Применение многовариантного имитационного подхода в задачах планирования региональных систем нефтегазопереработки тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Применение многовариантного имитационного подхода в задачах планирования региональных систем нефтегазопереработки"

Центральный экономико-математический институт РАН

РГ5 ОД - 5 ДПР 1933

Коробкии Виталий Григорьевич

Применение.мпоговариантного имитационного подхода в задачах планирования региональных систем пефтегазопереработки

Специальность 08.00.13 "Экономико-математические методы"

Автореферат диссертации на,соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва, 1993

Работа выполнена в Центральном экономико-математическом институте РАН (ЦЭМИ РАН)

Научный руководитель - доктор экономических наук, профессор Брагинский О.Б.

Официальные оппоненты:

- д.э.н. Кбменедкий M.II. - гл.и.с. Института народнохозяйственного прогнозирования РАН;

- к.э.н. Логвинец В.В. - ст.н.с. лаборатории имитационного моделирования функционирования экономических объектов ЦЭМИ РАН.

Ведущая организация: Государственная академия нефти и газа им. Губкина (ГАН1 ).

Защита состоится сн-уу** 1993 года в /¿^'часов на заседании Специализипованно^о совета К 002.27.02 Центрального экономико-математического института PAL (ЦЭМИ РАН) по адресу: 117418, г. Москва, ул. Красикова, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ЦЭМИ РАН. Отзыв на аятореферат прооим присылать в двух экземплярах с подписью, заверенной печатью, ученому секретарю специализированного совета К 002.27.02 по тому же адресу.

Автореферат разослан аг<?р/ис, 1993 года.

Ученый секрета: ь специализированного совета, к.э.н.

А.В. Уральский

- з -

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Актуальность темы диссертации обусловлена изменением внутренних и внешних факторов развития нефтедобычи и газопереработки. Коренные преобразования, нашей экономики и ее состояние предопределили невозможность существования низкорентабельной, а по отдельным структурным звеньям убыточной, подотрасли с большим объемом потерь углеводородного сырья.

Нефтяной газ, помимо топливно-энергетической ценности, яв-. ляется сырьем для химической промышленности. Комплексное его использование имеет большое, значение для решения широкомасштабных задач. Потери углеводородного сырья невосполнимы для народного хозяйства.

Причина потерь видится в сложившейся практике хозяйствования, в неполноте и противоречивости существующих методических ■ положений по перспективному планированию нефтегазопереработки, . в недостаточной глубине проработки вэопантов плановых решений, существенной нехватке оперативности и точности произведенных расчетов вследствие специфических особенностей подотрасли по переработке нефтяного газа.

Проводимая в стране экономическая реформа должна повысить уровень экономической заинтересованности и ответственности хозяйственных субъектов. Рыночная экономика характеризуется, прежде всего, эффективностью использования ресурсов производства, в том числе, и природных. В условиях рыночной экономики должно эффективно функционировать каждое звено цепочки от добычи природных ресурсов до получения конечной продукции и доставки ее потребители.

Кроме изменения внешних условий развития газоперерабатывающей подотрасли следует отметить изменение и внутренних факторов. Прежде всего, изменяется структура разрабатываемых место-, рождений вследствие истощения основных продуктивных нефтегазоносных пластов. В-разработку вовлекаются малые и удаленные месторождения." Расширяются районы'газосбора.

Слепоо следование традиционной технической политике приведет к увеличению капиталоемкости, риску омертвления капвложений и, в конечном итоге, обусловит многомиллиардные потери ценного углеводородного сырья. Ведется тиск альтернативных технологий, ■.более гибко реагирующих на изменение внутренних и внешних факторов, обладающих свойством "врастания" в существующие техноло-

- А -

п.ческие схемы, по возможности использующие созданный потенциал газоперерабатывающей подотрасли.

В новых экономических условиях совершенствование планово-прогнозных расчетов на перспективу с целью достижения глубины и качества проработки проектов обустройства районов нефтегазодобычи объектами переработки попутного газа и развития региональных систем газопереработкй "приобретает особую важность. Средством достижения данной цели может служить имитационный мо-дельно-программный инструментарий. •

Цель исследования. Целью. диссертационной работы является создание модельного и программного инструментария для совершенствования планово-прогнозных расчетов по обоснованию развития региональных систем переработки нефтяного газа.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи.

1. Рассмотрены особенности газопереработки нефтедобычи и традиционных методов планирования обустройства нефтегазодобывающих регионов объектами по переработке попутного газа.

2.' Проведен анализ традиционных методических подходов и экономико-математических моделей в области разработки перспектив развития газоперерабатывающей подотрасли.

3. Проанализировано влияние изменений внутренних и внешних факторов развития газопереработки на планово-прогнозные расчеты обустройства нефтегазодобывающих регионов объектами по переработке нефтяного газа.

4. Выбран критерий эффективности вариантов региональных систем по переработке нефтяного газа, метод достижения оптимума планового решения на основе многовариантного имитационного подхода и построена модель для оценки региональных систем газопереработки.

5. Создано алгоритмическое и программное обеспечение на основе предложенной економико-математической модели для шлита-цронно1з описания, технико-экономических расчетов н оценки ре-"ггональных систем газопереработки.

6. Приведены расчеты и проанализированы результаты на реальных данных сырьевой ситуации и размещения объектов газопереработкй в ряде регионов Западной Сибири.

7. Проанализированы возможные направления использования кодельно-програмь.ного инструментария.

Предмет и объект Исследования. Предметом исследования яв-

. - 5 -

ляется совершенствование планово-прогнозных расчетов на перспективу развития региональных систем газопереработки, методы экономической оценки и оптимизации сложных динамических систем технологических объектов, методы имитационього моделирования сложных структурных динамических, систем, оценка эффективности вариантов решений п^ обустройству нефтедобывающих регионов объектами по переработке йефтяного газа.

Объектом исследования является газоперерабатывающая подотрасль нефтедобычи.

..Методологическая база. Методологической базой являются:

- существующие внутренние и международные методики по технико-экономическим исследованиям и обоснованию эффективности создания и функционирования промышленных предприятий;

- отраслевые методики определения эффективности капитальных вложений;

- методики по оценке эффективности мероприятий научно-технического прогресса;

- методические подходы к оптимизации систем переработки углеводородного сырья ИЭиОПП СО РАН;

- методы имитационного- моделирования экономических систем.

Научная новизна. Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем.

1. Осуществлен переход к поиску оптимальных региональных систем переработки нефтяного газа по критериям максимума интегрального экономического эффекта или внутренней нормы рентабельности на основе многовариантного имитационного подхода взамен традиционно решаемой задачи достижения заданного уровня использования газа при минимальных приведенных затратах.

2. Система переработки нефтяного газа рассматривается:

- в единстве этапов сбора, транспорта, переработки углеводородного сырья и распределения продукции переработки конечному потребителю;

- в динамике развития по годам временного периода как по изменению характеристик существующих технологических объектов так и по изменению топологии объектов и динамики связей между объектами с целью наиболее полно и эффективно вовлечь в переработку ресурсы углеводородного сыр^я;

- с учетом технологических показателей в той необходимой мере, в которой они оказывают влияние на экономические показатели.

3. Построена прикладная структурная динамическая модель для оценки региональных систем переработки, представленных в виде ориентированных графов (сетевая модель) на выборке н сочетании различнгх элементов технологического множества объектов сбора и переработки газа.

'4. предложены численные методы расчета, разработаны алгоритмы и создана инструментальная система на основе экономико-математической модели.

5. Получены количественные оценки эффективности технологических решений по сббру, транспорту и переработке нефтяного газа на примере реальной базы сырьевой ситуации и развития инфраструктуры двух регионов Западной Сибири.

Практическая ценность работы. Оптимизация региональных систем переработки нефтяного газа, основанная на'имитацЕошхом инструментарии, отражающем структуру и динамическое развитие исследуемого объекта, позволяет достичь необходимого уровня глубины и качества проработки вариантов систем и адекватности полученного оптимума при реализации оптимального варианта на практике.

Разработанный модельно-програшшыз' инструментарий в различных своих аспекта?- нашел применение в обосновании:

- использования новых'перспективных видов.технологий при изменении внутренних и внешних условий развития газопереработки нефтедобычи;

- создания и функционирования промышленных предприятий по переработке углеводородного сырья в условиях экономической реформы.

Апробация работы. Результаты отдельных этапов работы докладывались и обсуждались на семинарах лаборатории имитационного моделирования функционирования экономических объектов и лаборатории развития отраслевых систем (ЦЭЫН РАН г. Москва), на заседании . технической секции Научно-Технического Совета ШШИГазпа-"регаСэтка (г. Краснодар). , .

Публикации. Основное содержание диссертационной работы было опубл- ковано в 4 печатных работах общим объемом 3,2 п.л.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит ш1 ьяьдения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений. Содержание работы изложено на 145 страницах машинописного текста. В тексте имеется 9 рисунков и 14 таблиц. Список литературы насчитывает 129 наименований.

Содержание работы.

Во ВВЕДЕНИЙ обосновывается актуальность темы диссертация, формулируется цель и задачи исследования, определяется научная новизна и практическая значимость работы. .

В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ диссертации дается краткая характеристика газопереработки нефтедобычи, обосновываются методические и модельные подходы к решению задачи оптимизации региональных систем газопзреработки.

Существенный отпечаток на поиск технологических решений по переработке нефтяного газа накладывает ряд его свойств: сложный компонентный состав, непрерывность добычи, нерегулируемссть начальных параметров, жесткая зависимость от решений по добыче нефти, низкая транспортабельность, значительная неравномерность объемов добычи по годам разработки месторождения, большая доля вероятностной составляющей в динамике объемов углеводородного сырья.

Системы сбора, транспорта и переработки газа - территори-алько-чротяжепные-произзодственно-транспортныа системы. Развитие системы идет динамически по топологии источников сырья и его объемам с целью наиболее полного вовлечения в переработку потенциала углеводородов. Решение задачи поиска оптимальной системы для каждого конкретного,региона нефтедобычи индивидуально соответственно особенностям региона.

Продукция газопереработки имеет многоцелевой характер и может быть использована на топливно-энергетические, технологические иузди или подана на более глубокую переработку..

Для анализа субъективных и объективных факторов, обусловивших большое количество потерь углеводородного сырья, рассмотрены традиции газопереработки в области хозяйственного механизма и планирования. Совокупность этих факторов: ведомственный подход, основанный на приоритете добычи нефти по отношению к комплексному использования углеводородов; неэффективная цеповая политика на сирой нефтяной газ и продукты его переработки; отсутствие платы за кедра и загрязнение окружающей среды; отсуте ■ твио глубокого научного анализа и недостаточная вариантная проработка плановых решений рзгокий; неэффективная техническая политика предопределили значительные потери углеводородов.

Для создания модельно-программного аппарата по оптимизации

сис.ем переработки нефтяного газа выполнен анализ разработок в области существующего модельного и методического обеспечения. В результате чего определены основные подходы к решению задачи с:тимизации систем переработки, критерий эффективности и принцип достижения оптимального решения.

Рассмотрены классы задач: программирования капитальных чложений, выбора направлений капитальных вложений, дифференциал' ного программирования производства, анализа способов производства, оптимального распределения выпуска продукции между предприятиями,. распределения ресурсов на транспортных сетях И имитационного моделирования. Проанализированы разработки в области модального и программного обеспечения оптимизации систем переработки нефти, природного и нефтяного газа.

Исследование динамической системы сложной структуры с анализом множества вариантов ра^зития возможно на основе имитационного моделирования и применения вычислительной техники. Организация расчетов; комбинаторное задание систем переработки, сравнение и выбор вариантов осуществляет лицо принимающее решения (ЛПР), расчеты большого объема возлагаются на ЭВМ. Система переработки рассматривается в виде ориентированного графа, где вершинами являю- зя элементы технологического.множества, дуги определяют попарные связи и осуществляют передачу параметров.

Анализ методического обеспечения опциыизацин систем" переработки нефтяного газа, а также обзор последних методических разработок в области технико-экономического обоснования, показал, что,наиболее приемлемым критерием аффективностп вариантов является критерий максимума интегрального эффекта:

э Ст) -~IZ(4t- ¿t-Ci +Льу'(<Г+£*пt (4

где Э(Т)-интегральный эффект за период Т лёт развития системы переработки газа; . ' .

-Ut-оСъем товарной продукции в стоимостном выражении в год t;

- Kt-объем капитальных вложений в год t; . .

Ct-себес-оимость производства товарной продукции в год t;

Ь-а..юртизационные отчисления на реновацию в год t;

Енп-нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; - 1 или внутренней нор!..ы рентабельности (ВНР), значение которой определяется из уравнения:

7 * 22 -Сь С+в*р) -ф (л)-

Учитывая специфику газопереработки для достижения оптимального планового решения предлагается выбрать принцип многоэтапно а оптимизации. Имитация процесса планирования предполагается з виде чередования процедур наблюдения за развитием системы, прогнозирования условии развития системы на перспективу, формирования вариантов развития системы, выбор оптимального варианта, анализа выполнения и корректировки.

Также сделаны выводы о необходимости рассмотрения:

- полной экономической системы от добычи сырья до транспорта готовой продукции, вследствии тесной взаимосвязи этапов добычи, транспорта и переработки нефтяного газа;

- системы в единстве технологических и экономических показателей;

- системы в динамике своего развитая по годам рассматриваемого периода.

Во ВТОРОЙ ГЛАВЕ рассматривается изменение внутренних и Внешних условий развития газопереработки. Изменение внутренних условий характеризуется устойчивой тенденцией вовлечения в переработку малых, средних и отдаленных месторождений . Соответственно возрастает доля риска и необходимость более . детальной проработки п поиска более эффективных путей в решении проблемы переработки нефтяного газа. Наряду с традиционными решениями переработки углеводородного сырья на крупных газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) появляются альтернативные технологии переработки. • ,

Совокупность таких трудиоформализуемых факторов, как неопределенность сырьевой базы регионов нефтедобычи, специфика регионов, изменение внутренних и внешних условий развития газопереработки, в том числе и значительная динамика экономических параметров и возрастающая роль экономических регуляторов, определяет многовариантность развития региональных систем переработки нефтяного газа.

Априорно сформулировать оптимизационную задачу в данном случае представляет проблему, тем более, что реаение оптимизационной задачи вследствии динишки внешних параметров в скором времени не будет соответствовать действительности. Поиск оптимального варианта возможен на основе принципов имитационного

- 10 -

моделирования, многовариантной и многоэтапной проработки.

Таким образом, экономико-математическая модель, представленная в данной диссертации, является структурной« • динамической, прикладной моделью микроэкономического анализа .систем переработки нефтяного газа.

В связи со сложностью математической модели приведем ее краткое описание. Начальным элементом являются,экономико-математические модели элементов технологий: технологическое множество М-{ш1,...,тй} мощности И моделей затраты-выпуск ШЛ1], 1»1г11. На основании динамики объема по годам рассматриваемого периода Т лет и компонентного состава поступающего в переработку ^ирья определяется динамика мощности установки,• распределение капитальных л и эксплуатационных Ё затрат, объемы . потерь углеводородной смеси Р, осуществляется расчет объемов И компонентного состава выходных потоков. В данные модели внесен элемент частичной оптимизации по определению сроков ввода з эксплуатацию дополнительных мощностей с целью наиболее полно охватить динамически меняющиеся потоки сырья.

Второй этап решения задачи начинается с формирования множества вариантов развития системы переработки нефтяного газа. Для его описанья из множества М экспертным путем, исходя из потребности утилизации углеводородного сырья, напразлешШ его использование, технологических и экономических соображений, делается выборка . необходимого набора моделей технологий 11-{п1,...п(3}, где р-мощность выборки II, ШК 0, < К.

Далее синтезируемая сеть объектов газопереработки задается в виде ориентированного графа где Ь={11,..10} - мно-

жество вершин графа, 0-его мощность, и-множество дуг графа. Экономико-математическая модель предназначена для организации расчета технико-экономических показателей систем газопереработки в целом,. представленных в виде . ориентированного графа па выборке из множества элементов, технологий и агрегирование этих показателей: объемы вовлекаемого в переработку сырья и товарной продукции ь натуральном и стоимостном выражении, себестоимость производства, требуемые капитальные вложения, объемы потерь сырья.

Третий этап предназначен для анализа влияния различных визмущений: удорожание капитальных вложений, текущих затрат, динамика цен на готовую продукцию на характер изменения эконо-

- и -

мических показателей и определение зоны устойчивости критерия эффективности ВНР планового решения, * например, определить максимальное соотношение в пользу заемных средств ДЗ в общем объеме капитальных вложений К при прочих неизменных условиях и заданных учетной ставки кредита УС и шшгем ограничении ВНР:

ДЗ -> Мах (»)

ВНР > С1 («)

УС = С2 CS)

CI, С2 - const ' ..■(*)

lit, Kt, Ct, At - const .

Автоматизированная система является гибким инструментом исследования, позволяющим расчет .системы переработки нефтяного газа, где кратность появления каждой модели технологии и комби-'нация соединения их в ориентированный граф определяется технологическими и экономическими потребностями поиска вариантов переработки попутного■газа.

Созданный имитационный, модельно-программный инструментарий предназначен для проработки проекта на стадии предварительных технико-экономических исследований. Инструментарий позволит повысить вариантность проработки.

В ТРЕТЬЕЙ■ГЛАВЕ приведены"примеры практических расчетой по определения оггпшглыгых вариантов па базе'реальной сырьевой ситуация и развития' производственной инфраструктуры двух регионов Западной Сибири. . " . •

Практические расчеты по .определению оптимального варианта системы переработки нефтяного, rasa выполнены па примере Х-рам-пурскоЛ группы месторождений с целью подачи нефтяного газа для переработки в район проектируемого Тэрасовского ГПЗ. В результате анализа специфики региона ЛИР рассматриваются различные варианты'систем вовлечения 1з переработку попутного газа, основанные па бескомпрессорпом и компрессорном сборе и транспорте нзфтятгого газа с различными режимами вдмпримиропанпя, сочетании технологий глубокого и частичного извлечения тяжелых углеводородных компонентов и изменении места размещения объектов комп-ртшровштя и переработки газа. '

При бсскомпрессорпом промысловой сборе и компрессорном транспорте на ГПЗ оптимум достигается эа счет увеличения давления транспорта.попутпого газа. При соответствующих параметра:: это позволяет отказаться от сырьвюй компрессорной станции га-'

\ "•••'■

N

• - 12 -

зоперерабатывающего завода, что влечет в целом экономию в капитальных вложениях и эксплуатационных затратах. В результате с повышением давления транспорта растет внутренняя норма рентабельности и достигает максимума 22%. -

Компрессорный, промысловый сбор -дает выгоду по отдельным участкам транспорта углеводородного сырья, но дополнительные капитальные вложения в объекты'компримйрования и рост эксплуатационных затрат обесценивают полученный 'Эффект по отдельным элементам системы и в целом этот вариант проигрывает рассмотренному ранее. Однако тенденция роста -экономической эффективности при повышении давления транспорта сохраняется и максимум внутренней нормы рентабельности 13% ' достигается при наибольшем давлении транспорта,

- Сочетание элементов'технологий глубокого и частичного извлечения тяжелых углеводородных компонентов основано на специфике данного . примера относительно кратковременого пика ресурсов нефтяного газа и последующего их спада. В результате частичного извлечения производство широкой фракции легких углеводородов несколько снижается, что влечет снижение выручки от продал; готовой продукции. Однако экономия за счет более простой системы переработки в капитальных и эксплуатационных затратах приводит в целом к росту ' эффективности системы.' Повышение давления транспорта влечет дополнительную экономию за счет отказа от сырьевой компрессорной станции газоперерабатывающего завода. Эффективность системы повышается до 25% по внутренней норме рентабельности. ■ -

Вариант размещения мощностей по переработке нефтяного газа в районах промыслов дает экономию в, капитальных вложениях за счет отказа от компрессорного транспорта сырья, но раздельный, тракспорт продуктов переработки на значительное расстояние требует дополнительных затрат. В целом эффективность варианта падает до 6% по внутренней норме рентабельности.

Таким образом, многовариантная проработка при поиске оптимального варианта системы переработки нефтяного газа на примере ХарампурскоП группы месторождений, показала эффективность бескомпрессорного промыслового сбора, компрессорного транспорта углеводородного сырья в район переработки при повышенном давлении и переработки нефтяного газа с сочетанием технологий глубокого и частичного извлечения тяжелых углеводородных компонен-

- 13 -

тов. Этим завершается синтез системы, переработки.

Дальнейшие планово-прогнозные расчеты проведены с целью определения зоны устойчивости критерия эффективности на примере оптимального варианта при наличии различных возмущений. В данном примере получены данные о характере зависимости эффективности варианта от различных схем формирования требуемого объема капитальных влозений (собственные л заемные средства),удорожа-. ния эксплуатационных затрат, роста цеп на сырой нефтяной газ и нижней границе цен на продукцию газопереработки. .

При равном долевом вкладе собственных и заемных среде гв и учетной ставке крздпта 15% ! эффективность варианта снижается с 25% до 21%, а эффективность'собственных средств составит 24%. Описание схемы системы переработки' нефтяного газа по данному Варианту.представлено на рис, 1, расчеты в табл. 1.

Однако по нормативам"длительного действия (эксплуатацией- '-ные затраты, цена сырого нефтяного газа и цены на продукцию га-■ зопереработки) зона устойчивости ' варианта' находится в узких рамках, определяемых годовыми процентами; +2%, +2,5%, и -1% соответственно при'фиксированной внутренней норме рентабельности 20%. ' . ... • . . ' •

На примере комплекса по использований нефтяного газа Та-лпнекого месторождения . рассмотрено сопоставление традиционных систем переработки.таза на Краснолешшском газоперерабатывающем заводе и поиска альтернативных вариантов переработки* В результате анализа специфики региона ЛПр■выявлены следующие ' особенности* . . •

. - значительное расстояние источника основных, ресурсов нефтяного газа от имеющихся .мощностей по переработка на Красноленннскон ГПЗ; .... •'. •'. •

- большое содержание тяжелых углеводородных компонентов, зат- • руднякщее дальний транспорт газа;- •■■ . .•

- отсутствие или- недостаточная пропускная способность систем транспорта нефтяного газа до Краснолешшского ГПЗ и продуктов его переработки. *

Рассмотрение вариантов учитывало традиционную' схему сбора,• транспорта и переработки нефтяного газа н'а газоперерабатывающем ■ заводе и,. в качестве альтернативы, промысловую подготовку нефтяного газа.

. В связи с отсутствием развитой■'системы сбыта продукции га-

зоперерабатывающего завода и большой долей затрат на электроэнергию .традиционная система переработки является убыточной. Годовые убытки по прибыли..от реализации составят около 40 млн. руб. Падающая добыча нефтяного газа повлечет . дальнейший рост убыточности производства. . " .

Поэтому било рассмотрено. использование нефтяного газа па пройысловцх установках, по вариантам вовлечения в переработку ' углеводородного сырья," При отсутствии 'развитой транспортной системы продуктов переработки нефтяного газа рассматривается решение максимально еокложкого увеличения выхода товарной нефти за счет сброса в нефть глщкш:'- углеводородов и использования • нефтяных травсЕортшл: магистралей.

В данном ' примере логика расчета существенно отличается от предыдущего примера поиска оптимальной системы переработки газа, где рамки система жестко ¡закреплены и варьирование технологическими способами производится внутри этих рамок без их измз-' нения. На примере Таллнского-месторождения происходит как'варьирование внутри очерченных рамок системы, так и поэтапное ее развитие вовлечения'потенциала углеводородов нефтяного газа 1 и (или), 3 ступеней сепарации в переработку,

В конечно« итоге наедены границы система по переработке нефтяного газа, эффективной с точки зрения хозрасчетных иитере-' сов нефтегазодобывающего управления, ввиду того, что традиционный комплекс по переработке.газа на ГПЗ в действующей структуре цен убыточен. . •' \ • ' .

Эффективный вариант системы переработки пефтяного газа пг -лучен'1 на основе- тесной взаимосвязи технологических способов подготовки нефти л переработки газа. Дополнительный объем товарной нефти по данному варианту составит 1189 тис,т. за весь рассматриваемый период, Максимум 130,0 тыс.т. достигается в 1994 году, затем убывает до 83,7 тыс.т. в ,2005 году. Вовлечение в переработку газа 1 и 3 ступени сепарации по данному подвари-анту требует дополнительного объема капитальных вложений в размере 799,0 млн. руб.

Прибыль от реализации в 1934 году составит 200,5 пли. руб. Однако начиная с 2002 года комплекс будет.убыточен из-за- снижения'-1 загрузки-; сырьем, вследствие этого в целом на заданном ин~

вложения не окупаются.

. Длй'1 -hot^SSiO3 прибили от реализации по годам

' . - 15 -

рассматриваемого периода, срока окупаемости 4 года, включая год строительства л внутренней порт! рентабельности 23% необходимо 20% повышенна цен, принятых при расчете. Поскольку цены на углеводороды . внутри страды шике мировых цен и учитывая тенденцию "их роста можно ожидать, что рассмотренный комплекс по переработке нефтяного газа будет экономически эффективен.

Данный пршлер практического расчёта показывает тесную зависимостей этапов, добычи, транспорту и переработки, а также технологических я экономических показателей систем' переработки нефтяного.газа. Пршлер наглядно демонстрирует влияние множес-за трудпоформализуемых факторов на принятие решения об обустройство регионов нефтегазодобычи объектами переработки., нефтяного газа. "...

Выводы. ' ' , .

Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы.

- 1-, Оптимизация региональный систем газопереработки возможна на основа имитационного подхода вследствие значительной доли неопределенностисырьевоя ситуации, специфики регионов нефтегазодобычи» возможности реализации системы на некотором множестве возможных эариеятоа развитая по- выбору в сочетания- традиционных я альтернативных. технологий', многоцелевого характера и широкого спектра продукции газопереработкп, /потпеепвя устойчивости' эко-нсш!ческгсс величии я влияния рыночных регуляторов.

2. Учитывая специфику-регпональячх- систем переработки нефтяного газа,' шогоэташшеть я многовариантность их разьлтия, длительность.. необходимого | врекзлЕого периода их рассмотрения, существенную разницу полученного 'йологхнтельяого эффекта по вариантам, ■ зяапятрдьаую дшкипк? эконсмпчзски:; характеристик системы зопйолеэ пр7!2?!лз!"!!! крнте'рпей сравнительно!! ' эффективности 'вариантов выбрал критерий интегрального•экономического эффекта или внутрошшй порт рентабельности. ; •

3. Принцип модульного-построения системн по элемента!,! тох-нологнческогчмшохествй объектов-газопереработкн в совокупности с пршшипс?» упнгзрсальностя инструментария,, позволявшего Сделать расчет любой системм переработки газа, основанной на выборке из моделей технологического множества к описания ее з ви де ориентированного графа позволяет добиться•адекватности выбранного оптимума=по модели и системы переработки, которая будет.

реализована на практике,

4. Многовариантная проработка систем утилизации нефтяного -■аза с учетом региональных особенностей и возможность многоэтапного учета динамики йнеиних факторов повышает глубину и ка-1ество плановых решений, применение принципа многоэтапной оптимизации и наличие имитационного модельно-программного инструментария, позволит выполнить необходимую корректировку.

5. Моделыю-программный инструментарий может быть применен зля определения' дифференцированных по регионам нефтегазодобычи экономических нормативов,. в частности штрафов за потерю углево-юродных ресурсов или отпускных цен на углеводороды в зависимости от качественного их состава, удаленности источника нефтяного газа, специфики регио'на нефтегазодобычи.

6. Имитационный инструментарий позволяет провести самосто-и-еяьную.проработку способа реализации проекта, рассчитать раз-шчные схемы его финансирования, эффективности проекта в целом ; учетом налогового законодательства, амортизационной политики, эффективности учредителей, народнохозяйственной эффективности.

Основные положения диссертационной работы опубликованы е следующих работах.

1. Брагинский 0., Галкин А..Коробкин В. Имитационная математи-геская модель расчета технико^экономических показателей ацикли-1еских систем объектов газопереработки произвольной структуры. 1еп. N 3217-ВЭ1 от 26.07.91. ■

2. Галкин А., Коробкин В., Джакубова-Е. Опыт анализа эффектив-юсти проекта совместного предприятия. Деп. Н 3218-В91 от 26.07.91.

3. Галкин А., Коробкин В. Экономические и информационные аспекта 1ерспективного планирования нефтегазопереработки. //Моделирова-ше перспективного развития отраслей и многоотраслевых комцлек-:ов в новых условиях хозяйствования. -М, ЦЭМИ АН .СССР, 1990.

5. Брагинский 0., Коробкин'В., Теренин 0. Практические аспекты юделирования региональных систем.по переработке нефтяного газа. ■М, сборник ЦЭМИ РАН (находится в печати).

_ л -

Расчет эффективности варианта системы переработки нефтяного газа.

Таблица 1.

{ Экономическиа показатели Ед.нзм. Годы рассхатркэаеяого периода

| 1932 2533 1954 1595 1335, 1997 1958 ... Итого

¡Счет прибыли и убытков - "

|выручка Млн. руб. а 0 0.0 55.9 57.5 111.1 114 .3 115.5 . . 1331.5

¡Стоимость сырья ' Или. руб. -0 0 -0.0 -20.7 -л.з -41.4 -42 .5 -43.0 . . -494.8

(Эксплуатационные затраты На». руб. •-о 0 -0.0 -16.4 -16.4 -26.5 -26 .5 -26.7 . . -379.7

|Прибыль ст реализации Или. руб. 0 0 о:о 13.0 19.3 43.2 45 .3 45.8 . . 457.0

¡Оыплата процентоэ , Нла. руб. -0 0 -0.0 -7.8 -10.0 -5.0 -1 .7 -0.0 . . -25.5

{Балансовая прибыль Или. руб. 0 0 0.0 11.0 ,3.8' 37.г 43 6 45.В . . 431.5

¡Поток наличности

{Балансовая прибыль Нлн. руб. 0 0 0.0 11.й 9.8 37.г 43" 6 45.8 .. . 431.5

{Капитальные влохения ' йлн. руб. -16 0 -70.3 -10.4 -40.6 -0.0 -2 8 -г.о .. . -140.1

(X за кредит предпронзводсте. МАИ. руб. -0 в -4.2 -0.0 -Э.0 -0.0 -0 а -0.0 .. . -4.9

{Дивиденды Млн, руб. 0 0 0.? о.'о 0.0 0.0 -20 0 -45.0 . -320.0

| Итого Нлн. руб. -16. 7 -74.5 0.6 тЭО.В 37.2 20 а 0.8 .. . -33.5

{Финансируется:

{Собственный кап-А ( Кли. руб: в 0' 35.1 5.2 го.з 0.0 1 4 0.0 .'. .. 70.0

{Заемный кап-А ЙЛН. руб. а 0 35.1 5.2 20.3 0.0 1 4 0.0 .. . 70.0

|% за кредит предпрензводств. Я8Н. руб.' 0. 5 4 Л 0.0 0.0 0.0 0 0 0.0 .. 4.9

{Выплаты осн. долга Нлн. руб. -0 0 -010 -10.0 -з.о -35.0 -20 9 -о.о .. . -74.9

| Итого 1 Кля. Эуб. 15 7 74.5 0.4 31.6 -35.0 -18 1 0.0 .. . " 70.0

1 |Избыток / дефицит Ялн. руб. 0. 3 0.0 1.0 0.8 г.г г. 7 0.8

{Избыток / дефицит нахопл. Или. руб. 0. 0 0.0 ' 1.0 1.3 4.0 б. 7 7.4

I ■

{Расчет эффективности по потоку наличности: сунмаркчэ капитальные влогення / балансовая

I.....................................................................................

{Сумгрные кап. вложения Иди. руб. 15.0 70.3 10.4 • 40.6 0.0 2.8 о.о

{Балансовая прибыль Или. руб. 0.0 0.0 И.В 3.8 37.2 43.5 45.В .. . "431.5

{Поток наличности Яяя. руб. -16.0 -70.3 0.6 -30.8 ,37.2 40.8 45.8

[Поток наличности накопленный Каи. руб. -1б.Ь -00.3 -85.7 -116.5 -79.3 -38.5 7.3

¡Срок окупаемости Годы 7

{Норкатио эффективности % 12,0

¡Коэффициент дисконта Нл». руб. 1.0 0.9 0.3 0.7 0.6 0.6 0.5 '

¡Чистая текущая стоимость Н*н. руб. -15.0 -78.8 -78.3 -100.2 -75.6' -53.4 -30.2

{Внутренняя норна рант. 0.21

{Ргсчзт оОф-ти.по потоку собственный капитал / дивиденды

{Поток наличности •Нлн. руб. -В'.О -35.1 -5.2 -20.3 0.0 18.6 45.0 .. . 250.0

{Поток наличности накопленный Нлн. руб. -В.0 -43.2- -'48.3 -53.6 -63.6 -50.0 ' -5.0

{Срок окупаемости Годы 7

¡Чистая текущая стоимость Млн.'1 руб. -8.0 -33.4 -4.3.5 -58.0 -53.0 -47.4 -24.6

¡Внутренняя норма рзнт. 0.24

{Расчет платы за кредиты

¡Процентная стгека % 15.0

¡Срок погашений Лет 6.0

¡Льготный период Лет 2.0

¡Потреби.» кредита Или. руб. 6.0 35.1 5.2 ¿0.3 0.0 - 1.4 0.0 ... ; 70.0

{Увеличение долга Нлн. руб. 0.6 4.2 0.0 0.0 0." 0.0 о.о .. 4.9

¡Сумма долга Млн. руб. 8.7 46.0 43.2 . 54.5 19.5 0.0 0.0

¡выплаты Нлн. руб. 3.0 0.0 ¡0.0 9.0 35.0 . 20.9 0.0 .. . 74.3

¡Выплаты прэизнтоо Млн. руб. 0.0 0.0 7.Я. 10.0 5.0 1.7 • 0.0 .. . 25.5

|Рыплать! итого Клн. руб. 0.0 . 5-0 ¡7.0 10.0 11.3 22.6 0.0 .. . 100.4

- п -