Технико-экономические показатели необходимо определять за весь срок эксплуатации МГДП, ГДП или ПХГ.
38.1.1. Исходными данными для расчета экономических показателей по обустройству газового месторождения являются:
- промышленные запасы газа и газового конденсата месторождения по категориям А + В + С1 и С2;
- компонентный состав газа и газового конденсата, коэффициент извлечения запасов;
- начальные давления - пластовое, устьевое и динамика их изменения по годам;
- объем добычи газа и газового конденсата по годам разработки;
- выход готовых продуктов (газ, стабильный конденсат, сжиженные газы, бензин, дизтопливо, печное топливо и т.п.);
- направление подачи газа: наименование магистрального газопровода, в который будет подаваться газ, диаметр труб и рабочее давление в газопроводе;
- направление и способ транспортировки газового конденсата - трубопроводный, в емкостях по авто- и железным дорогам, в танкерах (речных или морских);
- диаметр труб и рабочее давление в конденсатопроводе;
- источники энерго- и водоснабжения;
- состав основных объектов газодобывающего предприятия, число скважин, кустов скважин, установок подготовки газа, УСК, УКТ, ДКС и других объектов, связанных с особенностями обустройства месторождения и составом газа, тип машин и оборудования, их мощность с указанием сроков ввода;
- основные особенности месторождения и его обустройства, влияющие на технико-экономические показатели газодобывающего предприятия, территориально-климатические и геологические условия, состав газа и газового конденсата, конструктивный тип оборудования (в модульном, блочно-комплектном, индивидуальном исполнении);
- цены реализации продукции, налоги.
38.1.2. Исходными данными для расчетов экономических показателей по обустройству СПХГ являются:
- объем активного газа;
- объем закачиваемого буферного газа;
- объем извлекаемого остаточного газа залежи, переводимого в буферный газ;
- количество эксплуатационных скважин, в том числе вновь вводимых, наблюдательных, контрольных и поглотительных;
- количество газораспределительных пунктов;
- количество и тип машин на компрессорной станции;
- стоимость существующих фондов, подлежащих использованию на ПХГ;
- параметры газораспределительных и соединительных газопроводов;
- максимальная суточная производительность по отбору и закачке газа;
- тариф за хранение газа, налоги.
38.2. Капиталовложения
38.2.1. Капитальные вложения в создание МГДП, ГДП и СПХГ складываются из затрат на промышленное и жилищно-гражданское строительство.
Затраты на промышленное и жилищно-гражданское строительство включают затраты на бурение эксплуатационных скважин и обустройство газодобывающего предприятия с учетом вложений в производственную инфраструктуру района.
38.2.2. Затраты на бурение скважин рассчитываются исходя из метража и стоимости 1 м проходки в зависимости от глубины скважин, местных условий и технологии бурения.
38.2.3. Капитальные вложения в обустройство МГДП, ГДП и СПХГ складываются из затрат на обвязку скважин, трубопроводов, технологических установок, ДКС, объектов водоэнергоснабжения, а также затрат на строительство внутрипромысловых дорог.
38.2.4. К затратам на инфраструктуру района относятся: автомобильные и железные дороги республиканского и общерайонного значения, перевалочные базы, речные порты, аэродромы и т.п.
38.2.5. Капитальные вложения в обустройство объектов МГДП, ГДП и СПХГ определяются сметно-финансовым расчетом стоимости строительства объектов согласно Методическим указаниям [233].
38.2.6. Капитальные вложения в добычу отдельных компонентов (газ, газовый конденсат) распределяются в соответствии с методикой [234].
38.2.7. Удельные капиталовложения в создание МГДП или ГДП рассчитываются на 1000 куб. м годовой добычи газа и тонны газового конденсата.
38.2.8. Себестоимость оплачиваемого буферного газа принимается по единой оптовой цене, действующей на время создания ПХГ.
 | |
| 563 × 257 пикс. Открыть в новом окне | |
38.3. Себестоимость добычи газа
38.3.1. Для расчета себестоимости добычи газа определяется общая сумма годовых эксплуатационных расходов МГДП, ГДП или СПХГ.
38.3.2. Расчет годовых эксплуатационных расходов производится в соответствии с рекомендациями [235].
38.3.3. В структуре себестоимости добычи газа выделяют материальные затраты, амортизационные отчисления, заработную плату и прочие расходы, платежи за право пользования недрами, платежи за предельно-допустимые выбросы загрязняющих веществ, налоги, включаемые в себестоимость.
38.3.4. Материальные затраты определяются по нормам технологического проектирования и ценам на материалы и энергию по действующим в период выполнения расчетов прейскурантам.
38.3.5. Амортизационные отчисления рассчитываются по нормам, действующим в период выполнения расчетов.
38.3.6. Расходы на заработную плату определяются на основании штатных расписаний и среднегодовой заработной платы с учетом районных надбавок (коэффициентов) к заработной плате.
38.3.7. Прочие эксплуатационные расходы, в которых учитываются затраты на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудования, общепромысловые расходы принимаются укрупненно в размере 10 - 30% для МГДП или ГДП и 10 - 20% для ПХГ от затрат по пунктам 38.3.4, 38.3.5 и 38.3.6.
38.3.8. Распределение годовых эксплуатационных расходов на добычу отдельных продуктов (газ, газовый конденсат) производится в соответствии с п. 38.2.6.
38.3.9. Платежи за право пользования недрами определяются по ставкам платежей за право пользования недрами [236].
38.3.10. Платежи за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ определяются согласно нормам [237].
38.3.11. Платежи за пользование водными объектами производятся согласно [238].
38.3.12. Себестоимость добычи газа и газового конденсата рассчитывается на 1000 куб. м добываемого газа и 1 т газового конденсата.
38.3.13. Методика расчета себестоимости закачки, хранения и отбора 1000 куб. м активного газа на ПХГ аналогична пп. 38.5.1 - 38.5.7.