Реферат Расчет экономической эффективности применения горизонтальных скважин на территории Карсовайского
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Федеральное агентство по образованию РФ
ГОУВПО «Удмуртский Государственный Университет»
Нефтяной факультет
КУРСОВАЯ РАБОТА
По курсу: «Основы экономической деятельности предприятий».
Тема: «Расчет экономической эффективности применения горизонтальных скважин на территории Карсовайского месторождения»
Выполнил: ст. гр. 43-41 Миронов А.Д.
Проверил: Борхович. С.Ю.
Ижевск, 2010
Содержание.
ВВЕДЕНИЕ
Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку.
В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов – переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.
Особенно важно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.
Горизонтальная скважина (ГС) – это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при дораработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.
Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.
Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.
Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3–5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2–3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1–1,5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС раза выше, чем для ВС.
Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1,5–2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС.
При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного коэффициента нефтеизвлечения,
равного 60–80%, за счет следующих факторов:
– ГС могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания коллекторов;
– при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов;
– для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4–5 раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др.
В технологических схемах разработки 45 месторождений Татарстана рассмотрены варианты с использованием ГС, предложено бурение около 1600 добывающих и 190 нагнетательных горизонтальных скважин. Подавляющее количество скважин предусмотрено на башкирские и турнейские отложения.
Геологические условия Татарстана позволяют рекомендовать широкое применение горизонтальных и горизонтально – разветвленных скважин.
1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАДЕЛ
1.1.Общие сведения о месторождении
В административном отношении Карсовайское месторождение находится на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской республики, в
Дорожная сеть в основном представлена дорогами с гравийным покрытием или проселочными дорогами, которые в период осенней и весенней распутиц являются непроезжими для автотранспорта.
Ближайший нефтепровод расположен в
В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Верхне-Камской возвышенности. Территория представляет собой сильно расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +
Район месторождения характеризуется высокой степенью залесенности. Лесами занято более 50% территории. Основными древостоями являются ель, пихта.
В климатическом отношении район относится к зоне умеренно-континентального климата с коротким прохладным летом и продолжительной зимой. Период отрицательных температур начинается в конце октября и заканчивается в первой половине апреля. Среднемесячная температура января – минус 15ºС, а самого теплого месяца – июля составляет 18-19ºС. Среднегодовая температура составляет +2ºС. Глубина промерзания грунта зимой на открытых и высоких местах достигает 1,0-
Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-35кВт. Источником питьевого снабжения могут служить пресные воды верхнепермского водоносного комплекса. Техническое водоснабжение может осуществляться за счет подачи воды из рек Мундес, Люк, Большая и Малая Карсовайка.
На территории месторождения и в непосредственной близости от него находятся месторождения строительных материалов, в основном карбонатных пород.
1.2. Запасы нефти и газа
Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен ОАО «УНПП НИПИнефть» в
В соответствии с действующей классификацией запасы нефти месторождения по степени геологической изученности отнесены к категориям С1 и С2.
В соответствии с представлениями о промышленной ценности, запасы нефти разведанных залежей отнесены к группе балансовых, а по геологическому строению к объектам сложного строения, характеризующихся невыдержанностью толщины и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади. Оценка категорийности запасов залежи производилась на основе учета состояния достигнутой геолого-геофизической изученности.
В настоящее время специалистами ЗАО «ИННЦ» проводится пересчет запасов нефти и газа с учетом результатов проведенных на месторождении сейсморазведочных работ 3D и бурения новых скважин.
Геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов Карсовайского поднятия
Таблица 1
| Параметры | горизонты | ||||
| верейский | башкирский | каширский | подольский | касимовский | |
| Средняя глубина залегания, м | 1460 | 1480 | 1420 | 1325 | 1220 |
| Тип залежи | пластовый сводовый | пластовый сводовый | пластовый сводовый | пластовый сводовый | массивный |
| Тип коллектора | карбонатный | карбонатный | карбонатный | карбонатный | карбонатный |
| Площадь нефтеносности, тыс,м2 | 29750 | 21736 | 1862 | 9666 | 1968 |
| Средняя общая толщина, м | 8,2 | 15,3 | 2,84 | 9,4 | 10,26 |
| Средняя газонасыщенная толщина, м | 6,1 | 8,0 | 1,6 | 4,9 | 2,8 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 6,6 | 8,2 | 1,76 | 6,3 | 2,33 |
| Коэффициент пористости, д, ед, | 0,17 | 0,17 | 0,14 | 0,21 | 0,19 |
| Коэффициент нефтенасыщенности. д, ед, | 0,70 | 0,76 | 0,74 | 0,77 | 0,75 |
| Проницаемость, мкм2 | 0,139-0,179 | 0,034-0,364 | 0,02 | 0,092-0,176 | 0,078 |
| Коэффициент песчанистости, д, ед, | 0,42 | 0,43 | 0,84 | 0,72 | 0,62 |
| Расчлененность, д, ед, | 2,54 | 3,56 | 2,57 | 1,37 | 3,67 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 13,9 | 13,7 | 12,8 | 12,8 | 11,5 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 18,28 | 17.78 | 21,57 | 15,82 | 17,17 |
Продолжение таблицы.1
| Параметры | горизонты | ||||
| верейский | башкирский | каширский | подольский | касимовский | |
| Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 | 0,8696 | 0,871 | 0,8801 | 0,8615 | 0,8676 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 | 0,884 | 0,8856 | 0,899 | 0,882 | 0,8798 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -1181,6-1208,6 | -1211,5-1223,4 | -1159 | -1054-1062 | -923,1 |
| Содержание серы в нефти, % | 1,68 | 1,58 | 1,56 | 4,51 | 2,88 |
| Содержание парафина в нефти, % | 3,87 | 3,53 | 3,93 | 3,54 | 3,97 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 7,0 | 7,26 | 5,2 | 7,17 | 5,47 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 20,45 | 21,25 | 24,89 | 24,64 | 22,65 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | | | | | |
| Коэффициент нефтеизвлечения, д, ед, | 0,24 | 0,25 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
Геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов Южно-Карсовайского поднятия
Таблица 2.
| Параметры | Верейский горизонт | Башкирский ярус |
| Средняя глубина залегания, м | 1410 | 1435 |
| Тип залежи | пластовый сводовый | пластовый сводовый |
| Тип коллектора | карбонатный | карбонатный |
| Площадь нефтеносности, тыс,м2 | 9371 | 9045 |
| Средняя общая толщина, м | 2,6 | 6,1 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 2,3 | 4,7 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | | |
| Пористость, д, ед, | 0,16 | 0,12 |
| Средняя нефтенасыщенность, д, ед, | 0,71 | 0,70 |
| Проницаемость, мкм2 | 0,161-0,185 | 0,025-0,069 |
| Начальная пластовая температура, °С | 26 | 25,6 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 14,2 | 16,36-19,2 |
Продолжение таблицы 2.
| Параметры | Верейский горизонт | Башкирский ярус |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,858 | |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,870 | 0,888 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -1198,7-1205,4 | 1220,8-1226,8 |
| Объемный коэффициент нефти, д, ед | 1,048 | 1,052 |
| Содержание серы в нефти, % | 1,81 | 2,33 |
| Содержание парафина в нефти, % | 4,90 | 3,76 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 7.63 | |
| Газосодержание нефти, м3/т | 24.96 | |
| Коэффициент нефтеизвлечения, д, ед, | 0,25 | 0,25 |
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки Карсовайского месторождения
На Карсовайском месторождении разведочное бурение производилось в два этапа. На первом этапе в 1972-1975гг. были пробурены разведочные скважины 380, 381, 382, 383. На следующем этапе в 1997-2001г.г. пробурено двенадцать разведочных скважин (скв.1432, 1433, 1434, 1435, 1436, 1437, 1438, 1439, 1440, 1441. 1442, 1443). Промышленная нефтеносность установлена в касимовских отложениях верхнего карбона, мячковских, подольских, каширских, верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Выделено два эксплуатационных объекта: врейско-башкирский и касимовско-подоло-каширский. Динамика основных технологических показателей пробной эксплуатации разведочных скважин Карсовайского месторождения приведена на рисунках 1 – 2.
Рис.1: Динамика основных технологических показателей пробной эксплуатации Карсовайского месторождения(с учетом фонда скважин)
Рис. 2: Динамика основных технологических показателей пробной эксплуатации Карсовайского месторождения(с учетом обводненности)
Проведенный анализ результатов пробной эксплуатации скважин показал, что залежи нефти Карсовайского месторождения являются достаточно перспективными для дополнительного бурения новых скважин. Добывные возможности как уже пробуренных скважин, так и ожидаемых от дальнейшего бурения, оцениваются довольно высоко.
Месторождение находится в пробной эксплуатации с 2006 года. По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти по месторождению в целом составляет 192,1 тыс.т, жидкости – 204,1 тыс.т, обводненность – 3,7%, отбор от НИЗ 2,1%. В 2008 году было добыто 66,7 тыс. т нефти, 71,0 тыс.т жидкости, среднегодовая обводненность – 6,1%, темп отбора от НИЗ составил 0,71%. Закачка рабочих агентов на месторождении не осуществляется.
Фактические показатели разработки значительно ниже запроектированных. В 2007 году добыча нефти на 54%, а в 2008 году на 48% ниже проектного уровня. Годовая добыча жидкости в эти годы также ниже проектного уровня более чем на 50%. Накопленные показатели также ниже запроектированных: в 2007 году накопленная добыча нефти и жидкости ниже проектной на 15%, в 2008 году – более 30%. Действующий фонд добывающих скважин соответствует проектному. Отставание уровней вызвано более низкими дебитами – фактические дебиты нефти и жидкости в 2 раза ниже проектных.
Наибольшая накопленная добыча нефти отмечается на скважине № 1436 — 25,4 тыс. т. Скважина № 1436 одна дает 32 % всей добычи на Карсовайском месторождении. Степень выработанности месторождения по состоянию на 01.08.2006 года достигла 0,74 % от числящихся на балансе начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,005 д. ед. За 2006 год процесс нефтеизвлечения на Карсовайском месторождении характеризуется следующими показателями:
- добыча нефти – 2,1 тыс. т;
- темп отбора от начальных извлекаемых запасов –0,01 %, от текущих – 0,01 %;
- добыча жидкости – 2,3 тыс. т;
- обводненность – 7,2 %;
- среднесуточная добыча по жидкости - 5,2 т/сут., по нефти – 4,9 т/сут.
Рис. 3: Динамика накопленных показателей пробной эксплуатации Карсовайского месторождения (накопленные показатели)
2.2. Проектируемое решение
В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС). Карбонатные коллектора, как правило, имеют сложное геологическое строение, с закрытой пористостью и кавернозностью. Залежи карбонатных коллекторов имеют высокую зональную и послойную неоднородность пластов, большую расчлененность и сравнительно низкие коллекторские свойства, а так же сложную структуру порового пространства. Кроме того, в карбонатных коллекторах низкая выработка запасов нефти, а коэффициенты нефтеизвлечения составляют 0,2 – 0,25. Нефти в карбонатных коллекторах чаще всего имеют повышенную вязкость. В этой связи запасы относятся к трудноизвлекаемым. Так, например, Карсовайское месторождение имеет сложное геологическое строение, объекты разработки многопластовые, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков. Продуктивные пласты имеют низкую проницаемость и пористость. Наиболее перспективным при разработке таких запасов является применение горизонтальных скважин.
Преимущества горизонтально-направленного бурения ГНБ
1. Уменьшение сметной стоимости строительства трубопроводов за счет значительного сокращения сроков производства работ, затрат на привлечение дополнительной рабочей силы и тяжелой землеройной техники.
2. Минимизация затрат на энергообеспечение буровых комплексов вследствие их полной автономности и экономичности используемых агрегатов.
3. Отсутствие затрат на восстановление поврежденных участков автомобильных и железных дорог, зеленых насаждений и предметов городской инфраструктуры.
4. Сокращение эксплуатационных расходов на контроль и ремонт трубопроводов в процессе эксплуатации.
5. Сохранение природного ландшафта и экологического баланса в местах проведения работ, исключение техногенного воздействия на флору и фауну, размыва берегов и донных отложений водоемов.
6. Отсутствие ущерба сельхозугодиям и лесным насаждениям.
7. Минимизация негативного влияния на условия проживания людей в зоне проведения работ.
Горизонтальные скважины позволяют:
1. Повысить нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации.
2. Продлить безводный или малообводненный период нефтяных скважин.
3. Значительно повысить дебиты нефти в сравнении с вертикальными скважинами из-за увеличения площади фильтрации.
4. Снизить объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.
5. Снизить объёмы капитальных вложений.
Эффективность разработки месторождения горизонтальными скважинами очень высока, что неоднократно было подтверждено опытом бурения ГС на других месторождениях России. Руководствуясь техническими, технологическими, геологическими и экономическими критериями предложено бурение двух горизонтальных скважин на верейско – башкирский объект разработки Карсовайского месторождения.
Выбираем для бурения горизонтальных скважин район скважин 1439 и 1442. В районе скважины 1439 высота залежи составляет
Таблица 3
Динамика падения дебита и накопленная добыча
| Дата | 1 –я горизонтальная скважина | 2 – я горизонтальная скважина | ||
| Дебит по нефти, м3/сут | Накопленная добыча за год, т | Дебит по нефти, м3/сут | Накопленная добыча за год, т | |
| 2010 | 21 | 7665 | 23 | 8359 |
| 2011 | 20,16 | 7358,4 | 22,16 | 8088,4 |
| 2012 | 19,32 | 7051,8 | 21,32 | 7781,8 |
| 2013 | 18,48 | 6745,2 | 20,48 | 7475,2 |
| 2014 | 17,64 | 6438,6 | 19,64 | 7168,6 |
| 2015 | 16,8 | 6132 | 18,8 | 6862 |
| 2016 | 15,96 | 5825,4 | 17,96 | 6555,4 |
| 2017 | 15,2 | 5548 | 17,12 | 6248,8 |
| 2018 | 14,28 | 5212,2 | 16,28 | 5942,2 |
| 2019 | 13,44 | 4905,6 | 15,44 | 5635,6 |
| 2020 | 12,6 | 4599 | 14,6 | 5329 |
| 2021 | 11,76 | 4292,4 | 13,76 | 5022,4 |
| 2022 | 10,92 | 3985,8 | 12,92 | 4715,8 |
| 2023 | 10,08 | 3679,2 | 12,08 | 4409,2 |
| 2024 | 9,24 | 3372,6 | 11,24 | 4102,6 |
| 2025 | 8,4 | 3066 | 10,4 | 3796 |
| 2026 | 7,56 | 2759,4 | 9,56 | 3489,4 |
| 2027 | 6,72 | 2452,8 | 8,72 | 3182,8 |
| 2028 | 5,88 | 2146,2 | 7,88 | 2876,2 |
| 2029 | 5,04 | 1839,6 | 7,04 | 2569,6 |
| 2030 | 4,2 | 1533 | 6,2 | 2263 |
| 2031 | 3,36 | 1226,4 | 5,36 | 1956,4 |
| 2032 | 2,52 | 919,8 | 4,52 | 1649,8 |
| 2033 | - | - | 3,68 | 1343,2 |
| 2034 | - | - | 2,84 | 1036,6 |
| 2035 | - | - | 2 | 730 |
| Суммарная накопленная добыча, т | 98754,4 | 118625 | ||
Накопленная добыча по первой горизонтальной скважине составляет 98754,4 т., по второй горизонтальной скважине накопленная добыча составляет 118625 т. Общая накопленная добыча за весь срок работы горизонтальных скважин составит 217397,4 т. Если сравнить показатели горизонтальной скважины и вертикальной, то вертикальная скважина, пробуренная на данном участке будет работать с дебитом 5 – 6 м3/сут. Кроме того вертикальная скважина не даёт настолько полной выработки запасов, что неоднократно доказано опытом разработки других месторождений УР.
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1. Исходные данные
Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
| п/п | Показатели | Значения |
| 1 | Цена реализации: | |
| | на нефть на внутреннем рынке, руб./т | 8200 |
| 2 | Налоги и платежи: | |
| | НДС, % | 18 |
| | Налог на добычу полезных ископаемых, руб./т, | 3106 |
| | Налог на прибыль, % | 20 |
| | Единый социальный налог, % | 26 |
| 3 | Затраты на 1 ГС,тыс.руб. | 8000 |
| 4 | Эксплуатационные затраты (по статьям калькуляции): | |
| | Обслуживание скважин (с общепромысловыми затратами), тыс. руб./скв.-год | 395,770 |
| | Сбор и транспорт нефти, руб./т жидкости | 104,7 |
| | Технологическая подготовка нефти, руб./т | 116,8 |
| | Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти, руб./т | 28,14 |
| 5 | Дополнительные данные: | |
| | Отчисления в дорожный фонд. % | 0.3 |
3.2. Расчет экономических показателей проекта
Где Ц – цена в долларах за тонну, Р – курс доллара, Кв – коэффициент извлечения.
Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:
где
Qн, Qг - соответственно добыча нефти и газа в t-м году.
Выручка от реализации 15446.8 т. добытой нефти составила 126663760 руб.
Бурение ГС для данного месторождения составляет 11 млн. руб.
Бурение 2 ГС соответственно 22 млн. руб.
Затраты на обслуживание нефтяных скважин
Тоб=395,770×2 =791540 руб/год
Сбор и транспорт нефти
Тсбт=104,7×15446.8 = 1617280руб.
Технологическая подготовка нефти
Ттп=116,8×15446.8= 1804186.2 руб.
Энергетические затраты на извлечение жидкости
Тэни=28,14×15446.8= 434672.9 руб.
Итого текущих затрат (без налогов и платежей)
Ттек = Тоб+Тсбт+Ттп+Тэни=791540+1617280+1804186.2 =2589306 руб.
Налог на добавленную стоимость на год расчётного периода:
Нндс = 8200 ∙ 15446.8 ∙ 0.18 = 22799476.8 руб.
Налог на имущество предприятия на год расчётного периода:
Ним. = 22000000 ∙ 0.022 = 484000 руб.
Дорожный налог
Ндор. = 8200×15446.8×0,004=506655 руб.
Налог в страховой фонд на год расчётного периода:
Нстр. = 8200×15446.8×0,005= 633318.8 руб.
Налог на добычу полезных ископаемых на год расчётного периода:
Нндпи =15446.8×3106 = 47977760.8 руб.
Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:
Нплат. = Ндор + Нстр + Нндпи=506655+633318.8+47977760.8= =49117734.6 руб
Текущие затраты с налогами и платежами
Зтек+н = Ттек + Нплат= 2589306+49117734.6 =51716040.6 руб.
Прибыль от реализации:
где
Пt - прибыль от реализации продукции;
Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;
Bt - выручка от реализации продукции в t-м году;
Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;
Ht - сумма налогов;
Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;
t, tр - соответственно текущий и расчетный год.
Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:
где
Qн, Qг - соответственно добыча нефти и газа в t-м году.
Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти на каждый год расчётного периода:
Зэксп. = Зтек+н + Аскв= 51716040.6 +1466666=53182706 руб.
Валовая прибыль от реализации:
Пt = Вt – (Зэксп + Нндс + Ним)= 126663760-(53182706+22799476.8+484000)= =50197578 руб.
Налог на прибыль
Нпр= Пt×0,2 = 50197578×0.2=10039515.6 руб.
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия
Пч=40158063 руб.
Дисконтированный поток наличности
где
NPV - дисконтированный поток денежной наличности;
Пt - прибыль от реализации в t-м году;
At - амортизационные отчисления в t-м году;
Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.
где
Пt - прибыль от реализации продукции;
Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;
Bt - выручка от реализации продукции в t-м году;
Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;
Ht - сумма налогов;
Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;
t, tр - соответственно текущий и расчетный год.
4.ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По итогам проделанной работы нужно отметить, что бурение горизонтальных скважин позволяет повысить коэффициент извлечения нефти и также они позволяют увеличить безводный период эксплуатации.
. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, пробуренных на одной площади
Таблица
| Показатели | Вертикальная | Горизонтальная |
| Скважин | | |
| Отработанное время, дни | 325417 | 186687 |
| Средняя стоимость 1 скважины млн. руб. | 7.5 | 11 |
| Накопленный отбор, т | 813544 | 1079250 |
| Добыто нефти на 1 скв., т | 3819,5 | 9901,4 |
| Добыто на 1 млн. рублей затрат, т | 509,3 | 761,6 |
| Средний дебит нефти, т/сут | 2,5 | 6,3 |
Список литературы:
1. Экономика_предприятий_нефтяной_и_газовой_промышленности_2. Дунаев В.Ф. Москва 2006.
2. Экономика предприятий. Волков О. И. ИНФРА-М 2006
