Файл: Характеристика месторождения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 1185

Скачиваний: 9

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Studlancer.net - закажи реферат, курсовую, диплом! Введение Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т.д.Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН. Характеристика месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении электроцентробежный насос месторождение геологическийВ административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65–70 м.Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50ºС) – (-55ºС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30ºС.Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500–550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3–1,7 м.Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва – от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30–60 м.В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км2. Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла – охотой, рыболовством, оленеводством.Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая. Обзорная карта района с указанием соседних месторождений1.2 История освоения месторожденияВерхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.2. Геологическая часть2.1 СтратиграфияГеологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1). Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В.И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 – Верхнеколик-Еганское.Палеозойская группа (РZ)Представлена только девонской системой.Девонская система (Д)Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента – трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.Мезозойская группа (Мz)Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.Триасовая система (Т)Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.Юрская система (J)Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.Нижний-средний отделы (J1-2)Нерасчлененные нижний – средний отделы юрской системы представлены тоарским (J1t) – ааленским (J2а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ11 и ЮВ10. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.Средний отдел (J2)Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:– ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;– обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.Аргиллиты тюменской свиты – средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.Алевролиты – монолитые, слюдистые.Песчаники – от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные – от ЮВ2 (в кровле) до ЮВ92 (в подошве).Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360–404 м.Верхний отдел (J3)Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководно- и глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.Келловей-оксфордский ярусы (J3к – J3о)Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.Средняя часть – преимущественно песчаная. Песчаники мелко- и среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ12-3.Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ11, который не выдержан по площади и по толщине.Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.Кимериджский ярус (J3km)Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5–20 м.Волжский ярус (J3v)Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.Баженовская свита (волжский – низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 – 13,4 м.Меловая система (К)Отложения меловой системы – нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.Нижний отдел (К1)Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.Куломзинская свита (К1в-Кv) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко – до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ16 – Ач БВ19 в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ14 - АчБВ152, которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ16 в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ14.Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ13. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.Тарская свита (К1V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелко- и среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ8-БВ12, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.Вартовская свита (К1V1-К1а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ7-БВ1), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелко- и среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже – глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ7-АВ2). Песчаные пласты, сложенные в основном мелко- и мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23–54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ1, который по литологическим признакам разделен на АВ11 и АВ12.Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.Нижний-верхний отделы (К1-2)К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.Покурская свита (К1а-К2с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:– нижняя часть, объединяющая пласты ПК17-ПК22, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);– средняя,

Отложения ачимовской толщи

Пласты группы ПК

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

5. Капитальные затраты.

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.



5.2 Анализ чувствительности проекта к риску
На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

  • годовая добыча (-30%; +10%);

  • цены на нефть (– 25%; +25%);

  • текущие затраты (-10%; +10%);

  • капитальные затраты (-20%; +20%);

  • налоги (-15%; +15%).

Для каждого фактора определяем ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(К); ЧТС(Н) и результаты заносим в таблицы 5.3 – 5.12.
Таблица 5.3. Расчет ЧТС при снижении объемов добычи нефти на 30%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
19 262,50
16 750,00
14 565,22

Выручка от реализации
тыс. руб.
173 362,53
150 750,02
131 086,97

Текущие затраты
тыс. руб.
28 085,97
23 860,75
20 764,92

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
29 175,39
25 437,93
22 064,43

Поток денежной наличности
тыс. руб.
116 101,125
101 571,5
88 257,63

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
116 101,125
217 672,61
305 930,24

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
116 101,125
88 367,2
66 722,77

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
116 101,125
204 468,32
271 191,08


Таблица 5.4. Расчет ЧТС при увеличении объемов добычи на 10%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
30 269,65
26 321,43
22 888,20

Выручка от реализации
тыс. руб.
272 426,75
236 892,87
205 993,8

Текущие затраты
тыс. руб.
44 135,01
37 477,47
32 612,58

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
45 847,02
39 973,8
34 672,62

Поток денежной наличности
тыс. руб.
182 444,55
159 612,13
138 690,53

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
182 444,55
342 056,87
480 747,5

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
182 444,55
138 862,65
104 850,04

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
182 444,55
321 307,3
426 157,3


Таблица 5.5. Расчет ЧТС при падении цен на нефть на 25%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
161 517,88
140 450,33

Текущие затраты
тыс. руб.
40 122,81
34 086,79
29 664,17

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
41 679,12
27 255
23 640,465

Поток денежной наличности
тыс. руб.
124 394,15
108 826,63
94 561,83

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
124 394,15
233 220,67
327 782,4

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
124 394,15
94 679,15
71 488,65

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
124 394,15
219 073,2
290 561,94


Таблица 5.6. Расчет ЧТС при увеличении цен на нефть на 25%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
269 196,46
234 083,87

Текущие затраты
тыс. руб.
40 122,81
34 086,79
29 664,17

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
41 679,12
45 424,8
39 400,775

Поток денежной наличности
тыс. руб.
207 323,35
181 377,66
157 602,9

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
207 323,35
388 701,08
546 304

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
207 323,35
157 798,56
119 147,8

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
207 323,35
365 122
484 269,8


Таблица 5.7. Расчет ЧТС при уменьшении текущих затрат на 10%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
215 357,17
187 267,10

Текущие затраты
тыс. руб.
36 110,61
30 678,19
26 697,77

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
45 847,02
39 973,8
34672,62

Поток денежной наличности
тыс. руб.
182 444,55
159 612,33
138 690,53

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
182 444,55
342 056,87
480 747,5

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
182 444,55
138 862,65
104 850,04

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
182 444,55
321 307,3
487 415,84


Таблица 5.8. Расчет ЧТС при увеличении текущих затрат на 10%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
215 357,17
187 267,10

Текущие затраты
тыс. руб.
44 135,01
37 495,39
32 630,57

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
37 511,22
32 706
28 368,62

Поток денежной наличности
тыс. руб.
149 272.95
130 591,93
113 474,13

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
149 272,95
279 864,87
393338,9

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
149 272,95
113 615,05
85786,44

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
149 272,95
262 887,9
348 674,34


Таблица 5.9. Расчет ЧТС при уменьшении капитальных затрат на 20%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
215357,17
187 267,10

Текущие затраты
тыс. руб.
40 122,81
34 086,79
29 664,17

Капитальные затраты
тыс. руб.
9 360,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
50 014,94
43 607,88
37 824,74

Поток денежной наличности
тыс. руб.
199 030,5
174122,55
151 298,796

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
199 030,5
373 153,044
524 451,84

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
199 030,5
151 486,62
114 381,88

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
199 030,5
350 517,12
464 899


Таблица 5.10. Расчет ЧТС при увеличении капитальных затрат на 20%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
215 357,17
187 267,10

Текущие затраты
тыс. руб.
40 122,81
34 086,79
29 664,17

Капитальные затраты
тыс. руб.
14 040,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
33 343,92
29 072
25 216,52

Поток денежной наличности
тыс. руб.
132 687,05
116 081,73
100 865,93

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
132 687,05
248 768,77
349 634,56

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
132 687,05
100 991,08
76 254,64

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
132 687,05
233 678,08
309 932,67


Таблица 5.11. Расчет ЧТС при уменьшении налогов на 15%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
215 357,17
187 267,10

Текущие затраты
тыс. руб.
40 122,81
34 086,79
29 664,17

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
35 427,32
30 889
26 791,72

Поток денежной наличности
тыс. руб.
190 737,56
166 867,4
144 994,67

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
190 737,56
357 605
502599,68

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
190 737,56
145 174.67
109615,9

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
190 737,56
335 912,24
445 528,2


Таблица 5.12. Расчет ЧТС при увеличении налогов на 15%

Наименование
Ед.изм.
2011
2012
2013

Объем добычи нефти
т.
27 517,86
23 928,57
20 807,46

Выручка от реализации
тыс. руб.
247 660,75
215 357,17
187 267,10

Текущие затраты
тыс. руб.
40 122,81
34 086,79
29 664,17

Капитальные затраты
тыс. руб.
11 700,00
-
-

Налоги
тыс. руб.
47 930,98
41 790,8
36 248,7

Поток денежной наличности
тыс. руб.
140 979,95
123 336,8
107170,03

Накопленный поток денежной наличности
тыс. руб.
140 979,95
264 316,74
371 486,8

Коэффициент дискотирования
тыс. руб.
1,00
0,87
0,76

Дискотированный поток денежной наличности
тыс. руб.
140 979,95
107 303,05
81020,54

Чистая текущая стоимость
тыс. руб.
140 979,95
248 283
329 303,54

Смотрите также файлы