Преддиплом. Преддиплом.практ. 1 геологический раздел общие сведения о Татышлинском месторождении
 Скачать 2.29 Mb.
|
|
5.2 Расчет экономической эффективности Расчет экономической эффективности производится в соответствии с «Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности» РД 39–01/06–000–89. Все данные необходимые для расчета приведены в таблицах 3.1., 3.2., 3.3. Таблица 3.1 Данные для расчета эксплуатационных затрат для 1 обработки
Таблица 3.2. Ставки налогов и отчислений
Таблица 3.3. Калькуляция себестоимости добычи нефти Татышлинского месторожденияза один месяц
Для составления оценки эффективности необходима стоимость обработки. Данные для расчета приведены в таблицах 3.2 и 3.3. Рассчитаем выручку от реализации: В=(Ц*Qн), руб/т (3.6) где: Ц-цена нефти (включая НДС, акцизный сбор), 4 780 руб/т. Qн-добыча нефти, 2749 т. В=4 780*2749=13 140 220 руб Налог на добавленную стоимость: Нндс=Ц*Qн*а15/100, руб, (3.7.) где: а15-ставка налога на добавленную стоимость, 18%. Нндс=4 780*2749*18/100=2 365 239,6 руб. Налог на имущество предприятий: Ним=Qфскв*а17/100, руб , (3.8.) где: а17-ставка налога на имущество предприятия, 2,2%; Qфскв-остаточная стоимость основных фондов, 44 271 539руб. Ним=44 271 539*2,2/100=973 974 руб. Акцизный сбор: Накц=Qн*а16/100, руб. (3.9.) где: а16-ставка акцизного налога, 16,5%. Накц=2749*16,5/100=453,6 руб. Рассчитаем балансовую прибыль: П=В-(Э+Нндс+Накц+Ним), руб (3.10.) Э=16 387 750 руб. П=64 986 490-(15 124 875+11 697 568+2243.3+1 460 961)=36 700 843 Рассчитаем налог на прибыль: Нпр=П*а18/100, при условии П>0, руб, (3.11.) где: а18-ставка налога на прибыль, 24%. П – балансовая прибыль, 36 700 843 руб. Нпр=36 700 843*24/100=8 808 202 руб. Рассчитаем прибыль, оставшуюся в распоряжении предприятия: Ппр=П-Нпр, руб (3.12.) где: П – балансовая прибыль, 36 700 843руб; Нпр – налог на прибыль, 8 808 202 руб. Ппр=36 700 843-8 808 202=27 892 641 руб. Рассчитаем прибыль от реализации по формуле (3.2.):  где: В – выручка от реализации, 64 986 490 руб, Э - всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, 16 387 750 руб, Н – сумма налогов, 13 160 772,3руб, Ен – норматив дисконтирования, 0,15 доли ед.  Рассчитаем дисконтированный поток денежной наличности по формуле(3.1.):  где:  - прибыль от реализации, 30 815 624,09 руб, - амортизационныеотчисления, 2 312 000 руб, - первоначальные инвестиции в разработку месторождения, 16 387 750 руб. Рассчитаем индекс доходности по формуле (5.5.):  где: - прибыль от реализации, 30815624,09 руб, - амортизационныеотчисления, 2 312 000 руб, - первоначальные инвестиции в разработку месторождения, 16 387 750 руб. Рассчитаем период окупаемости:  , (5.13)  годаДанные расчета приведены в таблице 3.4. Таблица 3.4. Сводная таблица экономической эффективности
При расчете основных показателей экономической эффективности мы видим, что прирост прибыли от реализации за счет дополнительной добычи нефти 30 815 624 руб. Период окупаемости один из значимых показателей для вновь вводимых проектов для данного случая составляет 1,8 года. ЗАКЛЮЧЕНИЕ На месторождении, в основном, разбурены и введены в активную разработку наиболее крупные залежи нефти в башкирском ярусе, в терригенной толще нижнего карбона и в турнейском ярусе. Более мелкие залежи нефти во всех эксплуатационных объектах имеют редкую сетку скважин с частично неразбуренными зонами, представленными малыми нефтенасыщенными толщинами пластов. Постоянно возрастающее число скважин со средней и высокой обводненностью добываемой продукции указывает на необходимость увеличения объемов внедрения современных ОПЗ в скважинах с достаточными текущими извлекаемыми запасами нефти в зонах их дренажа, а также более широкого применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения. По залежам нефти с падающими отборами жидкости необходимо создание очаговых и избирательных систем заводнения. По высокообводненным скважинам, в том числе находящимся в бездействующем фонде, в зонах дренажа которых текущие извлекаемые запасы нефти незначительны, разработать последовательность проведения соответствующих ГТМ с целью их эффективного использования на данном или других объектах разработки. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. – Самара: Кн. изд-во, 1996. – 440с. Составление комплексных схем и проектов разработки и авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений. Составление комплексной схемы разработки Татышлинского месторождения 2009г. Составление комплексных схем и проектов разработки и авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений. Составление комплексной схемы разработки http://www.znaytovar.ru/gost/2/RD_0820098_Pravila_bezopasnost.html Савельев В. А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Башкирской Республики. – Москва-Уфа: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с. Авторский надзор за разработкой Татышлинского месторождения. УдмуртНИПИнефть, 2004. Проект пробной эксплуатации скважины 131 Татышлинского месторождения. ИННЦ «Роснефть». – Ижевск, 2004. Лысенко В. Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. – М.:. Недра, 2001. – 562 с. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. – М.: Недра, 2003. – 638 с. Применение новых технологий бурения горизонтальных стволов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Материалы всероссийской конференции в г. Ижевске 29-30 октября 1997 года. – Ижевск, 1998. – 234 с. Строительство горизонтальных скважин. Сборник докладов VI Международной конференции по горизонтальному бурению в г. Ижевске 23-25 октября 2001г. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 210с. Строительство горизонтальных скважин. Сборник докладов VII Международной конференции по горизонтальному бурению в г. Ижевске 23-24 октября 2002г. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 112с. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – СПб.: Изд-во БИС, 2003. – 251 с. Кудинов В.И. «Основы нефтепромыслового дела»; Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2005. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана /К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов и др. - Уфа: РИЦ « «Башнефть», 1997. - 424 с. Р.С. Хисамов, А.А.Газизов, А.Ш.Газизов. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. – М..: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 568 с. 14. А.А.Газизов. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 639 с. А.Ш.Газизов, Л.А.Галактионова, А.А.Газизов. Повышение нефтеотдачи обводненных карбонатных пластов модифицированными полимер-дисперсными системами. ДОБЫЧА, ПОДГОТОВКА, ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА. Материалы 2-й научно-практической конференции. 24-27 сентября 2001 г., Томск/под ред. Кувшинова. – Томск: STT, 2001. – 166 с. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности /В.Ф.Шматов, Ю.М.Малышев, В.Е.Тищенко и др. - М.: Недра, 1990. - 411 с. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК “Башнефть”, 1997. - 368с.: ил. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд., 1996. - 414 с. Богомольный Е. И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов Удмуртии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 271 с. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ, 1996. - 282 с. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1989. - 343 с. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин, М.: Недра, 1970 – 229с. |