Файл: 2. Разработка нефтяных месторождений 1 Общие сведения о промысловом объекте.rtf
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 70
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
8. Технико-экономические показатели вариантов разработки: капитальные вложения и эксплуатационные затраты
Эффективность рассматриваемых вариантов разработки месторождения оценивалась в соответствии с РД-153-39-007-96 и на основании методического руководства [3], отражающего деятельность предприятия в условиях рыночной экономики.
Расчеты выполнялись с учетом платежей и налогов согласно основным положениям Налогового Кодекса РФ.
Показатели экономической оценки вариантов разработки.
Эффективность капитальных .вложений оценивалась через индекс доходности (PI) и период окупаемости капитальных вложений.
Эффективность разработки оценивалась системой расчетных показателей, приведенных в РД-153-39-007-96:
-
чистый и дисконтированный поток денежной наличности; -
эксплуатационные затраты на добычу нефти; -
рентабельный срок разработки; -
доход государства;
Под рентабельным понимается такой период разработки, когда текущий поток наличности положителен, и накопленный дисконтированный поток наличности предприятия возрастает до своего максимума в последний год рентабельной добычи.
Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат.
Алексеевское месторождение находится в разработке с 1978г. По имеющимся фактическим данным экономической службой ОАО “АЛОЙЛ” на 01.09.2006 определены стоимости пунктов капитальных вложений, приведенные в таблице
Расчет эксплуатационных затрат производился в соответствии с “Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений”, утвержденным Минтопэнерго в 1996г (РД 153-39-007-96).
Нормативы, предусмотренные РД и использованные при расчетах, а также необходимые фактические значения пунктов эксплуатационных затрат также представлены в таблице
В капитальных вложениях предусмотрены природоохранные мероприятия, которые обеспечиваются отчислениями в размере 15 % от стоимости НПС. Эти отчисления обеспечивают за проектный срок полное покрытие расходов на рекультивацию земель, организацию мониторинга окружающей среды и другие мероприятия, предусмотренные главой 6.
При расчете эксплуатационных затрат предусмотрены расходы на очистку призабойной зоны скважин и применение методов увеличения нефтеотдачи. Так как стоимость операций колеблется в ценовом диапазоне от 180 до 600 тыс.руб/скв.операцию, в расчетах использована средняя в размере 380 тыс.руб/скв.операцию.
Заложены затраты на ремонт скважин, на перевод скважин и отчисления на ликвидацию выбывающих скважин.
Амортизационные отчисления определены по приведенным нормам амортизации .
Налоговая система.
Экономическая оценка выполнена с учетом платежей и налогов по действующей системе налогообложения. Нормативы отчисления платежей и налогов приведены в таблице 8.2. согласно Налоговому Кодексу.
Расчет налогов произведен с учетом того, что средняя цена на нефть марки Urals на мировых рынках по итогам мониторинга в сентябре-октябре 2006 года сложилась в размере 56,93 долл./барр.
Налог на добычу полезных ископаемых. Налоговая база при добыче нефти определена как добытое подготовленное количество нефти.
Налоговая ставка равна 419 руб/т, и применяется с коэффициентом динамики Кц и коэффициентом выработанности Кв.
Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), определяется путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта Urals, выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, и деления на 261:
Кц = (Ц - 9) *Р/261
При Ц=56,93 долл./барр, Р=26.50 руб/долл, Кц=(56.93-9)*26.50/261=4.8665
Степень выработанности запасов определяется с использованием прямого метода учета количества добытой нефти как отношение накопленной добычи нефти к извлекаемым запасам. Так как извлекаемые запасы подсчитаны в настоящем отчете по КИН согласно варианта 3, результат степень выработанности определяется как 1474.6/8834.4=0.1669, и коэффициент Кв принимается равным 1.
Налоговая ставка составит 2039руб/т.
Условия реализации нефти месторождения предусматривают реализацию за рубежом, поэтому предусмотрена таможенная пошлина, размер которой с 1 декабря 2006г. устанавливается в размере 180,7 долл./т
Источники финансирования.
Источником финансирования является чистая прибыль предприятия, реинвестированная в производство.
Технико-экономический анализ расчетных вариантов.
Результаты экономических расчетов по имеющимся в проекте вариантам разработки представлены в таблицах
Расчеты проведены при цене нефти на внутреннем рынке 4883 руб/т.
В таблице 8.1 приведено сопоставление основных показателей вариантов разработки.
Таблица 8.1
Сопоставление основных показателей по вариантам разработки
| Показатели | Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 |
| Проектный уровень добычи нефти, тыс.т./год | 199.1 | 307.0 | 320.0 |
| Проектное календарное время разработки, годы | 2007 - 2081 | 2007 - 2084 | 2007 - 2080 |
| Проектный срок разработки, годы | 2007 - 2026 | 2007 - 2026 | 2007 - 2026 |
| Накопленная добыча нефти за проектный срок разработки, тыс.т | 3337 | 4591 | 5239 |
| Накопленная добыча нефти за весь срок разработки, тыс.т: | 6340 | 7706 | 9242 |
| Накопленная добыча жидкости за весь срок разработки, тыс.т: | 31504 | 43131 | 44245 |
| Среднегодов. обводненность к концу разработки, % | 98.5 | 98.5 | 98.5 |
| Коэффициент извлечения нефти за 20 лет, д.ед. | 0.144 | 0.181 | 0.200 |
| Коэффициент нефтеизвлечения за весь срок разработки | 0.189 | 0.230 | 0.276 |
| Фонд экспл. скважин за весь срок разработки всего, шт. | 182 | 277 | 298 |
| в том числе: добывающих | 171 | 253 | 277 |
| нагнетательных | 11 | 24 | 21 |
| Фонд экспл. скважин для бурения всего, шт. | 59 | 154 | 175 |
| в том числе: добывающих | 45 | 121 | 140 |
| нагнетательных | 9 | 22 | 19 |
| Выручка от реализации (с НДС) за пр.срок разработки, млн.руб | 23391 | 32190 | 36731 |
| Капвложения за проектный срок разработки, всего, млн.руб | 965 | 2304 | 2331 |
| Эксплуатац.затраты (всего) за проектный срок разработки, млн.руб | 15614 | 20854 | 22310 |
| Чистая прибыль (дисконт) за проектный срок разработки, всего, млн.руб | 158 | 484 | 1144 |
| Интегр. поток наличности за проектный срок разработки, всего, млн.руб | 387 | 501 | 1922 |
| Интегр. поток наличности(диск.) за пр. срок разработки, всего, млн.руб | 443 | 313 | 773 |
| Индекс доходности за проектный срок разработки, ед | 1.65 | 1.19 | 1.48 |
| Окупаемость кап.вложений, годы | первый год | 2 | 2 |
| Доход государства млн.руб | 15217 | 21160 | 24135 |
| Себестоимость 1т нефти за весь срок разработки, руб. | 4680 | 4542 | 2803 |
| Себестоимость 1т нефти за рентаб.срок разработки, руб. | 3937 | 3719 | 3665 |
| Рентабельный срок разработки, лет | 5 | 9 | 12 |
Таблица 8.2
Исходные данные для расчета экономических показателей разработки.
| Показатели | Значения |
| Цена реализации: | |
| нефти на внутреннем рынке (с НДС), руб/т | 4883 |
| нефти на внешнем рынке, US$/т | 385 |
| Платежи и налоги | |
| НДС на внутреннем рынке и СНГ, % | 18 |
| налог на добычу полезных ископаемых | |
| с 2007г, % | 2039 |
| налог на имущество, % | 2.2 |
| налог на прибыль, % | 24 |
| страхование, % | 0.3 |
| единый социальный налог % | 26.3 |
| плата за землю, тыс.руб./доб.скв. | 0.27 |
| Капитальные вложения | |
| Стоимость 1 м проходки верт.скважин, руб/м | 6259 |
| Стоимость 1 м проходки гор.скважин, руб/м | 8125 |
| Оборуд., не вход.в сметы для нефтедобычи, тыс.руб/скв. | 1107 |
| Сбор и транспорт нефти и газа, тыс.руб/доб.скв. | 842 |
| Заводнение нефтяных пластов, тыс.руб/нагн.скв. | 2100 |
| Электроснабжение и связь, тыс.руб/скв. | 212.0 |
| Комплексная автоматизация, тыс.руб/скв. | 283 |
| Уд.кап.влож. в промводоснабжение,т.руб/доб.скв. | 381 |
| Технологическая подготовка нефти , тыс.руб/тонну прироста добычи | 95 |
| Прочие объекты и затраты (доля от расходов на пром.об-во) | 0.1 |
| Природоохранные мероприятия, % от НПС | 10 |
| Эксплуатационные затраты | |
| Обслуживание доб. скв, тыс.руб/скв. | 849.4 |
| Обслуживание нагнет скв тыс.руб/скв. | 821.3 |
| Технологическая подготовка нефти, руб/т.жидк. | 29.5 |
| Сбор и транспорт нефти, руб/т.нефти | 29.88 |
| Стоимость 1 кВт-часа э/э, руб | 1.4 |
| Стоимость воды, руб/м3 | 3.147 |
| Стоимость ремонта доб.скв., тыс.р/скв | 45.2 |
| Затраты на ликвид., тыс.руб/скв. | 500 |
| Затраты кап.ремонт по скв., тыс.руб/скв. | 219.5 |
| Затраты на ввод из консервацию скв., тыс.руб/скв. | 230 |
| Дополнительные данные | |
| Затраты на проведение МУН: | 380 |
| Уд.расхож э/эн. при добыче нефти, кВт-ч/т.жидк | 20.7 |
| Уд.расход э/эн. на закачку воды, кВт-ч/м3 | 76.04 |
| удельн. числен.ППП на 1 доб нефт.скв.дейст.фонда, чел. | 0.47 |
| среднемесячная зарплата на 1 чел ППП. тыс.руб | 14.00 |
| Транспортировка при эксплуатации, руб/тонну жидкости | 69.88 |
| Стоимость основных фондов на 1.06.2005г, тыс.руб | 924083 |
| в т.ч. скважин | 686034 |
| прочих фондов | 238049 |
| Норма амортиз.отчисл., скв., % | 8.2 |
| Норма аморт.отчисл. прочих фондов, % | 6.7 |
| Транспортные расходы при экспорте нефти, долл./т | 9.53 |
| Экспортная пошлина, $/т | 180.7 |
| Страховка риска экол. ущерба, руб/т | 33.8 |
| доля нефти на экспорт, дальнее зарубежье, % | 40 |
| Норматив приведения разновременных затрат | 1.1 |
| курс доллара, (Р)руб/$. | 26.5 |
Результаты расчетов показывают, что в одинаковых технико-экономических условиях, отраженных в таблице, варианты 2 и 3 имеют преимущество, и могут быть рекомендованы к реализации.
Благодаря потенциалу действующих на сегодня добывающих скважин капвложения окупаются за два года и добыча нефти на месторождении остается рентабельной, несмотря на высокую обводненность продукции, по всем вариантам в течение 15 лет.
Для оценки эффективности собственно капитальных вложений проведен расчет условного варианта 3– с учетом продукции только новых скважин. В этом случае окупаемость капвложений достигается только на 9 год.
9.Охрана труда и окружающей среды на предприятиях
Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться в соответствии с Основами законодательства республики о недрах, Основами водного законодательства и Водного кодекса РФ, действующим положением о Госгортехнадзоре по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов при строгом соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.
На распространение очагов загрязнения влияет ряд факторов:
- физико-географические условия;
- геолого-гидрогеологические особенности;
- размещение нефтепромысловых сооружений и их состояние;
- особенности разработки нефтеносных объектов и др.
На всех этапах геологоразведочных работ на месторождении выполнялись следующие мероприятия по охране природы.
Отвод земель под буровые и подъездные пути к скважинам осуществлялся на основании разрешений, выдаваемых ежегодно ОАО “Татнефть” и Советом министров РТ. Работы проводились только с согласия землепользователей.
Скважины, в основном, бурились на воде, продуктивные пласты вскрывлись на качественном глинистом растворе, параметры которого соответствовали ГТН.
Перфорация эксплуатационной колонны производилась по истечении срока ожидания затвердевания цемента, определенного по данным анализа.
Контроль за воздействием на окружающую среду
На нефтепромысловых объектах необходимо осуществлять мероприятия контроля состояния окружающей среды.
Атмосферный воздух. Организация наблюдений уровня загрязнения атмосферы в городах и населенных пунктах проводятся в соответствие с ГОСТ 17.2.3.01-86 “Охраны природы”.
Рекомендуется создать посты наблюдения за состоянием атмосферного воздуха на территории месторождения, в окружающих населенных пунктах и на всех вновь строящихся крупных нефтепромысловых объектах.
Периодичность контроля в деревнях - 1 - 2 раза в месяц.
Поверхностные и подземные воды. Наблюдение состояния поверхностных водоемов на территории месторождения проводится в соответствии с приказом АО “Татнефть” № 26 от 17.01.1986г.
На территории месторождения рекомендуется создать пост для ежеквартального контроля. Одновременно рекомендуется проводить наблюдение за подземными водами питьевого назначения.
Почва. Основными компонентами загрязнения почвы в нефтедобывающей промышленности являются нефтепродукты, хлориды натрия и кальция. Контроль состояния почв на территории месторождения проводится совместно с представителями хозяйств района в весеннее время. Выявленные загрязненные участки восстанавливаются силами компании. Контрольные пункты наблюдения располагаются на местах аварийных разливов нефтепродуктов и промысловых сточных вод. Периодичность наблюдения в пунктах загрязнения - 2 раза в год “весной и осенью”.
Охрана окружающей среды и рациональное использование недр
Источниками загрязнения при строительстве и эксплуатации нефтепромысловых объектов являются газогенераторные установки, нагревательные котлы, факельные свечи, дизельные установки, оборудование для сбора нефти, газа и конденсата, технологические и товарные резервуары. Основные загрязняющие вещества – выброс двуокиси азота, окиси углерода, сажи от сгорания нефти и природного газа. Источниками загрязнения окружающей среды также являются утечки в уплотнениях и соединениях технологических аппаратов, агрегатах ЦПС, ДНС (сепараторы, газосепараторы, насосные блоки), в линейных трубопроводах, арматуре обвязки скважин, замерных устройствах на кустах скважин, дренажных емкостей.
Перечень мероприятий, направленных на рациональное использование недр с соблюдением охраны недр и окружающей среды.
Охрана атмосферного воздуха. Рекомендуется осуществлять следующие мероприятия: