эффективность рационального использования нефтяного попутного газа на предприятии.. курсовая работа. 1 Попутный нефтяной газ как составляющая нефтедобывающего производства 5

• Название: 1 Попутный нефтяной газ как составляющая нефтедобывающего производства 5
• Анкор: эффективность рационального использования нефтяного попутного газа на предприятии
• Дата: 26.01.2020
• Размер: 1.27 Mb.
• Имя файла: курсовая работа.doc
• Тип: Реферат; #105878
• страница: 4 из 4

3 Экономическая оценка проекта

Рассмотрим проект использования нефтяного газа полученного на ДНС «Харьягинская» в качестве топлива для путевых подогревателей нефти (взамен нефтяному топливу) на ПНС «Харьягинская». Для транспортировки газа на ПНС «Нерую» используется действующий нефтепровод (ДНС «Харьягинская» – ПНС «Харьягинская»), компримирование газа в котором осуществляется с помощью компрессорной станции. Схема утилизации для рационального использования газа на ДНС с УПСВ «Харьягинская» представлена на рисунке 2.1.

Мультифазные приборы позволяют без разделения на фазы в потоке в постоянном режиме производить замеры нефти, газа и воды непосредственно на кустах или на устье скважин. И соответствующую информацию в режиме он–лайн транслировать в нужную точку сбора информации.

Потери нефтяного попутного газа формируются, в основном, за счет мелких, средних, удаленных от трубопроводных систем мест переработки, месторождений. Организация сбора ПНГ на таких месторождения, при действующих технологических схемах, является капиталоемким мероприятием, со значительными эксплуатационными затратами, которые в настоящее время не окупаются из–за сложившихся цен на попутный нефтяной газ. Поэтому надо сказать, что в настоящее время все затраты на промысловую подготовку попутного газа, строительство сооружений внешнего транспорта, компрессорных станций трубопроводов практически входят в себестоимость нефти.

Расход ПНГ на печах подогрева планируется в 2018 г.– 3,084 млн.м ³ (3084 тыс.м ³_.) , соответственно в 2019 г.– 5,050 млн.м ³(5050 тыс.м ³_.), в 2020 г. – 3,154 млн.м ³ (3154 тыс.м ³_.), в 2021 г. – 2,682 млн.м ³ (2682 тыс.м ³_.).

Попутный Нефтяной Газ является эффективным энергоносителем (одна тысяча кубометров ПНГ по теплотворной способности соответствует примерно 1,07 тонны нефтяного эквивалента). В ООО «Лукойл–Коми» принят нефтяной эквивалент (k_н.э.) в 2018 г.– 1,065 , соответственно в 2019 г.– 1,387, в 2020 г. – 2,221, в 2021 г. – 1,959, зависит от качества нефти.

Определим количество сэкономленной нефти, за счет утилизации – расхода ПНГ на печах подогрева по формуле:

Э _нефти = k_{н.э *} v (1)

где v – объем ПНГ, тыс.м³

k_{н.э –} нефтяной эквивалент

Э _{нефти 2018 г.}= 1,065*3084 = 3285 тонн (3,285 тыс.тонн)

Э _{нефти 2019 г.}= 1,387*5050 = 7008 тонн (7,008 тыс.тонн)

Э _{нефти 2020 г.}= 2,221*3154= 7008 тонн (7,008 тыс.тонн)

Э _{нефти 2021 г.}= 1,959*2682 =5256 тонн (5,256 тыс.тонн)

Определим стоимость сэкономленной нефти, за счет которой формируется доходная часть инвестиционного проекта по формуле:

С _{Э нефти} = Э _нефти * (Ц _Netback– ставки НДПИ – переменные затраты ) (2)

Где С _{Э нефти} – стоимость сэкономленной нефти

Ц _Netback – цена нефти, приведенной ОАО «НК «Роснефть» для экономической оценки инвестиционных проектов ООО «Лукойл–Коми».

С _{Э нефти 2018 г.}= 3,285 тыс. тонн *·(6999,3 руб./т – 3306,7 руб./т – 13,6 руб./т) = 12085,4 тыс. руб.

С _{Э нефти 2019 г.}= 7,008 тыс. тонн *·(7055,7 руб./т – 3575,2 руб./т – 14,2 руб./т) = 24292 тыс. руб.

С _{Э нефти 2020 г.}= 7,008 тыс. тонн *·(7303,3 руб./т – 3774,0 руб./т – 14, 9 руб./т) = 24629 тыс. руб.

С _{Э нефти 2021 г.}= 7,008 тыс. тонн *·( 7559,7 руб./т – 3989,6 руб./т – 15,6 руб./т) = 18682 тыс. руб.

В ООО «Лукойл–Коми» запланировано снизить сверхнормативное сжигание на факеле в 2019 г. на 3084 тыс. м³., в 2020 г. на 5050 тыс. м³., в 2021 году на 3154 тыс. м³., в 2022 году на 2682 тыс. м³.

Рассчитаем стоимость ПНГ при сверхнормативном сжигании на факеле в 2016 году.[табл. 3.1].

Объем сгоревшего газа, тыс.м³ [v]– 3 084,000

Средняя плотность газа за 2016 год, кг/м³ [ρ] – 0,8673

Масса сгоревшего газа, т [m = v * ρ ] – 2 674,753

Количество загрязняющих веществ, т = Масса израсходованного топлива (т) х удельный выброс (т/т)

Таблица 3.1 – Расчет стоимости ПНГ при сверхнормативном сжигании на факеле в 2018 году

Наименование вещества	Удельный выброс, т/т	Количество загрязняющих веществ, т	Норматив платы за сверхнормативный сброс, руб/т	Коэффициенты					Сумма по сверхнормативу при сжигании ПНГ на факеле, т.руб.
				1,4	2	5	1,93 (1,58)	4,5 по Постановлению № 7 от 8.01.2009
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сернистый ангидрид	6,382E–04	1,707027	105	1,4	2	5	1,93	4,5	21,79
Диоксид азота	0,003	8,024260	260	1,4	2	5	1,58	4,5	207,67
Оксид углерода	0,02	53,495064	3	1,4	2	5	1,58	4,5	15,97
Сажа	0,002	5,349506	400	1,4	2	5	1,93	4,5	260,18
Метан	0,0005	1,337377	250	1,4	2	5	1,93	4,5	40,65
Сероводород	5,114E–07	0,001368	1285	1,4	2	5	1,58	4,5	0,17
ИТОГО:__546,45'>ИТОГО:									546,45

Таблица 3.2.– Расчет стоимости ПНГ при сверхнормативном сжигании на факеле в 2019 году

Наименование вещества	Удельный выброс, т/т	Количество загрязняющих веществ, т	Норматив платы за сверхнормативный сброс, руб/т	Коэффициенты					Сумма по сверхнормативу при сжигании ПНГ на факеле, т.руб.
				1,4	2	5	1,93 (1,58)	4,5 по Постановлению № 7 от 8.01.2009
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сернистый ангидрид	6,382E–04	2,795230	105	1,4	2	5	1,93	4,5	35,69
Диоксид азота	0,003	13,139595	260	1,4	2	5	1,58	4,5	340,06
Оксид углерода	0,02	87,597300	3	1,4	2	5	1,58	4,5	26,16
Сажа	0,002	8,759730	400	1,4	2	5	1,93	4,5	426,04
Метан	0,0005	2,189933	250	1,4	2	5	1,93	4,5	66,57
Сероводород	5,114E–07	0,002240	1285	1,4	2	5	1,58	4,5	0,29
ИТОГО:__558,85'>ИТОГО:									894,80

Таблица 3.3 – Расчет стоимости ПНГ при сверхнормативном сжигании на факеле в 2020 году

Наименование вещества	Удельный выброс, т/т	Количество загрязняющих веществ, т	Норматив платы за сверхнормативный сброс, руб/т	Коэффициенты					Сумма по сверхнормативу при сжигании ПНГ на факеле, т.руб.
				1,4	2	5	1,93 (1,58)	4,5 по Постановлению № 7 от 8.01.2009
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сернистый ангидрид	6,382E–04	1,745773	105	1,4	2	5	1,93	4,5	22,29
Диоксид азота	0,003	8,206393	260	1,4	2	5	1,58	4,5	212,38
Оксид углерода	0,02	54,709284	3	1,4	2	5	1,58	4,5	16,34
Сажа	0,002	5,470928	400	1,4	2	5	1,93	4,5	266,08
Метан	0,0005	1,367732	250	1,4	2	5	1,93	4,5	41,58
Сероводород	5,114E–07	0,001399	1285	1,4	2	5	1,58	4,5	0,18
ИТОГО:									558,85

Таблица 3.4– Расчет стоимости ПНГ при сверхнормативном сжигании на факеле в 2021 году

Наименование веществ	Удельный выброс, т/т	Количество загрязняющих веществ, т	Норматив платы за сверхнормативный сброс, руб/т	Коэффициенты					Сумма по сверхнормативу при сжигании ПНГ на факеле, т.руб.
				1,4	2	5	1,93 (1,58)	4,5 по Постановлению № 7 от 8.01.2009
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сернистый ангидрид	6,382E–04	1,484516	105	1,4	2	5	1,93	4,5	18,95
Диоксид азота	0,003	6,978296	260	1,4	2	5	1,58	4,5	180,60
Оксид углерода	0,02	46,521972	3	1,4	2	5	1,58	4,5	13,89
Сажа	0,002	4,652197	400	1,4	2	5	1,93	4,5	226,26
Метан	0,0005	1,163049	250	1,4	2	5	1,93	4,5	35,35
Сероводород	5,114E–07	0,001190	1285	1,4	2	5	1,58	4,5	0,15
ИТОГО:									475,22									475,22

Таким образом, в ООО «Лукойл–Коми» запланировано сократить экологические платежи за счет снижения сверхнормативного сжигания на факеле в 2018 г. на 546,4 тыс. руб., в 2019 г. на 894,84 тыс. руб., в 2020 году на 558,8 тыс. руб., в 2021 году на 475, 2 тыс. руб..

Для расчета экономического эффекта необходимо оценить затраты на содержание компрессорной станции, определим по формуле:

Затраты на содержание КС = Запасные части + Прочие вспомогательные материалы + Масла+ Производственные услуги (3)

Затраты на содержание компрессорной станции составят

в 2018 году: 846, 1тыс. руб. (170,6 + 42,6 +179,1 + 453,8 );

в 2019 году: 880,8 тыс. руб. (177,6 + 44,4 +186,4 + 472,4 );

в 2020 году: 925,2 тыс. руб. (186,5 + 46,6 +195,8 + 496,2 );

в 2021 году: 973,7 тыс. руб. (196,3 + 49,1 +206,1 + 522,2).

Таким образом, эксплуатационные затраты составят в 2018 году: 846 тыс. руб., в 2019 году: 881тыс. руб., в 2020 году: 925 тыс. руб., в 2021 году: 974 тыс. руб.

В ООО «Лукойл–Коми» капитальные вложения по проекту в оборудование сроком службы 8 лет составили в 2017 г. – 3136 тыс. руб. , в 2018 г.– 35000 тыс. руб.

Рассчитаем амортизацию.

Срок полезного использования (8 лет.)

А 2017г. = 392 тыс. руб. (3136/8)

А 2018..2025г. = 4767 тыс. руб. (392+35000/8)

Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта делается на основе предполагаемых доходов и расходов на всех этапах инвестиционного проекта (потока платежей) и ставки дисконтирования.

Причем, станцию будет обслуживать действующий персонал ДНС «Харьягинская» без привлечения дополнительных рабочих.

Составим модель оценки эффективности проекта

Таблица 3.5 – Модель оценки эффективности проекта

Показатель	Ед. изм	2017	2018	2019	2020	2015	2021	2022	2023	2024
Капитальные вложения по проекту (без НДС) со сроком службы 8 лет	т.р.	3 136	35 000
Доп. экон. Эффект	т.р.	–	12 632	25 187	25188	19157	–	–	–	–
Дополнительная реализация нефти и ГК	т.р.	–	12 085	24 292	24629	18682	–	–	–	–
Сокращение экологических штрафов и прочих платежей	т.р.	–	546	895	559	475	–	–	–	–
Эксплуатационные затраты	т.р.	–	846	881	925	974	–	–	–	–
Амортизация КВ со сроком службы 8 лет	т.р.	392	4 767	4 767	4767	4 767	4 767	4767	4767	4 375
Остаточная стоимость на начало периода	т.р.	3136	37744	32 977	28210	23443	18676	13909	9142	4 375
Налог на имущество	т.р.	65	778	673	568	463	358	254	149	48
Налог на прибыль (экономия налога на прибыль)	т.р.	– 91	1 248	3 773	3786	2591	–1 025	– 1004	– 983	– 885
Итого доход государства дисконтированный	т.р.	– 23	1 532	2 923	2489	1518	– 288	– 282	– 273	– 238
Выручка Netback	т.р.	–	12 632	25 187	25188	19157	–	–	–	–
Денежный поток	т.р.	– 3109	– 25 240	19 860	19909	15130	667	751	834	837
Дисконтированный денежный поток (20%)	т.р.	– 2703	– 19 085	11 493	9601	6 080	223	209	194	162
Дисконтированный CAPEX	т.р.	2727	26 465	–	–	–	–	–	–	–
Накопленный DCF	т.р.	– 2 703	– 21789	– 10 296	– 695	5386	5609	5818	6012	6 174
Расчет DPP		1,00	1,00	1,00	1,00	0,11	–	–	–	–

Сравнительный анализ денежных потоков при выполнении проекта и без проекта показан на рисунке 3.1.



Рисунок 3.1 – Сравнительный анализ денежных потоков при выполнении проекта и без проекта
На рисунке 3.2 показан сравнительный анализ чувствительности проекта к изменению основных факторов: цены на нефть Netback, капитальных вложений по проекту и эксплуатационных затрат на содержание компрессорной станции. Из анализа видно, что основным фактором, влияющим на эффективность проекта, будет цена на нефть. Так при уменьшении цены на нефть до 10% – экономический эффект отрицательный. Увеличение капитальных вложений по проекту до 30%, так же приведет к отрица тельному эффекту. Изменение расходов по эксплуатационным затратам не существенно сказывается на экономический эффект.

Фактор	–30%	–20%	–10%	0	+10%	+20%	+30%
Цена NetBack	–14,622	–7,690	–0,758	6,174	13,107	20,039	26,971
Капитальные вложения	14,399	11,657	8,916	6,174	3,433	0,692	–2,050
Эксплуатационные затраты	6,651	6,492	6,333	6,174	6,015	5,857	5,698
	Чистый дисконтированный доход NPV(20%), млн. руб.

Рисунок 3.2 – Сравнительный анализ чувствительности проекта к изменению основных факторов
Ставка дисконтирования определяется на основании экономического анализа доходности альтернативных вариантов вложения средств и стоимости привлекаемых денежных средств. При оценке эффективности инвестиций ставка дисконтирования используется для приведения будущей стоимости к ее значению на текущий момент.

По потоку платежей и ставке дисконтирования можно определить следующие параметры:

Чистый доход – итоговая сумма доходов и расходов (денежного потока) на всех этапах проекта. При прочих равных условиях предпочтителен проект с большим чистым доходом.

NPV, чистый дисконтированный доход (ЧДД) – итоговая сумма доходов и расходов на всех этапах проекта (потока платежей), приведенная к текущей стоимости. Он показывает величину денежных средств, которую инвестор ожидает получить от проекта, после того, как денежные притоки окупят его первоначальные инвестиционные затраты и периодические денежные оттоки, связанные с осуществлением проекта.

Отношение NPV к совокупной величине дисконтированных инвестиционных затрат называется Индекс прибыльности (PI). При прочих равных условиях предпочтителен проект с большим чистым дисконтированным доходом.

Срок окупаемости – период времени в течении которого сумма полученных доходов сравняется с суммой затрат. При прочих равных условиях предпочтителен проект с меньшим сроком окупаемости.

Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR) – численно равна ставке дисконтирования, при которой чистый дисконтированный доход равен 0. С экономической точки зрения внутренняя норма доходности определяет максимальную величину процента по кредиту. Привлечение средств по более высокой ставке будет убыточным. При прочих равных условиях предпочтителен проект с большей внутренней нормой доходности.

Выводы.

Из расчета видно, что чистый дисконтированный доход (NPV) составляет 6,174 млн рулей (при ставке дисконтирования 20%), внутренняя норма доходности (IRR) равна 42% (что в 2 раза превышает ставку дисконтирования).

Таким образом, получаем положительный экономический эффект со сроком окупаемости 4,1 года. Эффект от выполнения проекта будет зависеть от цены на нефть, так как это основная статья доходной части.

Заключение

В курсовой работе рассмотрен проект использования нефтяного газа полученного на ДНС «Харьягинская» в качестве топлива для путевых подогревателей нефти (взамен нефтяному топливу) на ПНС «Харьягинская». Газ транспортируется на ПНС «Харьягинскую» по действующему нефтепроводу ДНС «Харьягинская» – ПНС «Харьягинскую», компримирование которого осуществляется с помощью компрессорной станции.

Попутный Нефтяной Газ является эффективным энергоносителем (одна тысяча кубометров ПНГ по теплотворной способности соответствует примерно 1,07 тонны нефтяного эквивалента).

Потери нефтяного попутного газа формируются, в основном, за счет мелких, средних, удаленных от трубопроводных систем мест переработки, месторождений. Организация сбора ПНГ на таких месторождения, при действующих технологических схемах, является капиталоемким мероприятием, со значительными эксплуатационными затратами, которые в настоящее время не окупаются из–за сложившихся цен на попутный нефтяной газ. Поэтому надо сказать, что в настоящее время все затраты на промысловую подготовку попутного газа, строительство сооружений внешнего транспорта, компрессорных станций трубопроводов практически входят в себестоимость нефти.

В результате выполнения проекта будет получен положительный экономический эффект со сроком окупаемости 4,1 года.

Список использованных источников

1. 
   Антипьев В.Н. Утилизация нефтяного газа.- М.: Недра, 2015. -160 с.
   
2. 
   Грищенко О.В. Анализ и диагностика финансово–хозяйственной деятельности предприятия: Учебное пособие. Таганрог: Изд–во ТРТУ, 2017. – 384 с.
   
3. 
   Гужов А.И. Совместный сбор и транспортировка нефти и газа. – М.: Недра, 2016. – 280 с.
   
4. 
   Земенков Ю.Д., Марков Л.М., Прохоров А.Д., Дудин С.М. Сбор и подготовка нефти и газа: Учебник. – М.: Издательский центр «Академия», 2019. – 226 с.
   
5. 
   Карамышев В.Г. Исследование закономерностей совместного транспорта нефти и газа по трубопроводам: Диссертация – Уфа, 2017.-275с.
   
6. 
   Коршак А.А. Специальные методы перекачки: Конспект лекций – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2018. – 208 с.
   
7. 
   Основы управления производством: Учебник для студентов экон. спец. ВУЗов / Д.М. Крук, О.А. Дейнеко, Р.А. Громова и др.– М.: Экономика, 2016. – 362 с.
   
8. 
   Погостинская Н. Н., Погостинский Ю. А., Жамбекова Р. Л., Ацканов Р. Р. Экономическая диагностика: теория и методы – М.: Инфра–М, 2018. – 466 с.
   
9. 
   Рассказов С.В., Рассказова А.Н. Стоимостные методы оценки эффективности менеджмента компании //Финансовый менеджмент, №3, 2014
   
10. 
    Сергеев И.В. Экономика предприятия: Учеб. пособие.– М.: Финансы и статистика, 2014. – 304с.