Технико-экономическое обоснование разработки газового месторождения в нефтегазовой компании "Новатэк"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт управления бизнес процессами и экономики

Кафедра экономики и организации предприятий энергетического и транспортного комплексов.

КУРСОВАЯ РАБОТА

Технико-экономическое обоснование разработки газового месторождения в нефтегазовой компании «Новатэк»

Руководитель ____________ Ст. преподаватель Е. В. Бочарова

подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия

Студент УБ 11 - 12 №431107065 _________ П. А. Зоркина

номер группы номер зачетной книжки подпись, дата инициалы, фамилия

Красноярск 2012

Содержание

Введение

Раздел 1. Характеристика нефтегазовой компании ОАО «Новатэк»

1.1 История создания и стратегия компании

1.2 Характеристика организационно-правовой формы предприятия, виды и цель осуществляемой деятельности

1.3 Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура

1.4 Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации газовых месторождений

1.5 Перспективы развития мирового газового рынка

Раздел 2. Экономическая эффективность разработки газового месторождения ОАО «Новатэк»

2.1 Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения

2.2 Расчет вспомогательных материалов

2.3 Расчет затрат по оплате труда

2.4 Расчет отчислений в ремонтный фонд и суммы амортизационных отчислений

2.5 Расчет налоговых отчислений

2.6 Расчет себестоимости добычи газа

2.7 Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения

Заключение

Список использованных источников

Введение

экономическая эффективность разработка газовое месторождение

Система газоснабжения России - основополагающий элемент национальной экономики, от надежного и эффективного функционирования которого непосредственно зависит ее нормальная работа и жизнеобеспечение всех граждан России. Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП, обеспечивает значительную часть доходов бюджета, а также более 19% поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа (45% в структуре экспорта топлива из России). В России ежегодно потребляется (с учетом расхода газа на технологические нужды системы газоснабжения) 410 млрд. куб. м газа, или более 70% от всего объема газа, добываемого в стране. Масштабы внутреннего рынка, начиная с 1998 года, стабильны и имеют тенденцию к некоторому росту (3, 3% в год). Газ составляет 50% в структуре баланса первичных энергоносителей в стране и будет оставаться основным топливным ресурсом, но с постепенным сокращением его доли в потреблении топливно-энергетических ресурсов до 45% к 2011 году.

Динамичное развитие газового сектора способно обеспечить поступательное движение и другим отраслям экономики. В условиях наметившегося экономического подъема обеспечение газом платежеспособных российских потребителей представляется одной из основных задач по модернизации экономики и обеспечению ее поступательного развития.

Целью данной курсовой работы является технико-экономическое обоснование разработки газового месторождения в нефтегазовой компании.

Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:

- дать краткую характеристику нефтегазовой компании;

- провести расчет экономической эффективности разработки газового месторождения.

Объект исследования - ОАО «Новатэк».

Выполнение данной курсовой работы дает возможность приобрести навыки в работе с нормативно-справочными материалами, технико-технологической документацией и экономическими показателями.

Для написания курсовой работы был использован практический и теоретический материал зарубежных и отечественных авторов.

Раздел 1. Характеристика нефтегазовой компании ОАО «Новатэк»

1.1 История создания и стратегия компании

ОАО «НОВАТЭК» ведет свою историю от строительного предприятия «СНП Нова», которое образовалось в августе 1991 года в результате акционирования строительного треста «Куйбышевтрубопроводстрой», существующего с 1979 года «Нова» занималась и продолжает заниматься строительством трубопроводов, дорог и промышленных объектов в разных регионах страны, в том числе на Крайнем Севере. ОАО «Новафининвест» (прежнее название «НОВАТЭКа»), образованное в августе 1994, сконцентрировало деятельность на управлении своими нефтегазодобывающими предприятиями. Значительные инвестиции были направлены на увеличение ресурсной базы, разведку и добычу углеводородов, в первую очередь природного газа и конденсата. Лицензионные участки компании находятся в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), на долю которого приходится более 90% российского и приблизительно 20% мирового объема добычи газа. Крупнейшими месторождениями компании являются Восточно-Таркосалинское, Юрхаровское и Ханчейское. Их успешное освоение позволило «НОВАТЭКу» стать крупнейшей в России компанией по объемам добычи и запасов природного газа. С конца 2002 года Компания приступила к активной реализации газа по прямым договорам с потребителями, крупнейшими из которых являются энергетические предприятия (входящие в структуру РАО ЕЭС России). В 2003 года Компания поставляла добываемый газ энергетикам в Чувашию, Республику Коми, Ярославскую, Самарскую, Тюменскую, Челябинскую, Пермскую и Кировские области. В марте 2003 года компания сменила название на ОАО «НОВАТЭК», более точно отражающее суть ее бизнеса и основную деятельность - добычу и переработку углеводородов, и приступила к выполнению программы реорганизации корпоративной структуры, направленной на полную консолидацию профильных активов и отчуждение непрофильного бизнеса. К декабрю 2004 года компания успешно завершила консолидацию 100% «Таркосаленефтегаза» и «Ханчейнефтегаза» и реализовала доли участия в непрофильных предприятиях, предоставляющих услуги строительства объектов нефтегазодобычи (включая СНП «НОВА»), и телекоммуникационные услуги. В 2005 года «НОВАТЭК» продолжил реорганизацию корпоративной структуры, реализовав свои доли участия в предприятиях, занимающихся банковской деятельностью и нефтедобычей. В июне 2005 года «НОВАТЭК» ввел в промышленную эксплуатацию полностью принадлежащий Пуровский завод по переработке конденсата («Пуровский ЗПК»). Ввод Пуровского ЗПК в эксплуатацию стал важным звеном в цепи добавленной стоимости от разведки и добычи к переработке и сбыту, позволив «НОВАТЭКу» полностью контролировать потребности в переработке и обеспечив возможность экспортировать 100% стабильного конденсата через перевалочный терминал в порту Витино на Белом море. В июле 2005 года «НОВАТЭК» успешно разместил 19% своих акций на Лондонской и российских фондовых биржах, что на тот момент времени явилось вторым за всю историю IPO российских компаний по объемам привлеченных средств. В 2008 году «НОВАТЭК» запустил 2-ю очередь Юрхаровского месторождения, увеличив возможности по добыче газа до уровня более чем 100 млн куб. м в сутки. В 2008 году в промышленную эксплуатацию введена вторая очередь Пуровского завода по переработке конденсата («Пуровский ЗПК»), мощность завода доведена до 5 млн тонн в год. В 2009 году Совет директоров «НОВАТЭКа» одобрил приобретение 51% акций ОАО «Ямал СПГ», владеющего лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов на Южно-Тамбейском месторождении. Месторождение открыто в 1974 году и расположено на северо-востоке полуострова Ямал. По состоянию на 01. 01. 2008 запасы газа на месторождении по российской классификации (категории С1+С2) составляют 1, 256 трлн куб. м. В октябре 2009 года «НОВАТЭК» ввел в эксплуатацию второй пусковой комплекс второй очереди Юрхаровского месторождения. Запуск второго пускового комплекса позволит увеличить возможности Компании по добыче газа и газового конденсата на 7 млрд куб. м и 600 тыс. тонн в год соответственно. В рамках второго пускового комплекса Компания ввела в эксплуатацию две технологические нитки низкотемпературной сепарации газа. Ввод второго пускового комплекса позволит увеличить годовой объем добычи на месторождении до 23 млрд куб. м газа и 2 млн тонн конденсата. Это увеличит производственные мощности Компании по добыче газа до 44 млрд куб. м в год. В 2009 году валовая добыча составила 32, 78 млрд куб. м природного газа и 3049 тыс. тонн жидких углеводородов. По сравнению с 2008 годом добыча природного газа увеличилась на 1, 89 млрд куб. м или на 6, 2%, добыча жидких углеводородов выросла на 463 тыс. тонн или на 17, 9%. В ноябре 2010 ООО «Ямал развитие», совместное предприятие, созданное на паритетных началах с ОАО «Газпром нефть», приобрело 51% долю участия в ООО «СеверЭнергия», владеющем лицензиями на геологическое изучение, разведку и добычу нефтегазоконденсатных месторождений в ЯНАО. В декабре 2010 года «НОВАТЭК» закрыл сделку по приобретению 51% доли в уставном капитале ОАО «НОВАТЭК», имеющего лицензии на геологическое изучение, разведку и добычу в ЯНАО. В сентябре 2011 года мы увеличили нашу долю в уставном капитале ОАО «Ямал СПГ» до 100% путем реализации двух опционов на покупку оставшихся 49% и в октябре - уменьшили нашу долю до 80% в результате продажи 20% доли компании Total, стратегическому партнеру Компании по проекту.

В 2011 году валовая добыча составила 53, 54 млрд куб. м природного газа и 4, 12 млн тонн жидких углеводородов. По сравнению с 2010 годом добыча природного газа увеличилась на 15, 76 млрд куб. м или на 41, 7%, добыча жидких углеводородов выросла на 492 тыс. тонн или на 13, 5%. Объем переработки деэтанизированного газового конденсата на Пуровском ЗПК в четвертом квартале и за 2011 год составил 984 и 3 869 тыс. тонн соответственно.

Стратегия развития:

ОАО «НОВАТЭК» - ведущий независимый производитель природного газа в России. В своей деятельности мы опираемся на опыт, знания и энтузиазм наших сотрудников во всех областях деятельности и во всех регионах, в которых работает компания. Наша стратегическая цель - устойчивое и эффективное наращивание объемов добычи углеводородов. Следуя стратегии эффективного наращивания производственных мощностей и увеличения объемов добычи углеводородов, а также придавая особое значение вопросам экологической и социальной ответственности, Компания намерена:

Значительно увеличивать производственные мощности по добыче природного газа и сопутствующих углеводородов. Невзирая на недавний экономический спад в мире и в России, эксперты отрасли, включая Международное агентство по энергетике (МАЭ), считают, что долгосрочный спрос на природный газ превысит текущее предложение. Компания считает, что занимает выгодное положение для того, чтобы удовлетворить значительную часть ожидаемого растущего спроса на природный газ на внутреннем российском рынке, ввиду близкого расположения наших основных месторождений к существующей газотранспортной инфраструктуре, успешного опыта разработки месторождений и коммерческих возможностей по реализации продукции на рынке. Мы планируем продолжить осуществление целевых капитальных вложений для увеличения объемов производства, которое определено в качестве приоритета инвестиционной программы. Одновременно с этим «НОВАТЭК» внимательно оценивает потенциальные возможности по приобретению производственных активов или активов с краткосрочными и/или среднесрочными перспективами начала добычи, при условии, что такие приобретения приведут к увеличению стоимости бизнеса и ценных бумаг. Сохранять низкий уровень затрат. Мы намерены и далее сохранять достигнутый низкий уровень затрат за счет использования современных технологий и методов добычи на объектах, входящих в нашу богатую ресурсную базу. В течение нескольких лет, по сравнению с отраслевыми стандартами и показателями конкурентов, средние производственные затраты Компании, затраты на разведку и добычу, а также затраты на воспроизводство запасов оставались одними из самых низких в мировой нефтегазовой отрасли. Кроме того, географическая концентрация большинства объектов ресурсной базы в непосредственной близости от ЕСГ и Пуровского ЗПК и возникающий в результате эффект масштаба и далее будут основополагающими факторами для поддержания структуры затрат на низком уровне. Помимо этого, Компания будет продолжать прилагать все усилия к тому, чтобы на постоянной основе поддерживать низкий уровень затрат во всех иных областях деятельности и осуществлять строгий контроль над административными расходами. Обеспечивать максимальный размер выручки от реализации природного газа и жидких фракций. Маркетинговая и сбытовая команды Компании продолжают оптимизировать структуру реализации природного газа между конечными потребителями и оптовыми трейдерами, а также структуру реализации жидких углеводородов между внешним и внутренним рынками в целях достижения максимального и сбалансированного по риску дохода. Мы намерены выйти на новые региональные рынки и увеличить долю продаж природного газа, осуществляемых по долгосрочным контрактам, а также удерживать лидирующее положение среди независимых производителей газа. Кроме того, по мере увеличения добычи жидких углеводородов, Компания будет продолжать географическую диверсификацию рынков сбыта газового конденсата и СУГ, а также расширять клиентскую базу, одновременно развивая мощности по более глубокой переработке продукции. В рамках данного процесса «НОВАТЭК» будет осуществлять капитальные вложения в строительство завода по перевалке и фракционированию продукции в Усть-Луге для переработки стабильного газового конденсата, что позволит нам осуществлять более глубокую переработку своей продукции и получать дополнительную маржу при ее реализации, а также позволит расширить возможности по маркетингу продукции на рынке. Кроме того, мы полагаем, что участие в проекте «Ямал-СПГ» позволит «НОВАТЭКу» расширить и диверсифицировать нашу клиентскую базу на различных рынках. Наращивать ресурсную базу и эффективно управлять запасами. Компания намерена управлять ресурсной базой с тем, чтобы увеличить объемы доказанных запасов, а также осуществлять разведку и добычу углеводородов на месторождениях и лицензионных участках. Мы считаем, что существующая ресурсная база в Надым_Пур_Тазовском районе и ее близость к транспортной и перерабатывающей инфраструктуре региона, а также недавно приобретенные нами ресурсы на полуострове Ямал, в том числе, Южно-Тамбейское месторождение, контроль над которым получен посредством приобретения основной доли в капитале «Ямал СПГ», позволят нам использовать свой опыт в разработке сложных газоконденсатных запасов с целью дальнейшего расширения нашей ресурсной базы, как посредством проведения геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения, так и посредством потенциальных приобретений активов. Так, например, в ноябре 2010 года ООО «Ямал-Развитие», совместное предприятие (на паритетных началах) с ОАО «Газпром нефть», завершило сделку по приобретению 51% доли участия в уставном капитале ООО «СеверЭнергия», которое владеет лицензиями на разработку углеводородных месторождений в ЯНАО. В декабре 2010 года закрыта сделка по приобретению 51% акций ОАО «Новатэк» с целью разработки нефтяных и газовых месторождений в ЯНАО.

Продолжать и развивать сотрудничество с международными энергетическими компаниями. С учетом стратегических планов Общества по увеличению объемов добычи и расширению рынков сбыта, Общество планирует активно развивать совместную деятельность с международными энергетическими компаниями и другими стратегическими партнерами на принципах обеспечения взаимной выгоды.

1.2 Характеристика организационно-правовой формы предприятия, виды и цель осуществляемой деятельности

Организационно-правовая форма нефтяной компании «Новатэк» - открытое акционерное общество, что представляет собой организацию, созданную на основе добровольного оглашения юридических и физических лиц (в том числе и иностранных), объединивших свои средства путем выпуска акций, и имеющая целью удовлетворение общественных потребностей и извлечение прибыли. Акционерные общество «Новатэк» создано без ограничения срока деятельности. Минимальный уставный капитал ОАО должен составлять не менее тысячекратной суммы минимального размера оплаты труда, установленного федеральным законом на дату регистрации ОАО, что в настоящий момент составляет 100 000 рублей. На практике ОАО часто выбирается для привлечения инвесторов, в том числе иностранных, поскольку ОАО обязано ежегодно публиковать для всеобщего сведения свою годовую отчетность, что делает «прозрачным» для инвесторов финансовую деятельность таких организаций, что и характерно для ОАО «Новатэк». Особенностями открытого акционерного общества являются следующее:

- его акционеры вправе отчуждать принадлежащие им акции без согласия других акционеров этого общества;

- общество вправе проводить открытую (для всех других юридических и физических лиц) подписку на выпускаемые им акции и осуществлять их свободную продажу с учетом требований Закона об акционерных обществах и иных правовых актов Российской Федерации;

- общество вправе проводить также и закрытую (для определенного круга физических и юридических лиц, своих акционеров) подписку на выпускаемые им акции, за исключением случаев, когда возможность проведения закрытой подписки ограничена уставом общества или требованиями правовых актов Российской Федерации;

- число членов (физических и юридических лиц) такого общества законом не ограничивается;

- не допускается установление преимущественного права общества или его акционеров на приобретение акций, отчуждаемых акционерами этого общества.

Открытое акционерное общество, согласно п. 1 ст. 92 Закона об АО, обязано раскрывать:

- годовой отчет, годовую бухгалтерскую отчетность;

- проспект эмиссии своих акций в случаях, предусмотренных правовыми актами Российской Федерации;

- сообщение о проведении общего собрания акционеров в порядке, предусмотренном Законом;

- иные сведения, определяемые Федеральным органом исполнительной власти по рынку ценных бумаг.

В случае публичного размещения обществом акций или иных ценных бумаг оно обязано раскрыть информацию в объеме и порядке, установленных Федеральным органом исполнительной власти по рынку ценных бумаг.

ОАО «Новатэк» осуществляет деятельность в отрасли нефтяной и газовой промышленности.

Основными направлениями бизнеса компании являются:

разведка и добыча углеводородного сырья;

переработка газа и производство электроэнергии;

производство и маркетинг нефтепродуктов, товарного газа, продуктов газопереработки;

выработка продуктов нефтехимии.

Основные виды деятельности компании ОАО «Новатэк»: разведка, разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, поиск, добыча и реализация нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. В настоящий момент существует около 50 подразделений ОАО «Новатэк» выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно общероссийскому классификатору видов экономической деятельности (ОКВЭД) виды деятельности ОАО «Новатэк» следующие:

- 75. 13 - регулирование и содействие эффективному ведению экономической деятельности, деятельность в области региональной, национальной и молодежной политики;

- 74. 20. 2 - геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр;

- 74. 14 - консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления;

- 72 - деятельность, связанная с использованием вычислительной техники и информационных технологий;

- 64. 20 - деятельность в области электросвязи;

- 55. 30 - деятельность ресторанов и кафе;

- 52 - розничная торговля, кроме торговли автотранспортными средствами и мотоциклами; ремонт бытовых изделий и предметов личного пользования;

- 45 - строительство;

- 22. 1 - издательская деятельность;

- 11. 10. 11 - добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа.

Целями деятельности ОАО «Новатэк» являются: полное и качественное удовлетворение потребностей российских и иностранных юридических лиц и потребностей населения в насыщении рынка товарами народного потребления, оказании услуг и реализации на основе полученной прибыли социальных и экономических интересов его участников и всех работников общества.

1.3 Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура

Единая система сбора, транспорта и использования нефтяного газа в ОАО «Новатэк» была сформирована к 2000 году. Эта система позволяет комплексно решать вопросы эксплуатации оборудования, загрузки мощностей и реализации продукции, выполнения лицензионных соглашений в области использования нефтяного газа.

В компании созданы два предприятия, специализирующиеся в сфере использования газа:

- Управление по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ) ;

- Управление по переработке газа (УПГ).

Компания осуществляет и развивает следующие виды деятельности в газовом секторе:

- внутрипромысловый сбор, магистральный транспорт и поставку газа потребителям, что реализуется посредством 5 газораспределительных станций и сети промысловых и магистральных газопроводов суммарной протяженностью более 3 000 км;

- компримирование, которое выполняется 8 транспортными компрессорными станциями и 1 компрессорной станцией для закачки газа в пласт. С целью экономии электроэнергии на всех станциях используются газотурбинные приводы;

- утилизацию газа низкого давления на 17 компрессорных станциях концевых ступеней сепарации;

- переработку газа на 3 установках переработки газа суммарной мощностью более 7 млрд. м3 в год;

- производство электроэнергии силами 19 газотурбинных электростанций (ГТЭС), а также 7 газопоршневых электростанций (ГПЭС).

Практически на всех дожимных насосных станциях компании внедрена безрезервуарная схема подготовки нефти, при этом газ низкого давления в растворенном виде с нефтью направляется на центральные пункты сбора (ЦППН), где отбирается вакуумными компрессорными станциями.

Все факельные установки компании оснащены узлами учета газа, что позволяет достоверно определять ресурсы газа на месторождениях и формировать инвестиционные программы по рациональному использованию газа.

Новым методом использования газа в ОАО «Новатэк» стала его закачка в пласт в целях поддержания пластового давления. На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2009 году завершено капитальное строительство компрессорной станции с газотурбинным приводом и производительностью 1, 5 млрд. м3 в год. В 2011 году в пласт было закачано 323, 5 млн. м3 попутного нефтяного газа.

Уровень утилизации попутного нефтяного газа в ОАО «Новатэк» в 2011 году составил 97, 81%, в том числе по регионам:

- в ЯНАО - 100%;

- в ХМАО - 97, 9%;

- в Республике Саха (Якутия) - 95, 3%.

Максимально используется возможность использования попутного газа на собственные нужды производственных объектов ОАО «Новатэк». В 2011 году потребление газа в компании составило более 3 млрд. мЗ. Все котельные компании переведены на газовое топливо, для обогрева техники применяются газовые подогреватели и газолучистые обогреватели.

С учетом баланса потребления электроэнергии и газа по всем группам месторождений «Новатэка» разработана оптимальная программа обустройства месторождений газопроводами, ЛЭП, ГТЭС, ГПЭС, компрессорными станциями, установками «Хитер-Тритер» и котельными.

Для выполнения требований лицензионных соглашений и в соответствии с программой компании в 2011 году ОАО «Новатэк» завершило капитальное строительство и ввело в эксплуатацию 1 установку компримирования и подготовки газа (УКПГ) в ХМАО, 1 установку подготовки газа (УПГ) в Республике Саха (Якутия), промысловые газопроводы протяженностью около 180 км, произвело техническое перевооружение 1 ГТЭС, выполнило реконструкцию 3 компрессорных станций низких ступеней сепарации и 1 транспортной компрессорной станции.

ОАО «Новатэк» планомерно продолжает инвестировать в основные фонды по утилизации попутного газа, что позволяет обеспечивать утилизацию газа на всех разрабатываемых компанией месторождениях, на уровне более 98%.

ОАО «Новатэк», как и все передовые предприятия России, разделяет принципы социальной ответственности, которые приняты в большинстве развитых стран, и стремится применять их на практике во всех сферах своей деятельности.

Компания строит собственную социальную политику на основе гармоничного сочетания интересов своих сотрудников, населения регионов присутствия, общества в целом и акционеров при неукоснительном соблюдении законодательных норм и требований.

Добиваясь динамичного развития и повышения эффективности производства, компания инвестирует значительные средства в решение социальных задач, принимает участие в реализации государственных и региональных проектов в сфере развития отечественной культуры, образования, здравоохранения, социальной поддержки населения.

Деятельность компании в регионах присутствия направлена на поддержание стабильности, укрепление социально-экономического потенциала территорий.

ОАО «Новатэк» стремится сохранять и создавать за счет развития производства новые рабочие места в каждом регионе деятельности, способствует повышению жизненного уровня населения, оказывает финансовую поддержку региональным программам социальной направленности.

Создание надлежащих условий труда, быта, отдыха и оздоровления сотрудников, развитие спорта, поддержка пенсионеров и ветеранов являются важными факторами укрепления и развития главного капитала компании - трудового коллектива, и значимыми составляющими успешного развития компании в будущем.

Признаком стабильной работы предприятий является предоставление работникам социальных гарантий и льгот. Уровень социальных льгот, гарантий и компенсаций оговаривается в коллективном договоре. При условии выполнения поставленных перед коллективом производственных задач сотрудникам предоставляется более тридцати видов социальных льгот и гарантий.

Социальная политика компании формируется и реализуется на системной основе в соответствии с утвержденными нормативными документами.

1.4 Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации газовых месторождений

Рассматривая концепцию научно-технической политики в энергетике России, можно заключить, что основополагающее значение имеет развитие главной отрасли энергетики страны, какой сегодня стала газовая промышленность. Сегодня газовая промышленность в нашей стране благодаря своим экономическим, экологическим и социальным преимуществам значительно опережает все другие отрасли энергетики. В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надёжность подачи газа на всём пути его движения от пласта до потребителя. Раньше, когда роль газа в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны была меньше, вопросы надёжности добычи не стояли так остро, как сейчас, и у нас нет права оставить без тепла и электроэнергии население и промышленность даже на короткий срок.

Наиболее эффективный путь решения проблем надёжности, увеличения газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса. В добыче и разработке газовых месторождений основная концепция научно-технической политики сводится к решению научных проблем, обеспечивающих надёжную добычу газа без осложнений и аварий и разработку месторождений с высокими коэффициентами газо- и конденсатоотдачи.

Надёжность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регулярного проведения гидродинамических и акустико-гидродинамических исследований скважин, а также создания системы эффективной диагностики скважин и газопромыслового оборудования.

Из анализа разработки 450 выработанных месторождений России следует, что средний коэффициент газоотдачи по ним составляет 70%. Как показывают теоретические разработки, подтвержденные промысловым опытом, вначале более интенсивно вырабатываются высокопроницаемые прослои, за ними вступают обычные менее проницаемые коллекторы и, наконец, на завершающей стадии разработки низкопроницаемые плотные коллекторы или прослои с низкой газонасыщенностью. Из анализа ввода скважин по выработанным месторождениям следует, что первые 50% введенных в эксплуатацию скважин дают 85 - 88% извлекаемых запасов газа, а на остальные 50% приходится всего 12-15%.

Традиционный подход к проектированию разработки месторождений природного газа, который длительный период времени применялся на практике, провозглашал, согласно нормативам газоконденсатных залежей (ГКЗ), возможность практически полной добычи газа из любой залежи, с одной стороны, и целесообразность получения максимально возможного дебита по каждой скважине, с другой. Анализ огромного фактического материала и его сравнение с проектными решениями, основанными на традиционном подходе, показали их неадекватность. Научные представления о процессах добычи газа оказались значительно сложнее, чем это представлялось согласно традиционной стратегии.

Изменение экономической ситуации в стране и переход к рыночной экономике ещё более акцентировали изъяны традиционного подхода. Объективная реальность потребовала коренных изменений в подходах к добычи газа.

Были установлены следующие принципиальные факты и научные представления о газовых скважинах и залежах:

- скважины, работающие с энергосберегающими дебитами, функционируют надёжно и не порождают серьёзных проблем при их эксплуатации;

- подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при водонапорном режиме.

При проектировании разработки недостаточно знания запасов газа по общепринятым категориям А + В + С1, по которым можно судить только о разной степени достоверности ресурсов. Сегодня требуется создание методики расчёта извлекаемых запасов, учитывающей распределения их плотности по проницаемости и газонасыщенности и в том числе с учётом влияния начального градиента давления. Новые представления о фильтрационных процессах, происходящих в реальных неоднородных залежах, дают возможность строить более обоснованные математические модели, выбирать варианты разработки, позволяющие в значительной мере предотвратить избирательное продвижение воды и тем самым повысить коэффициенты газо- и конденсатоотдачи и определять оптимальные темпы разработки. При более низких темпах разработки обеспечиваются более высокие коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

Одной из сложных проблем является добыча газа на завершающей стадии разработки, которая приобретает всё большее значение в связи с переходом на падающую добычу наших месторождений - гигантов Севера Тюменской области Медвежьего, Уренгойского месторождений и др. Ожидает своего эффективного решения проблема освоения глубокозалегающих залежей, в том числе приуроченных к низкопроницаемым плотным коллекторам, в которых рентабельность добычи прямо зависит от применения специальных методов освоения и интенсификации притока газа, применения горизонтальных и многозабойных скважин и др.

Эти факты потребовали коренного пересмотра принципов подхода к разработке и эксплуатации месторождений природного газа.

В результате была выработана новая, радикально отличная от предыдущей, концепция разработки месторождений природных газов, которая во главу угла ставит проблему комплексного подхода с обеспечением надёжности добычи и повышения газо- и конденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин.

Общий способ решения проблемы - непрерывное энергосбережение. Как видно, он радикально отличается от традиционного подхода, так как принцип энергосбережения обратен принципу форсирования разработки.

Для рациональной энергосберегающей разработки месторождений природного газа необходимо:

- установление энергосберегающих режимов эксплуатации газовых скважин (тенденция к минимизации дебитов), обеспечивающих надёжность добычи газа без осложнений и аварий;

- установление энергосберегающих оптимальных темпов истощений газовых и газоконденсатных залежей и опережающего ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающих повышение газо- и конденсатоотдачи (тенденция к минимизации).

Применение предложенных энергосберегающих технологий разработки месторождений позволяет повысить газо- и конденсатоотдачу на 15 - 20%.

По существу, предлагаемый новый энергосберегающий подход можно рассматривать как основную концепцию разработки и эксплуатации месторождений природного газа XXI века.

Добывающие мощности компании ОАО «Сургутнефтегаз» сконцентрированы в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах и Республике Саха (Якутия).

Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области.

Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Начальные запасы газа св. 250 млрд. мі. Залежи на глубине 2 км.

В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (северная часть).

В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.

К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту «Б» изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.

Следует отметить, что объединения в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту «Б», ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско - Пимского вала как единой структуры.

С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи:

- газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11;

- нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.

По соотношению газо - и нефтенасыщенных частей продуктивных основных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.

Ниже приводится характеристика продуктивных основных горизонтов Лянторского месторождения.

Залежи пласта АС11 относятся к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуются наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т. д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В их плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 1, 19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16, 1 до 29, 8% при среднем значении 24, 3% (24%).

Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26%, у 13% пород - более 26%.

ОАО “Новатэк” добывает более 10 миллиардов кубометров газа в год, что составляет около трети газа, производимого российскими нефтяными компаниями. Причем, организация не просто добывает газ в качестве сырья, но и подготавливает его до товарной продукции, соответствующей требованиям государственных стандартов. Уровень использования попутного нефтяного газа - самый высокий в отрасли, и этот показатель год от года растет за счет введения новых мощностей по утилизации газа.

Максимально используется возможность использования попутного газа на собственные нужды производственных объектов ОАО «Новатэк». В 2011 году потребление газа в компании составило более 3 млрд. мЗ. Все котельные компании переведены на газовое топливо, для обогрева техники применяются газовые подогреватели и газолучистые обогреватели.

С учетом баланса потребления электроэнергии и газа по всем группам месторождений «Новатэком» разработана оптимальная программа обустройства месторождений газопроводами, ЛЭП, ГТЭС, ГПЭС, компрессорными станциями, установками «Хитер-Тритер» и котельными.

1.5 Перспективы развития мирового газового рынка

Природный газ играет одну из ключевых ролей в мировом энергопотреблении, являясь относительно доступным по цене, экологичным и надежным источником энергии. Мировые запасы природного газа на 31. 12. 2010 г. составили 187, 1 трлн куб. м, из которых 23, 9% находятся в России. Значительными запасами газа также обладают Иран (15, 8%), Катар (13, 5%), Туркменистан (4, 3%), Саудовская Аравия (4, 3%) и США (4, 1%).

Россия до 2009 г. также лидировала по добыче газа, однако резкий рост производства сланцевого газа вывел США на первое место по этому показателю (611, 0 млрд куб. м в 2010 г.). Большая часть мировых запасов, разрабатываемых в настоящее время, относится к так называемому традиционному газу. Хотя ресурсы нетрадиционного газа в настоящее время огромны и распространены по всему миру, оцененные запасы в основном сосредоточены в США и Канаде, на которые приходится 98% мировой добычи нетрадиционного газа. По оценкам IEA извлекаемые ресурсы нетрадиционного газа составляет порядка 400 трлн м3, в перспективе их доразведка может обеспечить до 100 лет добычи (в случае объемов производства на уровне 2010 г.).

Основной объем газа потребляется США (21, 7% в 2010 г.) и Россией (13%). Также значительный вклад в потребление приходится на Иран (4, 3%), Китай (3, 4%), Японию (3%) и Канаду (3%).

В последнее время вышло сразу несколько прогнозов развития мирового газового рынка. Общие выводы у этих прогнозов довольно схожи:

- газ станет самым быстрорастущим видом топлива;

- газ займет второе место в мировом энергобалансе;

- основной рост добычи произойдет за счет добычи газа из нетрадиционных источников;

- основной рост спроса придется на страны, не входящие в ОЭСР;

- главный сектор потребления - электроэнергетика;

- увеличение спроса будет в немалой степени происходить из-за влияния экологических факторов.

По прогнозу ВP, в перспективе, вследствие увеличения численности населения и роста мировой экономики, будет расти спрос на все энергоресурсы, включая природный газ. Рост спроса на газ и замещение конкурирующих энергоресурсов - нефти и угля в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов, - позволит увеличить долю природного газа с текущих 24 до 26, 2% в 2030 г.

Государственная политика по уменьшению углеводородных выбросов, развитие экологически чистых способов получения электроэнергии и рост энергоэффективности будут ограничивать увеличение потребления природного газа в странах ОЭСР. По оценкам IEA, рост спроса на газ в странах ОЭСР в 2035 г. составит порядка 21% к текущему уровню, в том время как в странах, не входящих в ОЭСР, этот показатель превысит 86%.

Если рассматривать отраслевой разрез, то самое быстрое увеличение потребления газа в глобальном масштабе придется на электроэнергетику. В ней среднегодовой темп роста в 2010-2030 гг. составит 2, 6%, что станет следствием вытеснения угля более экологичным газом в результате реализации государствами мер по снижению выбросов парниковых газов. Вследствие наиболее активной государственной политики, тенденция вытеснения угля газом в электроэнергетике наиболее ярко проявится в странах Евросоюза, однако из-за развития возобновляемых источников энергии в этих странах доля газа в электрогенерации вырастет с текущих 20% лишь до 24% в 2030 г.

По оценкам BP, промышленность в период 2010-2030 гг. также продемонстрирует достаточно высокий среднегодовой темп роста - 2%, который обеспечат страны ОЭСР и в большей степени страны, не входящие в эту организацию (особенно Китай и Индия). Хотя использование сжатого природного газа на транспорте увеличится приблизительно в 3 раза в 2010-2030 гг., доля газа не превысит 2% от мирового спроса на транспортное топливо в конце рассматриваемого периода. Ожидается, что в ЖКХ прирост потребления газа будет незначительным (около 0, 6%), в основном вследствие проводимой во многих странах политики повышения энергоэффективности.

В период 2010-2030 гг. газ будет демонстрировать самые высокие среднегодовые темпы роста добычи (2, 1%) среди ископаемых видов топлива, за весь период рост составит 51, 5%.

Добыча газа будет заметно расти во всех регионах, кроме Европы, где спад добычи на зрелых месторождениях, начавшийся с 2005 г. не позволит обеспечивать прирост добычи. С учетом старения месторождений традиционного газа в последнее время все большее внимание уделяется освоению ресурсов нетрадиционного газа в регионе. В частности, большие надежды возлагаются на силурийские сланцы в Польше, намюрские и посидониевые сланцы в Германии и Нидерландах, а также кембрийские сланцы Алюм в Швеции. Совокупные технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа Европы оцениваются в 17, 7 трлн куб. м. Однако промышленная добыча сланцевого газа в Европе, по оценкам BP и Wood Mackenzie, начнется не ранее чем через 10 лет. Основными причинами затягивания начала добычи нетрадиционного газа являются достаточно сложная геология месторождений, высокая плотность населения, неразвитость инфраструктуры отрасли, а также проблемы с получением лицензий на бурение и экологические ограничения регулирующих органов в Европе.

Учитывая падающую добычу традиционного газа, странам Европы, видимо, придется пойти на стратегический компромисс между нетрадиционной газодобычей и более дорогостоящим вариантом - внедрением энергосберегающих экологически чистых технологий в сфере потребления. По оценкам IHS CERA, в зависимости от выбранного сценария, мощности нетрадиционной газодобычи в Европе могут достигать 60-200 млрд куб. м к 2025 г. (23-76% текущей добычи).

Таким образом, Европа будет оставаться нетто-импортером в долгосрочном периоде, при этом ожидается, что дефицит газа будет в значительной степени удовлетворяться за счет СПГ. Диверсификация европейского газового рынка за счет увеличения доли СПГ будет способствовать формированию в Европе интегрированного газового рынка с ликвидными хабами, увеличению спотовых продаж, а также росту регазификационных мощностей Европы. Только в период 2010-2015 гг. этот показатель вырастет на 39, 1% и достигнет 178, 3 млн т/год. Среднегодовые темпы роста импорта СПГ в период 2010-2030 гг. составят 5, 2%, что позволит довести долю СПГ в суммарном импорте Европы с текущих 30% до 42% в конце рассматриваемого периода. Это делает европейский рынок высококонкурентым для трубопроводного газа, в том числе поставляемого из России.

В отличие от Европы, Россия и страны Центральной Азии в период до 2035 г. продемонстрируют значительные среднегодовые темпы роста добычи природного газа: 1, 6% - Россия, 4, 5% - Туркменистан, 4, 8% - Азербайджан. Добыча природного газа в 2035 г. в России достигнет 858 млрд куб. м (1-е место в мире), в Туркменистане - 120 млрд куб. м, Азербайджане - 56 млрд куб. м.

Стимулирование внутреннего спроса на газ, экономический рост регионов России и развитие трубопроводной системы страны также будут способствовать развитию газовой отрасли страны. На долю азиатских стран (в основном Китай и Индию) придется наибольший в мире прирост добычи и потребления газа. В частности, в период 2010-2030 гг. динамично растущая экономика Китая обеспечит 7, 6% среднегодового прироста потребления газа. Такой рост обусловлен тем, что руководство Китая уже сейчас осознает необходимость снижения угольной зависимости электроэнергетики страны из-за загрязнения окружающей среды, повышения стоимости китайского угля, а также наличия огромных ресурсов нетрадиционного газа в стране. По оценкам IEA, ресурсы метана угольных пластов Китая составляют около 36 трлн куб. м. Технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в стране составляют 35, 7 трлн куб. м.

Переизбыток мощностей сжижения, возникший в результате масштабного ввода катарских проектов, постепенно сойдет на нет, в результате роста спроса на энергоресурсы. Следующая волна предложения проявится предположительно в 2015-2020 гг. и будет связана в первую очередь с запуском крупных австралийских проектов. Это позволит Австралии стать основным мировым экспортером СПГ к 2020 г., опередив по этому показателю Катар. До 2030 г. рост мощностей будет определяться предположительно СПГ проектами, реализуемыми в Западной Африке, находящимися в настоящее время на стадии рассмотрения.

Необходимо отметить, что СПГ бизнес является текущим приоритетом развития газовой отрасли России. Запущенный в 2009 г., первый и пока единственный действующий в России, СПГ завод на базе проекта «Сахалин-2» является одним из крупнейших в мире.

На 2017 г. запланировано начало производства СПГ на Штокмановском проекте (мощность 7, 5 млн т/год, участники ОАО «Газпром» - 51%, Total А. М. Кузнецов, В. И. Савельев, Н. В. Бахтизина - 25%, Statoil - 24%). Кроме того, имеются планы по запуску проектов «Ямал - СПГ» (мощность 15 млн т, участники ОАО «Новатэк» - 51%, Volga Resources - 23, 9%, частные инвесторы - 25, 1%), «Владивосток - СПГ» (мощность 10 млн. т, участники ОАО «Газпром», Itochu, Marubeni, Japex, Inpex, CIECO, доли участия не определены), а также запуска третьей очереди СПГ проекта «Сахалин-2» мощностью 4, 8 млн т.

В заключение хочется отметить, что сохранение лидерских позиций России на международном газовом рынке требует постоянного мониторинга и учета динамично меняющейся рыночной конъюнктуры и научно-технических достижений. Ответы на вызовы рынка должны предусматривать не только экстенсивное развитие газовой промышленности (путем увеличения объемов добычи газа), но и интенсификацию деятельности. Интенсивное развитие газовой отрасли России предусматривает диверсификацию производства, маршрутов транспортировки газа и присутствия на рынках, а также адаптацию зарубежных и создание собственных технологий управления и производства в области шельфовых проектов, производства СПГ, освоения нетрадиционных ресурсов газа и др.

Раздел 2. Экономическая эффективность разработки газового месторождения ОАО «Новатэк»

2.1 Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения

Нормативно-справочные материалы в курсовой работе приведены для базового (М1) варианта расчета показателей. Объем годовой добычи газа по месторождению принимается равный 20 млрд. м3. Число эксплуатационных скважин - 145, сгруппированных в кусты (по несколько скважины в кусте). Приведенные нормативные показатели необходимо в каждом случае корректировать в соответствии с заданной мощностью производства.

Структура объектов добычи и подготовки газа представлена на рисунке 2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1. Схема добычи и подготовки газа

Рассчитаем величину капитальных вложений (К2). Для этого используем формулу корректировки величины капитальных вложений в зависимости от мощности объектов:

К2= К1* (М2/М1) , (1)

где К и К- капитальные вложения при сооружении установки соответственно мощностью Ми М;

М1 и М2 - мощность объектов;

n - показатель зависимости капитальных вложений от мощности объектов, равный 0, 9.

Показатель мощности объекта М2 для исследуемого предприятия составляет 25 млрд. м3, капитальные вложения в объекты производственного назначения с учетом строительно-монтажных работ (К1), определенные сводными сметными расчетами, составляют (без учета НДС) 31205, 56 млн. руб.

Таким образом, величина капитальных вложений в разработку газового месторождения для ОАО «Новатэк» составит:

К2 = 31205, 56 * (25 /20) 9/10 = 31205, 56млн. руб.

Для обустройства месторождения рекомендуется коллекторная схема сбора газа. Газ от кустов скважин по коллекторам подается на одну установку комплексной подготовки газа для подготовки газа к транспорту. Задачами промысловой подготовки газа в общем случае является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Например, газ Сеноманской залежи метановый, содержание метана в нем 98, 28%. В соответствии с требованиями ОСТ 51. 40-83 такой газ нуждается только в осушке от влаги до точки росы минус 20°С зимой и минус 10°С летом.

Для осушки газа могут использоваться следующие методы: охлаждение, абсорбция, адсорбция. В частности, для газа Сеноманской залежи рекомендуется технология абсорбционной осушки с использованием высококонцентрированного водного раствора диэтиленгликоля (ДЭГа) или триэтиленгликоля (ТЭГа). Данная технология хорошо зарекомендовала себя на чисто газовых месторождениях Севера России.