Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc

- дисконтированный поток денежной наличности;

- индекс доходности;

- период окупаемости вложенных средств.

В систему оценочных показателей включаются также:

- капитальные вложения;

- эксплуатационные затраты;

- выручка от реализации;

- платежи и налоги;

- прибыль от реализации.

Основная цель экономических расчетов - выявление наиболее рационального варианта разработки турнейского объекта Мишкинского месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно более полного извлечения нефти при соблюдении требований экологии и охраны окружающей среды.

В данной работе проведена экономическая оценка по двум технологическим вариантам разработки объекта.

Вариант 1. Базовый. Не предусматривается бурение новых скважин.

Вариант 2. Горизонтальное бурение. Планируется бурение трех БГС.

3.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических показателей проекта и расчет показателей

Бурение БГС производилось в июле 2009 г.

Экономические условия расчетов показателей приведены в табл. 20.

Таблица 20.

Экономические условия расчетов.

Показатели	Ед.изм.	Значение
Цена реализации нефти на внешнем рынке Цена реализации нефти на внутреннем рынке Норма дисконта Курс рубля к доллару	долл/бар руб/т % руб.	54 6000 15 27.5

Нормативы капитальных вложений приведены в табл. 21.

Таблица 21.

Нормативы капитальных вложений

Наименование	Ед. изм.	Значение
Оборудование на поддержание мощностей на скважину действующего фонда	тыс. руб./скв.	99
Кабель	тыс. руб./км	150
Трансформатор	тыс. руб	84
Монтаж автоматического выключателя	тыс. руб	4.44
Замена трансформатора в КТП	тыс. руб	19.4
Фонтанная арматура	тыс. руб	56
НКТ	тыс. руб/т	35
Масса погонного метра НКТ	кг/м	7.23
Глубина спуска насоса	м	1400
Станция управления	тыс. руб	71
КТП	тыс. руб	242
Площадка под станцию управления	тыс. руб	13
Площадка под ЭЦН	тыс. руб	16
ПЭД	тыс. руб	138.4
ЭЦН-60-1350	тыс. руб	110.6

---

Капитальные вложения

На поддержание технологических мощностей действующего фонда:

К_пм = N_доб×к_пм= 3×99/2 = 148.5 тыс. р., где

N_доб – действующий фонд добывающих скважин;

к_пм – затраты на поддержание технологических мощностей действующего фонда, тыс. р./скв.

Кабель:

К_кабель = к_кабель×L = 150×1400 = 210 тыс. р.,

где к_кабель – цена 1 м кабеля,

L – глубина установки ЭЦН.

Насосно-компрессорные трубы:

К_НКТ = к_НКТ×L×m = 35×1400×7.23 = 354.27 тыс. р.,

где к_НКТ – цена 1 т НКТ,

m – масса 1 погонного метра НКТ 60 мм.

Установка ЭЦН с обустройством:

К_ЭЦН =N_доб×(К_кабель+ К_НКТ+К_{трансформатор}+К_МАВ+К_зКТП+К_ФА+К_СУ+К_площ+К_ПЭД+

+К_ЭЦН+К_КТП+К_плЭЦН) = 3361.53тыс. р.,

где К_{трансформатор} – стоимость трансформатора;

К_МАВ – монтаж автоматического выключателя, тыс. р.;

К_зКТП – замена трансформатора в КТП тыс. р.;

К_ФА – стоимость фонтанной арматуры тыс. р.;

К_СУ – стоимость станции управления тыс. р.;

К_площ – подготовка площадки под станцию управления, тыс. р;

К_ПЭД – стоимость погружного электродвигателя, тыс. р.;

К_ЭЦН – стоимость ЭЦН, тыс. р.

Затрат на обустройство нагнетательных скважин нет, так как не планируется их бурение.

Итого капитальных вложений:

К = К_пм + К_ЭЦН= 148.5+ 3361.53 = 3510.03 тыс. р.

Нормативы эксплуатационных затрат приведены в табл. 22.

Таблица 22.

Нормативы эксплуатационных затрат.

Наименование	Ед. изм.	Значения
Удельные энергетические затраты на 1 м3 добычи жидкости Удельные затраты по сбору и транспорту нефти Удельные затраты на технологическую подготовку нефти Средняя зарплата одного работающего в год Численность персонала на одну скважину Затраты на обслуживание скважин Общепроизводственные расходы Прочие производственные расходы Затраты на текущий ремонт скважин Затраты на бурение бокового горизонтального ствола Годовая норма износа ОПФ. Дополнительные данные: Потери нефти (от добычи нефти) Расход нефти на собственные нужды	руб./м3 руб./м3 руб./м3 тыс. руб. чел тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. % % %	20.74 15.1 146.2 213.283 0.55 441.5 762.4 46.2 464.6 13500 6.7 0,46 0,2

---

Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке. Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды страны (табл. 23).

Таблица 23.

Перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.

Показатели	Ед.изм.	Значения
1. Налог на добавленную стоимость	%	18.0
2. Единый социальный налог	%	26.0
3. Обязательное страхование от несчастных случаев	%	0.5
4. Налог на добычу полезных ископаемых с 1 января 2005 года по 31 декабря 2006 г. с 1 января 2007 года	руб. руб.	419*(Ц-9)*Р/261 419*(Ц-9)*Р/261*(3.8-3.5*N/V)
6. Налог на прибыль	%	24.0
7. Подоходный налог	%	13
8. Транспортный налог	тыс.руб/скв	1.476
9. Налог на имущество	%	2.2
10. Плата за землю	тыс. руб./га	4.997
11. Прочие налоги	тыс.руб/скв	7.87

Где N – суммарная накопленная добыча нефти за год, V – начальные извлекаемые запасы нефти

Эксплуатационные затраты

Обслуживание скважин (включая общепроизводственные расходы):

Т_{обсл.скв}=N_доб×(т_обсл+т_общ+т_пр)=1.5×(441.5+762.4+46.2)=1875 тыс. р.,

где т_обсл – затраты на обслуживание скважин, тыс. р./скв;

т_общ – общепроизводственные расходы, тыс. р./скв;

т_пр – прочие расходы, тыс. р./скв.

Энергетические затраты на подъем жидкости из скважины:

Т_энерг = Q_ж×т_энерг = 16.433×20.74 = 340.8 тыс. р.,

где Q_ж – добыча жидкости в текущем году, тыс. м³;

т_энерг – удельные энергетические затраты на подъем жидкости, р/м³.

Затраты на текущий ремонт скважин:

Т_ТРС = N_доб×т_ТРС = 1.5×464.6 = 696.9 тыс. р.,

где т_ТРС

---

– удельные затраты на текущий ремонт скважин, тыс.р./скв.

Затраты на сбор и транспорт продукции:

Т_сб = Q_ж×т_сб = 16.433×15.1 = 248.1 тыс. р.,

где т_сб – удельные затраты по сбору и транспорту нефти, р/м³.

Затраты на подготовку нефти:

Т_подг = Q_ж×т_подг = 16.433×142.6 = 2343.4 тыс. р.,

где т_подг – удельные затраты по подготовке нефти, р/м³.

Фонд оплаты труда:

ФОТ = ЗП×Ч×(N_доб+ N_нагн)/2= 213.283×0.55×3/2 = 175.96 тыс. р.,

где ЗП – средняя зарплата работающего за год, тыс.р;

Ч – удельная численность персонала, чел./скв.

Затраты на бурение БГС:

Т_БГС = т_БГС×N_доб = 13500×3 = 40500 тыс. р.,

где т_БГС – затраты на бурение одного БГС.

Амортизационные отчисления

А = К×Н_А/100 = 3510.03×6.7/100 = 235.2 тыс. р.,

где Н_А – норма амортизации, %

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти

Единый социальный налог:

Н_соц = ФОТ ×а_соц/100 = 175.96×0.26 = 45.75 тыс. р.,

где а_соц – ставка единого социального налога, %.

Страхование от несчастных случаев:

Н_стр = ФОТ ×а_стр/100 = 175.96×0.5/100 = 0.88 тыс. р.,

где а_стр – ставка обязательного страхования от несчастных случаев, %.

Транспортный налог:

Н_тр = N_доб×а_тр/2 = 1.5×1.476 = 2.214 тыс. р.,

где а_тр – ставка транспортного налога, тыс. р./скв.

Плата за землю:

Н_з = S×а_з = 0.6×4,977 = 3 тыс. р.,

где S – занимаемая площадь, га;

а_з – ставка земельного налога, тыс. р./га

Подоходный налог:

Н_под = ФОТ×а_под/100 = 175.96×0.13 = 22.9 тыс. р.,

где а_под - ставка подоходного налога, %.

Налог на добычу полезных ископаемых (коэффициент выработки при расчетах равен единице):

НДПИ = Q_н×419×(Ц-9)×Р/261 = 6.33×419×(54-9)×27,5/261 = 12036 тыс. р., где Ц – цена нефти, долл/барр;

Р – курс доллара;

Прочие налоги (экология, пользование недрами, водными ресурсами и т.п.):

Н_пр = N_доб×а_пр = 1.5×7,87 = 11.8 тыс. р.,

где а_пр – суммарная ставка данных налогов, тыс. р./скв

Всего эксплуатационных затрат:

Э = Т_{обсл.скв}+Т_энерг+ Т_ТРС+Т_сб+Т_подг+ФОТ+Т_БГС+Н_соц+Н_стр+Н_тр+Н_под+

+НДПИ+Н_пр+Н_з+А = 58288.1 тыс. р.

Себестоимость добычи нефти:

---

С_н = Э/Q_н = 58288.1/6331 = 9.2 тыс.р./т.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет

Налог на добавленную стоимость:

НДС = Q_н×((100-К_пот-К_сн)/100)×Ц_вн×а_ндс =

= 6.33×((100-0,46-0,2)/100)×6000×0,18 = 7472.1 тыс. р.,

где Ц_вн – цена реализации нефти на внутреннем рынке;

а_ндс – ставка налога на добавленную стоимость.

Налог на имущество:

Н_им = К_ЭЦН×н_им/100 = 3361.53×2.2/100 = 74 тыс. р.,

где н_им - ставка налога на имущество, %

Выручка от реализации:

В = Q_н×((100-К_пот-К_сн)/100)×Ц_вн = 6.33×((100-0,46-0,2)/100)×6000 =

= 41511.7 тыс. р.,

где Ц_вн – цена нефти на внутреннем рынке, руб.

Балансовая прибыль:

П = В - (Э+НДС+Н_им) = 41511.7 - (58288.1+7472.1+74) = - 24248.5 тыс. р.

Налог на прибыль при отрицательных показателях не берется, а при положительной прибыли рассчитывается по формуле:

Н_приб = П×н_приб /100,

где н_приб – ставка налога на прибыль, %.

Чистая прибыль:

П_ч = П - Н_приб = - 24248.5 тыс. р.

Аналогичным образом был произведен расчет на весь проектный период разработки (табл. 24, 25, ).

Таблица 24.

Вариант 1

	Добыча нефти	Добыча жидкости	Эксплуатационные затраты	Выручка от реализации	Балансовая прибыль	Чистая прибыль
	т	т	тыс. р.	тыс. р.	тыс. р.	тыс. р.
2008	923.45	3339.8	4231.2	6054.5	733.5	557.4
2009	669.8	2690.1	3633.1	4391.4	-32.2	-32.2

В 2009 году прибыль становится отрицательной (см. табл. 24) и составляет -32.2 тыс. рублей. По прибыли вариант 1 становится нерентабельным раньше, чем по минимально рентабельному дебиту.

Таблица 25.

Вариант 2

	Добыча нефти	Добыча жидкости	Эксплуатационные затраты	Выручка от реализации	Балансовая прибыль	Чистая прибыль
	т	т	тыс. р.	тыс. р.	тыс. р.	тыс. р.
2007	6331.44	16433.04	58288.1	41511.7	-24248.5	-24248.5
2008	10599.36	40296.6	32979.4	69494.1	24005.8	18244.4
2009	9154.2	48183.65	31639.5	60019.0	17576.1	13357.8
2010	8230.75	57188.2	31490.8	53964.4	12760.1	9697.6
2011	7102.9	62042.7	30213.0	46569.7	7974.2	6060.4
2012	6247.62	68980.02	29825.0	40962.1	3764.0	2860.6
2013	4135.45	26688.8	16383.5	27113.8	5849.9	4445.9
2014	3697.45	30309.6	16196.9	24242.1	3681.6	2798.0
2015	3306.9	33780.75	16073.9	21681.5	1704.9	1295.8
2016	2818.2	37474.74	15804.0	18477.4	-652.6	-652.6

---