Розрахунок амортизаційних відрахувань по основним фондам проводилась виходячи з встановлених норм амортизацій .

Середньорічна норма амортизацій від балансової вартості встановлена : для свердловин – 8,2 % , в тому числі 6,7 % - на повернення вартості і 1,5 % - на капітальний ремонт ; газопроводів, колекторів і шлейфів – 2,9 % , для фонтанної арматури – 12 %, для НКТ – 10 % , для виробничих приміщень 2,8 % , для різноманітних машин , обладнання і приладів від 2,9 до 35 % ітд.

У відповідності з постановою після повернення першопочаткової вартості основних засобів норма амортизаційних відрахувань зменшилась до норми відрахувань на капітальний ремонт . По решті засобам воно залишається постійним , так як в одних випадках період повернення їх першопочаткової вартості перевищує теміни розробки родовища ( будівлі , газопроводи ітд. ) , в інших випадках по мірі зносу їх необхідно замінити новими ( прибори, транспорт , обладнання ітд. ) Величини амортизаційних відрахувань по свердловинам , фонтанняй арматурі і НКТ приведені втаблицях 5.1,5.2 5.3.

Амортизаційні відрахування інших основних засобів приведені в таблицях собівартості видобутку газу ( табл.. )

Заробітня плата . Враховуючи , що в процесі подальшої розробки родовища значних змін в кількості промислово- виробничого персоналу не очікується . Затрати на заробітню плату з нарахуванням приймаються рівними плановим затратам по відповідній статті на рік. Рахуючи ці затрати постійними , ми в деякій мірі завищуєм витрати на видобування газу , так як в подальшому може мати місце зменшення персоналу.

Цехові витрати , на приймаються постійними згідно плану .Це визвано тим що промисел є об лаштованим , на якому не передбачені додаткові роботи ,які можуть сказатись на величині цехових витрат.

Сумуючи вище перераховані стадії експлуатаційних затрат по рокам , отримуємо затрати на видобування газу .

Розділивши отримані затрати на товарний газ в тис. м3 отримуємо собівартість 1000 м3 газу. Результати розрахунків приведені в таблиці 8

Аналізуючи економічну ефективність варіантів розробки без КОМПРИМИРОВАНИЯ газу . видно , що сама низька вартість газу при застосуванні ІІІ варіанту .»якщо ви дочитаєте до цього місця то я вам ставлю ящик коняку » В період постійного відбору газу собівартість газу при цьому складає 75,5 – 80 коп за 1000 м3 в період спадаючого видобування вона зростає до 163,6 коп. і всередньому за весь проектний період розробки складе 105 коп. (табл. )

Витрати на КОМПРИМІРОВАНИЯ газу. Для забезпечення транспортування запроектованого видобутку газу по І – ІІ варіантам необхідно ввести в експлуатацію компресорну станцію . В основу розрахунків витрат на будівництво КС покладена методика розрахунку економічних показників , розроблена «УКРГИПРОГАЗом ». По цій методиці капіталовкладення в будівництво КС визначається вартістю об’єктів , які в свою чергу залежать і не залежать від потужності станції , і можуть бути розраховані по формулі :

К= а * N +B ,

Де N- потужність КС , кВт.

а – капіталовкладення на 1 квт встановленої потужності , які рівні 0,18- 0,24 тис.руб. для станцій , оснащені газомоторними поршневими компресорами потужністю 1000-2500 квт.

B- капіталовкладення , які не залежать від потужності і приймаються в розмірі 300 руб.

Річні експлуатаційні затрати по КС розраховуються шляхом сумування затрат пропорційно потужності по станціям в цілому , затрат на амортизацію і поточний ремонт і розраховуються за формулою :

Е= в * N1 + в1*N2 + с + n *к

де N1- фактична затрата потужності

N2 – номінальна затрата потужності

в- експлуатаційні затрати на 1 квт фактичної потужності

в1 - експлуатаційні затрати на 1 квт номінальної потужності

с- експлуатаційні затрати по КС в цілому

к – капіталовкладення в КС , тис. руб.

n- норма амортизаційних відрахувань , приймається в розмірі 0,113 для КС яка облаштована поршневими газомоторними компресорами

Перший множник (в * N1) в формулі характеризує затрати на паливо і електроенергію для КС , другий множник (в1* N2) – затрати на заробітню плату виробничого персоналу і матеріали , третє ( с ) – затрати , не залежні від потужності , четвертого ( n *к ) – завтрати на амортизацію і поточні ремонти станції .

Аналізуючи економічну ефективність варіантів розробки з застосуванням компресорної експлуатації видно , що сама низька собівартість при ІІ варіанті . В період постійного відбору газу собівартість газу при даному варіанті 75,5- 85,9 коп . за 1000 м3 . В спадаючий період видобутку собівартість газу зростає до 123,3 коп.

компресорної експлуатації і без неї , можна зробити висновок , що більш вигідною є без компресорна розробка родовища

7. Охорона надр і довкілля у процесі видобування газу і конденсату.

Процеси видобування газу і конденсату є одними із найбільш екологічно шкідливих. На їх частку припадає 8-10% загального шкідливого впливу на природу: порушується рослинний покрив , забруднюється земля, атмосфера і вода.

Локальні забруднення грунту найчастіше пов’язані з розливанням газового конденсату в наслідок пошкодження трубопроводів і через негерметичності обладнання.

Основна частина забруднення атмосфери припадає на випаровування газу із свердловини, трубопроводів, викиди газу в атмосферу через свічі, в ході продувок свердловин газопроводів. Основні забруднювачі повітряного басейну лекі вуглеводні, оксиди вуглецю і азоту, сполуки сірки, тверді частинки, пило газові суміші. У результаті промислових викидів в атмосферу губиться значна кількість цінних