CC BY
16
УДК 550.8; 553.93; 622.831.3
ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ УГОЛЬНОГО МЕТАНА НА КРАСНОДОНЕЦКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ВОСТОЧНОГО ДОНБАССА
© 2007 г. И.В. Труфанов
It is considered geo-economic aspects coalbed methane development of East Donbass on example of Krasnodoneckoe deposit. Economic calculations of various variants of well-boring and extraction coalbed methane are resulted.
Разработка метаноугольных месторождений является одним из наиболее перспективных направлений в последние годы не только в России, а также в странах ближнего и дальнего зарубежья. Безусловными причинами этого является поиск нетрадиционных источников углеводородов и постоянный рост стоимости газа как на внутреннем рынке, так и экспортных цен на этот энергоноситель: по оценке экспертов в ближайшие годы стоимость природного газа для промышленных и бытовых целей будет увеличена в 1,52 раза до экспортного уровня.
В пределах Восточного Донбасса эта тема особенно актуальна в связи с большими прогнозными ресурсами угольного метана, которые оцениваются в 450500 млрд м3, в том числе 130 млрд м3 по 50 хорошо разведанным месторождениям [1-3], при явном дефиците природного газа в Ростовской области [4]. Кроме того, расположение практически всех месторождений вблизи населенных пунктов уменьшает затраты на транспортировку газа до потребителя.
Разработка метаноугольных месторождений может также помочь в решении экологических проблем - из закрытых и постепенно затопляемых угольных шахт происходит постоянная эмиссия газов на поверхность, что приводит к загрязнению окружающей среды [5, 6]. Внезапные выбросы метана при отработке угольных пластов - еще одна сторона этой проблемы, разобраться с которой не получается даже на новых шахтах, как показывают трагические события в Кузбассе в марте 2007 г.
В числе первоочередных задач, связанных с решением проблемы угольного метана Восточного Донбасса, можно выделить геолого-экономическую оценку перспектив освоения этого вида углеводородного сырья. В настоящей статье рассматриваются основные аспекты решения этой задачи на примере Крас-нодонецкого месторождения.
Согласно данным предыдущих исследований [7, 8], Краснодонецкое месторождение расположено в Белокалитвенском районе Ростовской области на территории Синегорского муниципального округа в пределах горного отвода ликвидируемых угольных шахт № 16, 17 «Краснодонецкая» ОАО «Ростовуголь». В геологическом строении месторождения принимают участие породы свит С24 - Сз1 среднего и верхнего карбона, представленные песчаниками, алевролитами,
известняками с угольными пластами ш8\ т9, т90, т9:,
2
т9 и многочисленными пропластками угля, перекрытые маломощным (0-30 м) чехлом более молодых пре-
имущественно песчано-глинистых отложений третичного и четвертичного возраста. Общая мощность каменноугольных пород в районе месторождения по данным геолого-разведочных работ составляет 3300 м, продуктивная углегазовая толща детально разведана до глубины - 600 м.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к южному крылу Краснодонецкой синклинали, имеющей субширотное (СЗ-ЮВ) простирание, которое характеризуется относительно слабой тектонической нарушенностью с пологим (10-15°) залеганием пород в северных румбах. На площади месторождения установлены малоамплитудные сбросо-сдвиги, рассекающие по диагонали горно-породный массив, а также флексурные пликативные нарушения углевме-щающих пород. Северное крыло синклинали отличается крутыми падениями угольных пластов и вмещающих пород (50-60°), разорванных региональным северным сбросом и многочисленными дизъюнктивными нарушениями более высоких порядков (рис. 1).
При эксплуатации Краснодонецкого месторождения отрабатывался продуктивный угольный пласт т8 1 мощностью от 1,1 до 1,4 м, остальные пласты имеют переменную мощность от 0,3 до 0,95 м и считаются забалансовыми для угледобычи. Вместе с тем они являются наиболее газоносными и представляют собой дополнительный источник для получения угольного метана. Общая площадь месторождения равна 80 км2, площадь продуктивных углегазовых зон 72 км2, подсчитанные балансовые запасы угля на 1.01.2006 г. составляют 131 млн т, прогнозные перспективные ресурсы угольного метана оцениваются в 5,5 млрд м3 [9]. В пределах месторождения выделено пять перспективных участков, а также одна резервная площадь, отличающихся высокой газоносностью и плотностью ресурсов метана, достигающей 100 млн м3/км2 (рис. 2, табл. 1).
В отработанной части месторождения по данным эксплуатацонной разведки и маркшейдерских наблюдений откартированы флюидоактивные зоны мощностью от 50-70 до 100-120 м с элементами залегания Аз. пад. 190°, Z25-30°, при вскрытии которых подземными выработками наблюдались многочисленные внезапные выбросы угля, пород и газа. Абсолютная мета-нообильность при отработке месторождения варьировала от 40 до 80 м3/мин, в зонах флюидизации она достигала 100-120 м3/мин. Относительная метанообиль-ность составляла 70-77 м3/т углепородной массы [10].
Рис. 1. Геологическая карта района Краснодонецкой синклинали Восточного Донбасса. Масштаб 1:50000 (по данным Б.И. Зимакова, М.И. Зильберштейна, Е.Н. Скляренко, 1989): 1 - верхнекарбоновые отложения; 2-4 - продуктивные угленосные свиты среднего карбона Московского яруса; 5 - разрывные нарушения; 6 - маркирующие горизонты известняков
лении до 500-600 бар в результате воздействия на угольные пласты углево-дородно-водно-углекислотных флюидов, дренирующихся по зонам тектонических нарушений в посторогенную стадию формирования месторождения.
Наиболее продуктивной является нижняя флюидоактивная зона, в которой сосредоточены угольные пласты Ш81, т9 и т90 общей мощностью 3,8 м и 8 угольных прослоев, которая является фактически неструктурным газовым коллекторам для угольного метана. Угли принадлежат к марке ПА (У^ = 9,6-9,8 %) (по донецкой шкале) или 1А (по ГОСТ - 25543-88), отличаются большими содержаниями летучих компонентов, повышенными значениями удельного электросопротивления (р варьирует от 2,2 до 3,8 Ом/см), высокой флюидоактивностью (450-500 усл. ед.), характеризуются витрен-фюзенитовым составом, средней зольностью (Ай =12,0-15,2 %) и сернистостью (8общ =1,4-1,6 %), аномально высокими значениями природной газоносности (Уг - до 30-35 м3/т). При этом максимальные значения газоносности характерны для пластов-спутников т9 и т90 на глубинах 500-600 м (табл. 2). По результатам газово-хроматографического анализа углей с применением керногазонаборников и методов вакуумной декриптометрии в составе газов из основного угольного пласта т81 доминируют метан (88,45-92,37 %), азот (1,8-2,2 %), СО2 (2,0 - 2,52 %) со следами Н28 и тяжелых углеводородов.
Рис. 2. Схема углегазового пакета т81 т90 с проекцией на продольную вертикальную плоскость [5]
В процессе проходки в восточном блоке тестовой дегазационной скважины ГГД-4 (№ 9131) глубиной 410 м было установлено, что геологический разрез по газодинамическим параметрам имеет сложное трехъярусное строение, обусловленное присутствием трех флюидоактивных зон в интервалах глубин 90-120, 190-210 и 320-380 м с аномально высокой газоносностью углей и вмещающих пород (рис. 2). Термобаро-геохимические исследования углей и вмещающих пород показывают, что образование флюидоактивных зон происходило при температуре 180-220 0С и дав-
Таблица 1
Классификация запасов (ресурсов) метана Краснодонецкого углегазового месторождения
Участок полигона Вид ресурса Площадь продуктивной зоны, км2 Газоносность, м3/т Мощность зоны, м Ресурсы метана по зонам, млн м3 Плотность ресурсов, млн м3/км2 Коэффициент возможного извлечения метана Извлекаемые ресурсы метана Всего по участкам, млн м3
Краснодонец-кий Замковый I 14,7 10,0 1,15 270,6 18,4 0,5 135,3 135,3
II Дегазирована - - - - - -
III Отсутствует - - - - - -
Краснодонец-кий Глубокий I 17,7 20,5 1,15 667,6 37,7 0,5 333,8 883,5
II 10,5 16,4 2,35 647,5 61,7 0,6 388,5
III 3,0 36,5 1,84 201,5 67,2 0,8 161,2
Синегорский I 14,2 20,0 1,15 522,6 36,8 0,5 261,3 1046,5
II 9,5 25,1 2,35 896,6 94,4 0,6 538,0
III 4,7 38,0 1,73 309,0 65,7 0,8 247,2
Краснодонец-кий Крутой I 10,4 11,8 1,15 225,8 21,7 0,5 112,9 112,9
II Дегазирована - - - - - -
III Дегазирована - - - - - -
Виноградный I 1,5 22,0 1,15 60,7 40,5 0,5 30,4 123,0
II 1,2 28,0 2,35 126,3 50,3 0,6 75,8
III 0,3 40,5 1,73 21,0 70,0 0,8 16,8
Резервная площадь I 13,5 22,4 1,15 556,4 41,2 0,5 278,2 896,6
II 11,8 20,0 2,35 887,4 758,2 0,6 532,4
III 1,6 36,5 1,84 107,5 67,2 0,8 89,0
Всего 5500,6 3197,8
Примечание. Вид ресурса: I - сорбированный метан в основном угольном пласте ш8' свиты С27 ; II - сорбированный метан в пластах-спутниках продуктивного углегазового пакета Мю° - Мц1; III - свободный газ в зонах флюидизации - структурных ловушках продуктивного пакета.
Таблица 2
Природная метаноносность угольных пластов продуктивного углегазового коллектора Краснодонецкого месторождения
Количество проб Интервал апробирования, м Метаноносность по достоверным пробам, м' /т с.б.м
от до от до Средневзвеш.
Пласт m90
2 -100 -200 0,06 10,80 5,43
2 -200 -300 28,30 35,10 31,70
5 -300 -400 32,60 41,10 36,85
2 -400 -500 32,60 33,12 32,86
5 -500 -600 30,73 36,76 33,85
6 -600 -700 31,23 38,38 33,94
1 -700 -800 26,94 26,94 26,94
Среднее 26,07 31,74 28,80
Пласт m 9
1 -100 -200 12,10 12,10 12,10
2 -200 -300 30,00 38,00 34,05
4 -300 -400 34,20 42,00 38,10
4 -400 -500 31,80 39,04 34,83
9 -500 -600 30,38 38,87 34,46
9 -600 -700 24,05 39,95 32,62
2 -700 -800 24,50 26,27 25,38
Среднее 26,72 33,75 30,22
Пласт m 8'
1 -100 -200 5,1 5,1 5,1
5 -200 -300 15,8 25,80 20,80
9 -300 -400 25,58 38,50 32,04
9 -400 -500 28,04 37,80 32,92
И -500 -600 27,55 39,99 34,82
14 -600 -700 27,81 37,54 32,69
6 -700 -800 19,27 36,06 27,41
Среднее 21,31 31,54 26,54
На скважине ГГД-4 проведены 4 цикла испытаний новых геотехнологических методов дегазации угольных пластов и вмещающих пород, разработанных сотрудниками Геотехцентра-Юг РГУ [11]. В результате этих исследований и испытаний установлено, что наиболее эффективным методом извлечения из угольных пластов и вмещающих пород является комбинированное барогра-диентное и гидроимпульсное воздействие, при котором получены кратковременные фонтанирующие притоки газов с дебитом от 7800 до 25000 м3/сут. В составе газов доминируют СН4 (92-95 %), СО2 (2,7-4,0 %), N (1,872,0 %), тяжелые углеводороды (3-5 %) со следовыми количествами И28, СО и Н2. С учетом результатов компьютерного моделирования радиус влияния скважины оценивается в 120-150 м [12].
На основе приведенных выше данных разработан проект «Краснодонецк-углеметан», направленный на реализацию комбинированной технологии извлечения метана и других газов из угольных пластов и вмещающих пород, в основе которой находятся гидроимпульсные, бароградиентные, вибрационно-волновые и физико-химические методы воздействия на углепо-родный массив.
Основная идея проекта - создание искусственного (техногенного) углегазового месторождения, состоя-
щего из серии углегазовых залежей, формируемых в ходе проведения буровых работ, с последующей управляемой эмиссией УВГ по системе газодинамически связанных между собой дегазационных скважин. При этом будут активированы природные и созданные искусственно зоны флюидизации с длительной возобновляемой фильтрацией (подтоком) этих газов из угольных пластов и вмещающих пород.
Предусматриваются два основных варианта организации и обустройства Краснодонецкого ГТК по извлечению и комплексному использованию угольного метана.
Вариант № 1 - основан на бурении цепи одиночных скважин вдоль зон флюидизации, выявленных в пределах Восточного блока Краснодонецкого месторождения. Преимущество данного способа заключается в фактическом увеличении извлекаемых запасов угольного метана из высокогазоносных залежей, а также коэффициента извлечения его из углепородного массива.
Схема такого геотехнологического модуля показана на рис. 3, из которого видно, что скважины должны буриться до подошвы пласта т81 с пересечением вышерас-
9
положенных высокогазоносных пластов-спутников т и т9 0 и неструктурных газовых коллекторов.
Условные обозначения:
Р. Северский Донец Населенные пункты
Обводненная часть выработанного пространства
Выработанное пространство
Абсолютные отметки поверхности угольного пласта т81 Неразгруженное пространство углепородного блока Проектируемые дегазационные скважины с ореолом влияния
Контур метанообильной зоны и точки метановых выбрасов Тестовая дегазационная скважина ГГД-4
Ш
Рис. 3. Схема расположения проектируемых дегазационных скважин на восточном участке Краснодонецкого углеметано-
вого месторождения. Вариант № 1
Глубина проходки скважин - около 400 м, начальный диаметр - не менее 152 мм, конечный - 93 мм, обсадка скважин до пласта известняка М^1 с цементацией затрубного пространства.
В интервалах проходки дегазационных скважин, пересекающих угольные пласты и зоны флюидиза-ции, производится разупрочнение углепородного массива с образованием локальных участков повышенной пористости и трещиноватости гидроимпульсным и
бароградиентным методами в режиме резких перепадов давлений.
Рассчитаем возможную производительность одной такой скважины глубиной 400 м. Для расчета по пласту т81 примем форму микрогазовой залежи в виде фигуры типа шарового (эллипсоидного) слоя с нижним (у подошвы пласта) радиусом влияния 150 м, верхним (в кровле пласта) - 120 м, мощность слоя -1,5 м, природная газоносность угля - 42 м3/т, объемный вес - 1,6 т/м3. Тогда объем залежи равен: VI =
=пН3 + 0,5п(Я!2 + Я22)Н = 3,14- 1,53 +0,5- 3,14 (1502+ +1202) 1,5 = 86910 м3.
Количество свободного и сорбированного газа в объеме залежи равно: = 86910 ^1,6 ^42 = 5,8 млн м3.
При коэффициенте извлечения Ки = 0,6 в процессе дегазации залежи может быть получено 4,2 млн м3 УВГ с учетом 20 % возобновляемых ресурсов.
Ошв. = 5,8 • 0,6 • 1,2 = 4,2 млн м3.
Лабораторные и полевые исследования показывают высокие содержания метана и других углеводородных газов в пределах 92-95 % в извлекаемом газе, следовательно, конечный объем добытых углеводородов будет составлять 3,86- 4,0 млн м3.
К этому количеству следует добавить объемы извлечения относительно свободного газа из прилегающей зоны флюидизации вмещающих пород с природной газоносностью 10 м3/т, мощностью 2,0 м, объемным весом 2,5, радиусом влияния скважины 150 м, коэффициентом извлечения 0,6 и содержанием углеводородов 92 %:
О2 =3,14^ 1502 • 2 • 2,5 • 10 • 0,6 • 0,92 = 1,95 млн м3.
Итого получаем: О = 6 млн м3.
Аналогичными расчетами для углегазовых залежей, создаваемых на уровне угольных пластов т9-т90 получаем 2,5 и 1,3 млн м3 УВГ соответственно, итого 9,8 млн м3 из одной скважины.
Постановлением РСТ от 23.12.2005 № 15/3 «Об установлении розничной цены на газ, реализуемый населению Ростовской области» установлена и введена в действие с 1 января 2006 г. розничная цена на природный газ, реализуемый населению Ростовской области, в размере 1453 руб ./1000 м3. Согласно этому постановлению, сделаны предварительные экономические расчеты организации такого геотехнологического комплекса. Их результаты приведены в табл. 3, из которой видно, что за время эксплуатации комплекса из 4 скважин будет получено 39,2 млн м3 метана себестоимостью 482 руб. за 1000 м3 и ожидаемой прибылью порядка 43,8 млн руб.
Таблица 3
Предварительный расчет экономических показателей создания ГТК «Краснодонецк-углеметан». Вариант № 1
№ п.п. Эксплуатационные кондиции Исходные технико-экономические показатели полигона
1. Прогнозируемые ресурсы угольного метана
1.1 Краснодонецкая площадь в целом 5500 млн м3
1.2 Из них извлекаемые 3197,8 млн м
1.3 Проектируемые эксплуатационные запасы газа (Восточный участок) 350 млн м
1.4. Планируемые объемы извлечения (ГТК из 4 скв.) 39,2 млн м
2. Природная газоносность угля 42 м3/т.с.б.м.
3. Эксплуатационные потери 40 %
4. Производительность комплекса в сутки 20 000 м3
5. Срок эксплуатации полигона 6 лет
6. Общие затраты на создание ГТК 13,2 млн руб.
6.1. Капитальные вложения (бурение скважин и покупка необходимого оборудования) 11,6 млн руб.
6.2. Прокладка вспомогательного газопровода 0,4 млн руб
6.3. Научное сопровождение проекта 1,2 млн руб
7. Удельные капвложения в полигон на 1000 м метана 306 руб.
8. Эксплуатационные затраты 2,4 млн руб.
9. Удельные эксплуатационные затраты на 1000 м газа 61 руб.
10. Расчетная ставка дисконта на 1000 м3 газа (15 % от основных расходов) 55 руб.
11. Накладные расходы (18 %) 2,38 млн руб.
12. Себестоимость единицы товарной продукции (полная внутренняя себестоимость) 482,6 руб.
13. Проектируемая цена реализации с учетом 18 % НДС 1453 руб.
14. Стоимость товарной продукции (выручка) 57 млн руб.
15. Ожидаемая валовая прибыль 43,8 млн руб.
16. Внутренняя норма рентабельности 77 %
17. Срок окупаемости капвложений 2 года
Примечание. В последующие годы цена реализации увеличивается на 20 %.
Вариант № 2 основан на бурении сети (конверта) из вертикальных опытно-промысловых дегазационных скважин (расчеты будут проводиться из расчета 6 скважин в конверте), причем одна скважина может использоваться как нагнетательная (стимулирующая газоотдачу угольных пластов), а остальные - в качестве дегазационных, из которых планируется извлечение водно-метановой смеси с последующей ее сепарацией и получением кондиционного газового концентрата.
Схема такого геотехнологического модуля показана на рис. 4, из которого видно, что скважины должны буриться до подошвы пласта т81 с пересечением вышерасположенных высокогазоносных пластов-спутников т9, т90.
Глубина проходки скважин - 400-500 м, начальный диаметр - не менее 152 мм, конечный - 93 мм, обсадка скважин до пласта известняка М10: с цементацией затрубного пространства.
°г
5(1 L
Olli
isoL
200Р 250l 300f ssoL
4[H]P
45OL
1
Л
J
А
3
л
I 1л
1 1 1 - 1
h- /V, t-lj млн. ^ ч\ м ^
¥ " 1 к , ^ 1X3 мдн. V 4 л1 /V "** /V J 3 млн MJ jfJ
'///////////////////Z/a
Услоинмс о&щночеиич
- скважины с гидродинамическим воздействием и извлечением метана;
- скважины для извлечения метана;
- ореол дегазируемого объема угольного пласта и промышленные запасы газа в нем;
- положение устья скважины на поверхности
Рис. 4. Блок-диаграмма дегазации пласта несколькими вертикальными наземными скважинами
В интервалах проходки дегазационных скважин, пересекающих угольные пласты, производится разупрочнение углепородного массива с образованием локальных участков повышенной пористости и трещино-ватости гидроимпульсным бароградиентным методом путем нагнетания под давлением и последующего сброса водно-воздушной смеси в режиме «обратного взрыва». На уровне пласта т81 осуществляется сбойка забоев скважин методами гидроимпульсного воздействия с образованием единой дренируемой системы, что позволит стимулировать газоотдающую способность пластов путем прокачки ПАВ, либо закачки в центральную скважину СО2 и азота.
Используя результаты проведенных исследований и испытаний по тестовой скважине ГГД-4, рассчитаем возможную производительность работы такой системы из 6 скважин глубиной 450-500 м.
Для расчета по пласту т81 примем форму микрогазовой залежи в виде фигуры типа шарового слоя с нижним (у подошвы пласта) радиусом влияния 150 м, верхним (в кровле пласта) - 120 м, мощность слоя -1,5 м, природная газоносность угля - 32 м3/т, объемный вес - 1,6 т/м3 . Тогда объем залежи равен, как и в первом варианте, 86900 м3.
Количество свободного и сорбированного газа в объеме залежи равно: 01= 86900^ 1,6 • 32 = 4,45 млн м3.
При коэффициенте извлечения Ки = 0,6 в процессе дегазации залежи может быть получено 3,2 млн м3 УВГ с учетом 20 % возобновляемых ресурсов 0ИЗВ. = = 4,45 • 0,6 ■ 1,2 = 3,2 млн м3.
При содержании метана и других углеводородных газов в пределах 92-95 % общее их количество составит 2,9-3,04 млн м3.
Всего таких залежей на уровне пласта т81 будет 6 (по числу скважин), общее количество извлекаемого метана и других УВГ - ЕО = 18,24 млн м3.
Аналогичными расчетами для углегазовых залежей, создаваемых на уровне угольных пластов т9 -т9° получаем 2,5 и 1,3 млн м3 УВГ соответственно, итого 22,8 млн м3 из шести скважин.
Таким образом, при создании первой очереди Краснодонецкого ГТК на основе бурения шести вертикальных скважин и проведения дегазационных мероприятии с применением полного комплекса методов активации может быть извлечено 41,04 млн м3 метана и других УВГ.
Следует отметить, что проектируемые извлекаемые запасы метана в пределах Восточного блока составляют 350 млн м3, поэтому рассмотренный вариант № 2 создания Краснодонецкого ГТК рассчитан на длительный срок эксплуатации объекта для обеспечения шахтерских поселков Синегорского, Виноградного, Углекаменного и других, расположенных в непосредственной близости (0,5-2,0 км) к газодобычному участку.
Предварительные экономические расчеты показывают, что себестоимость 1000 м3 угольного метана составит 642,7 руб., отпускная цена - 1453 руб., общая стоимость проекта - 18,6 млн руб., ожидаемая прибыль - 42,4 млн руб., срок окупаемости капвложений - 3 года (табл. 4).
Таким образом, второй вариант разработки менее рентабелен, хотя может применяться на любой площади с газоносностью более 30 м3/т. Также привлекательность его будет возрастать при организации не одного, а нескольких комплексов на одной площади, тем самым сокращая издержки на подвоз оборудования и обслуживания. Однако, безусловно, более выгодным будет являться добыча с предварительным обнаружением и бурением скважин в зоны флюиди-зации.
Существует еще один способ извлечения, который состоит в бурении скважин с горизонтальным окончанием и созданием нескольких последовательных искусственных газовых залежей непосредственно в пласте. Такой способ применяется в случае невозможности бурения обычных скважин с поверхности, например, в населенных пунктах. К сожалению, рассмотреть его более детально не позволяют две проблемы: отсутствие оборудования и технологии такой разработки на юге России, а также более высокая стоимость проходки таких скважин (по обрывочным данным она в 2-3 раза выше).
Примечание. В последующие годы цена реализации увеличивается на 20 %.
Таблица 4
Предварительный расчет экономических показателей создания ГТК «Краснодонецк-углеметан»
Вариант № 2
№ п.п. Эксплуатационные кондиции Исходные технико-экономические показатели полигона
1. Прогнозируемые ресурсы угольного метана
1.1 Краснодонецкая площадь в целом 5500 млн м3
1.2 Из них извлекаемые 3197,8 млн м
1.3 Проектируемые эксплуатационные запасы газа (Восточный участок) 350 млн м
1.4. Планируемые объемы извлечения (ГТК из 6 скв.) 42 млн м3
2. Природная газоносность угля (средняя) 32 м3/т.с.б.м.
3. Эксплуатационные потери 40 %
4. Производительность комплекса в сутки 20 000 м3
5. Срок эксплуатации полигона 6 лет
6. Общие затраты на создание ГТК 18,6 млн руб.
6.1. Капитальные вложения (бурение скважин и покупка необходимого оборудования) 17,4 млн руб.
6.2. Прокладка вспомогательного газопровода 0,4 млн руб
6.3. Научное сопровождение проекта 0,8 млн руб
7. Удельные капвложения в полигон на 1000 м метана 442 руб.
8. Эксплуатационные затраты 3,6 млн руб.
9. Удельные эксплуатационные затраты на 1000 м газа 85,7 руб.
10. Расчетная ставка дисконта на 1000 м3 газа (10 % от основных расходов) 44 руб.
11. Накладные расходы (18 %) 2,98 млн руб.
12. Себестоимость единицы товарной продукции (полная внутренняя себестоимость) 642,7 руб.
13. Проектируемая цена реализации с учетом 18 % НДС 1000 руб.
14. Стоимость товарной продукции (выручка) 61 млн руб.
15. Ожидаемая валовая прибыль 42,4 млн руб.
16. Внутренняя норма рентабельности 69 %
17. Срок окупаемости капвложений 2,5-3 года
Литература
1. Айруни А.Т. Прогнозирование и предотвращение газодинамических явлений в угольных шахтах. М., 1987.
2. Труфанов В.Н. и др. // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Естеств. науки. Юбилейный выпуск. 2002. С. 67-72.
3. Карасев Г.К. // Проблемы и перспективы комплексного освоения ресурсов Восточного Донбасса. Ростов н/Д, 2005. С. 101-104.
4. Юг России на рубеже III тысячелетия: территория, ресурсы, проблемы, приоритеты / Под ред. А.Г. Дружинина, Ю.С. Колесникова. Ростов н/Д, 2000. С. 102-120.
5. Труфанов В.Н. и др. Углеводородная флюидизация ископаемых углей Восточного Донбасса. Ростов н/Д, 2004.
6. Булавин В.Д. и др. // Нефтяное хозяйство. 2002. № 12. С. 61-64.
7. Труфанов В.Н. и др. // Препринт. Вып. 10. Ростов н/Д, 1993.
8. Труфанов В.Н. и др. // Горный информ.-аналит. бюл. 2002. № 6. С. 20-26.
9. Бранчуков В.А. и др. Минерально-сырьевая база углей Восточного Донбасса. Ростов н/Д, 2003.
10. Труфанов В.Н. и др. // Горный информ.-аналит. бюл. 2004. № 9. С. 142-149.
11. Труфанов В.Н. и др. // Горный информ.-аналит. бюл. 2002. № 6. С. 72-75.
12. Наседкина А.А., Труфанов В.Н. // Экологический вестн. научных центров ЧЭС. 2006. № 3.
Южный федеральный университет_13 июня 2007 г.
