию выкидных линий и газосборного коллектора определяем отдельно для 1и 3 и отдельно для 2 варианта.
Аобв
= (На
обв
* Кобв
) *
n
/100%
Авл
= (На
гс
* Квл
) *
n
/100%
Агск
= (На
гс
* Кгск
) /100%
где К – капитальные вложения, тыс.руб.
Аобв
1
= (103 * 0,1) * 75/100% = 7,73
И т.д. по всем годам
Авл
1,3
= 0,6 * 65 * 75/100% = 29,25
Авл
2
= 0,6 * 94 * 69/100% = 42,3
И т.д. по всем годам
Агск
1,3
= 0,6 * 5874 /100% = 35,24
Агск
2
= 0,
6 * 1749 /100% = 10,49
По остальным годам амортизационные отчисления на ГСК меняться не будут.
1.3.2 Расчет расходов на оплату труда
Величина расходов на оплату труда определяется по формуле:
Ио.т.
= 12 * Тмес * Р
n
* Ктар *
D
сум
* 1,09,
где: Тмес
- минимальная месячная ставка рабочего 1-го разряда (принимаем Тмес=10000 руб/мес);
Рn- численность производственного персонала (принимаем по ранее выполненным работам по годам);
Дсум
- суммарный коэффициент доплат (принимаем Дсум
= 1,3)
1,09 - коэффициент, учитывающий дополнительную оплату труда.
Иот1
= 12 * 10 * 135 * 1,8 * 1,3 * 1,09 = 41319,72
тыс.руб
.
И далее до 11 года.
Результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.
Таблица 1.3
годы
|
количество скважин
|
К-во ППП, чел.
|
Величина расходов на оплату труда, тыс.руб.
|
Накопленные расходы на оплату труда, тыс. руб.
|
1
|
75 |
135 |
41319,72 |
41319,7 |
2
|
75 |
135 |
41319,72 |
82639,4 |
3
|
75 |
135 |
41319,72 |
123959,2 |
4
|
76 |
136 |
41625,79 |
165585 |
5
|
77 |
137 |
41931,86 |
207516,8 |
6
|
77 |
137 |
41931,86 |
249448,7 |
7
|
78 |
138 |
42237,93 |
291686,6 |
8
|
79 |
139 |
42544,01 |
334230,6 |
9
|
79 |
139 |
42544,01 |
376774,6 |
10
|
80 |
140 |
42850,08 |
419624,7 |
11
|
81 |
141 |
43156,15 |
462780,9 |
Итого за посл. период добычи
|
81
|
141
|
462780,86
|
2755566,2
|
12
|
81 |
141 |
43156,15 |
505937,0 |
13
|
81 |
141 |
43156,15 |
549093,2 |
14
|
81 |
141 |
43156,15 |
592249,3 |
15
|
81 |
141 |
43156,15 |
635405,5 |
Итого
|
81
|
141
|
635405,47
|
5038251,2
|
1
.3.3 Отчисления на социальное страхование.
Отчисления на социальные нужды рассчитываются путем умножения расходов на з/п производственных рабочих на коэффициент отчисления на социальные нужды, которые в настоящее время складываются из:
•
страховых взносов в пенсионный фонд - 20%
•
страховых взносов в фонд обязательного медицинского страхования- 2,9%
• страховые взносы в фонд социального страхования – 3,1 %
Итого: 26% или 0,26
Ифонды1год
= Иот1год
* 0,26 = 41319,72 * 0,26 = 10743,13 тыс.руб.
Результаты вычислений сводим в таблицу 1.4:
Таблица 1.4 - Размер отчислений по единому социальному налогу по годам освоения месторождения
годы
|
Отчисления по единому социальному налогу, тыс. руб.
|
Накопленные отчисления, тыс. руб.
|
1
|
10743,13 |
10743,13 |
2
|
10743,13 |
21486,25 |
3
|
10743,13 |
32229,38 |
4
|
10822,71 |
43052,09 |
5
|
10902,28 |
53954,37 |
6
|
10902,28 |
64856,66 |
7
|
10981,86 |
75838,52 |
8
|
11061,44 |
86899,96 |
9
|
11061,44 |
97961,40 |
10
|
11141,02 |
109102,43 |
11
|
11220,60 |
120323,02 |
Итого за посл. период добычи
|
120323,02
|
716447,22
|
12
|
11220,60 |
131543,62 |
13
|
11220,60 |
142764,22 |
14
|
11220,60 |
153984,82 |
15
|
11220,60 |
165205,42 |
Итого
|
165205,42
|
1309945,31
|
1
.3.4 Расчет затрат на электроэнергию
Затраты на электроэнергию Иэ/э
, покупаемую у энергосберегающей компании, рассчитываем по формуле:
Иэ/э
= (
N
об +
N
воды) *
h
р * Тэ/э,
где: Nоб - расходуемая мощность оборудования промысла (принимаем Npacx=150 кВт)
Nводы – мощность, расходуемая на закачку воды в пласт (Nвод рассчитываем только для 3-го варианта разработки месторождения).
h
р
= 7500 – число часов работы оборудования
Тэ/э –
среднегодовой тариф на э/э = 1,99 р/кВт*час
N
воды =
Nэ воды * 1000/24*365 , кВт/сутки
Таким образом, годовые затраты на э/э:
Иэ/э1,2
= 150 * 7500 * 1,99 = 2238,75 тыс. руб./год
N
воды
= (82 * 1000)/(24 * 365) =9,36 кВт/сутки
Иэ/э3
= (150 + 9,36) * 7500 * 1,99 = 2378,44 тыс. руб./год
1.3.5 Расчет платы за воду, идущую на технологические нужды
Плата за воду рассчитывается только для 3 варианта разработки месторождения.
Ивод
= 0,7 *
V
вод *
h
сут * Т воды
,
где: Vводы - количество воды, закачиваемой в пласт, тыс. мЗ
/сут.
V
вод=9 млн. м3
/сут
= 9000 тыс. м3
/сут
hсут -количество суток работы оборудования промысла в год (принимаем hсут=312 сут)
Т воды - среднегодовой тариф на водные ресурсы (принимаем Т воды = 23,7 руб/тыс. мЗ
)
0,7 - коэффициент возврата воды
Ивод
= 0,7 * 9000 * 312 * 23,7 = 46584720 руб./(тыс. мЗ
/год) = 46584 тыс. руб./(тыс. мЗ
/год)
1
.3.6 Расходы на ремонт скважин
Расходы на ремонт скважин рассчитываются путем умножения нормы отчислений в ремонтный фонд (принимаем 1,5% в год) на стоимость скважин, определяемую с учетом износа.
Расходы на ремонт скважин рассчитываются по формуле:
Ирем
= 0,015* (Кбур *
n-U
ам),
где 0,015 – норма отчислений в ремонтный фонд
Аскв1год= 12286,2 тыс.руб.
Ирем1год
=0,015 * (2402 * 75 - 12286,2) = 2517,96 тыс.руб.
И т.д. по всем годам.
Результаты расчетов сводим в таблицу.
Таблица 1.5 - Результаты расчетов на ремонт скважин
годы
|
Число скважин
|
Износ скважин тыс. в год
|
Расходы на ремонт скважин тыс. руб. в год
|
1
|
75 |
12286,2 |
2517,96 |
2
|
75 |
12286,2 |
2517,96 |
3
|
75 |
12286,2 |
2517,96 |
4
|
76 |
12614,3 |
2549,07 |
5
|
77 |
12946,7 |
2580,11 |
6
|
77 |
12946,7 |
2580,11 |
7
|
78 |
13284,5 |
2611,07 |
8
|
79 |
13624,6 |
2642 |
9
|
79 |
13624,6 |
2642 |
10
|
80 |
13970 |
2672,85 |
11
|
81 |
14319,7 |
2703,63 |
Итого за посл. период добычи
|
81
|
144189,7
|
28534,71
|
12
|
81 |
14319,7 |
2703,63 |
13
|
81 |
14319,7 |
2703,63 |
14
|
81 |
14319,7 |
2703,63 |
15
|
81 |
14319,7 |
2703,63 |
Итого
|
81
|
201468,5
|
39349,25
|
1
.3.7 Расчет промысловой себестоимости газа
Себестоимость природного газа рассчитывается по трем вариантам разработки месторождения для каждого года эксплуатации месторождения.
Sг
= И / (0,789 *
Q
добгод),
руб. /тыс. мЗ
,
где: И - расходы, связанные с разработкой месторождения по всем вариантам;
Qt - добыча газа по годам в тыс. мЗ
/год.
Qдобгод (1год) = 4941538 тыс. м3
/год
Определяем затраты и для каждого из вариантов разработки месторождения:
Вариант 1
И1 = Искв + Иобв + Ив.л. + Игск + Ио.т. + Исоц.отч. + Иэ/э + Ирем
И1 (1-ый год)
= 2402 + 103 + 65 + 5874 + 41319,72 + 10743,13 + 2238,75 + 2517,96 = 65263,554 тыс.руб.
S
г1
= 65263554 / (0,789 * 5711538) = 14,48 руб./тыс. мЗ
Вариант 2
И2 = И1 + Икомпр,
где: Икомпр - расходы на компрессоры;
Икомпр = Ккомпр * Sг
* 4;
Ккомпр (количество компрессоров) = 27;
Sr (себестоимость газа, рассчитанная для 1-го варианта) = 14,48 руб/тыс мЗ
;
4 тыс. мЗ
- объем газа, закачиваемый в пласт.
Икомпр
= 27 * 14,48 * 4 = 1563,84 руб.=1,56384 тыс.руб.
И2 (1-ый год)
= 2402 + 103 + 94 + 1749 + 41319,72 + 10743,13 + 2238,75 + 2517,96 + 1,56384 = 61169,118 тыс.руб.
Sг2
= 61169118/ (0,789 *5711538) = 13,58 руб./тыс. мЗ
.
Вариант 3
И3 = И1+ Ивод.
UЗ (1-ый год)
= 2402 + 103 + 66 + 5874 + 41319,72 + 10743,13 + 2378,44 + 2517,96 + 46584 = 111987,244 тыс.руб.
Sr3
= 111987,244 / (0,789 *5711538) = 26,41 руб. /тыс. мЗ
.
Результаты расчетов сводим в таблицы:
Таблица 1.6
Годы
|
Годовая добыча млрд. м3
/год
|
Сумма издержек (затрат) тыс.руб.
|
Себестоимость газа руб./тыс. м3
|
1
|
5,711 |
65263,554 |
14,48 |
2
|
5,703 |
65263,554 |
14,50 |
3
|
5,657 |
65263,554 |
14,62 |
4
|
5,687 |
65680,313 |
14,64 |
5
|
5,715 |
66097,008 |
14,66 |
6
|
5,670 |
66097,008 |
14,78 |
7
|
5,697 |
66513,622 |
14,80 |
8
|
5,724 |
66930,201 |
14,82 |
9
|
5,678 |
66930,201 |
14,94 |
10
|
5,704 |
67346,701 |
14,96 |
11
|
5,729 |
67763,136 |
14,99 |
Итого за посл. период добычи
|
62,677
|
729148,853
|
162,19
|
12
|
5,684 |
67763,136 |
15,11 |
13
|
5,638 |
67763,136 |
15,23 |
14
|
5,593 |
67763,136 |
15,36 |
15
|
5,548 |
67763,136 |
15,48 |
Итого
|
85,140
|
1000201,397
|
223,37
|
Таблица 1.7
Годы
|
Годовая добыча млрд. м3
/год
|
Сумма издержек (затрат) тыс.руб.
|
Себестоимость газа руб./тыс. м3
|
1
|
5,711 |
61169,118 |
13,58 |
2
|
5,703 |
61169,118 |
13,59 |
3
|
5,657 |
61169,118 |
13,70 |
4
|
5,687 |
61585,877 |
13,73 |
5
|
5,715 |
62002,572 |
13,75 |
6
|
5,670 |
62002,572 |
13,86 |
7
|
5,697 |
62419,186 |
13,89 |
8
|
5,724 |
62835,765 |
13,91 |
9
|
5,678 |
62835,765 |
14,02 |
10
|
5,704 |
63252,265 |
14,05 |
11
|
5,729 |
63668,700 |
14,08 |
Итого за посл. период добычи
|
62,677
|
684110,055
|
152,17
|
12
|
5,684 |
63668,700 |
14,20 |
13
|
5,638 |
63668,700 |
14,31 |
14
|
5,593 |
63668,700 |
14,43 |
15
|
5,548 |
63668,700 |
14,54 |
Итого
|
85,140
|
938784,855
|
209,65
|
Таблица 1.8
Годы
|
Годовая добыча млрд. м3
/год
|
Сумма издержек (затрат) тыс.руб.
|
Себестоимость газа руб./тыс. м3
|
1
|
5,711 |
111987,244 |
24,85 |
2
|
5,703 |
111987,244 |
24,89 |
3
|
5,657 |
111987,244 |
25,09 |
4
|
5,687 |
112404,003 |
25,05 |
5
|
5,715 |
112820,698 |
25,02 |
6
|
5,670 |
112820,698 |
25,22 |
7
|
5,697 |
113237,312 |
25,19 |
8
|
5,724 |
113653,891 |
25,16 |
9
|
5,678 |
113653,891 |
|