ВКР_Последняя_версия_. Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти

• Название: Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти
• Дата: 15.03.2023
• Размер: 2.36 Mb.
• Имя файла: ВКР_Последняя_версия_.docx
• Тип: Реферат; #990665
• страница: 8 из 9

³*ρ = 12,2*0,908 = 11,1 тонн

;

.

Просчитаем дебит скважины БГС № 297А на пять лет:

Первый год:





Второй год:





Третий год:





Четвертый год:






Пятый год:




Дебит жидкости вертикальной скважины № 2114



Дебит нефти:



Суммарный дебит вертикальной скважины № 2114 за год

по жидкости:

;

.

по нефти:

;

.
Просчитаем дебит вертикальной скважины № 2114 на пять лет:

Первый год:





Второй год:





Третий год:





Четвертый год:





Пятый год:





Если длина горизонтального ствола равна 100 метрам, тогда радиус контура питания горизонтального участка БГС равен:

м.

Большая полуось эллипса (контура питания) вычисляется по следующей формуле:

.

Тогда число Δ равно:



Найдём дебит БГС № 2114 по жидкости и по нефти:





Суммарный годовой дебит БГС № 2114 по жидкости:

;



по нефти в тоннах:

Qм³*ρ = 8,9*0,908 = 8 тон/н.

;

Qн = 365 сут*8м³ = 2920 м³
Просчитаем дебит скважины БГС № 2114 на пять лет:

Первый год:





Второй год:





Третий год:





Четвертый год:





Пятый год:




Таблица 28

Результаты расчетов планируемых к бурению

боковых горизонтальных стволов

Период, год	Скважина 297А			Скважина 2114			Q нефти нач. суточный, т/сут	Q нефти общий за период, т.	Q жидкости общий за период, т.
	Q нефти нач. суточный, т/сут	Q нефти за период, т.	Q жидкости за период, т.	Q нефти нач. сут.очный, т/сут	Q нефти за период, т.	Q жидкости за период, т.
I	11,2	3810	32036	8	2744	21060	19,1	6551	53096
II	10	3427	30434	6,1	2470	20007	17,2	5897	50441
III	9	3084	28913	6	2223	19007	15,5	5307	47920
IV	8,4	2868	27467	5,8	2067	18056	14,4	4935	45523
V	7,9	2666	26094	5,6	1922	17154	13,4	4589	43248
Итого:	46,5	15855	144944	31,5	11426	95284	79,6	27279	240228

Таблица 29

Сравнение показателей базового и проектируемого варианта

Период, год	Базовый вариант без БГС			Проектируемый вариант с БГС			Дополнительно добыто тонн нефти	Дополнительно добыто тонн жидкости
	Q нефти нач. суточный, т/сут	Q нефти за период, тн	Q жидкости за период, тн	Q нефти нач. суточный, т/сут	Q нефти за период, тн	Q жидкости за период, тн
I	4,1	1646,4	40577	19,2	6551	53096	4804,6	12420
II	3,9	1481,8	36519	16,1	5897	50441	4415,2	13922
III	3,6	1333,6	32867	15,0	5307	47920	3973,4	15053
IV	3,3	1200,2	29581	14,2	4935	45523	3734,8	15942
V	3,1	1080,2	26623	13,4	4589	43248	3508,8	16625
Итого	19,6	6742,2	166167	79,6	27279	240228	20436,8	73962

Таблица 30

Основные расчетные технологические показатели разработки

по вариантам

Показатели	Варианты разработки
	Без БГС (по проекту)	С БГС (по теме диплома)
Сетка размещения скважин	Равномерная, треугольная	Равномерная, треугольная
Расстояние между скважинами	300 м	300 м
Режим разработки	Естественный водон.	Естественный водон.
Плотность сетки, га/скв.	17	17
Рз добывающих скважин, МПа	10,1	10,1
Коэффициент эксплуатации, д.ед.	0,98	0,98
Коэффициент использования общего фонда, д.ед.	0,88	0,88
Количество добывающих скважин, в т.ч. для бурения	16	16
Количество БГС	-	2
Накопленная добыча нефти за весь срок разработки, тыс.т	1724,0	1815,3
Накопленная добыча жидкости за весь срок разработки, тыс.т	10083,7	11328,2
Дополнительная добыча нефти тыс.т	-	20,4
Дополнительная добыча жидкости тыс.м³	-	73,9

Увеличение дополнительной добычи нефти составляет 20,4 тыс. тонны нефти, а жидкости составило 73,9 тыс. тонн.

3. Экономический раздел

Экономическая эффективность проекта отражается в расчете прибыли от дополнительной добычи нефти. При этом учитываются все статьи затрат: затраты на подъем жидкости из пласта, затраты на замену насосного оборудования, затраты на сбор и транспортировку нефти, затраты на подготовку нефти, налоговые начисления на дополнительную добычу нефти.

Для экономической оценки проекта используют следующие показатели:

1) Прибыль от реализации – совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат.

2) Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:

3) Эксплуатационные затраты. Они рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями.

4) Экономический эффект – прибыли предприятия за вычетом налога на прибыль.

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
Таблица 31

Исходные данные для расчета экономических показателей

№ п/п	Показатели	Значения
1.	Цена реализации:
	Нефть на внутреннем рынке, руб./т	19600
2.	Налоги и платежи:
	НДС, %	18
	Налог на добычу полезных ископаемых, руб./т	6200
	На прибыль, %	20
3.	Капитальные вложения:
	Стоимость бурения БГС руб/шт	16 000 000
4.	Эксплуатационные затраты (по статьям калькуляции):
	Затраты на электроэнергию по извлечению жидкости, руб./т	75
	Затраты по сбору и транспортировке нефти, руб./т	125
	Затраты по технологической подготовке нефти, руб./т	223
	Затраты по искусственному воздействию на пласт, руб./т	173
5.	Дополнительные данные:
	Норма амортизации, %	8,33
	Дополнительно добыто нефти тонн	20 437
	Дополнительно добыто жидкости тонн	73 962

3.3 Расчет экономических показателей проекта

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти:

1) Налог на добычу полезных ископаемых:

Прогнозируемая дополнительная добыча нефти после бурения БГС составит – 20437 тонн,

НДПИ = Qн * Ц (6)

НДПИ = 20437 * 6200 = 26 063 856 руб.

2) Ставка НДС равна 18%

НДС = Qн * Ц * 18% (7)

НДС = 20437 * 19600 ∙ 0,18 = 12 661 272 руб.

3) Ставка налога на прибыль равна 20 %.

Налог на прибыль будет рассчитан ниже при определении чистой прибыли.

Капитальные вложения

Капитальные вложений составляют Кбгс= 32 000 000 – стоимость бурения двух боковых стволов.

Эксплуатационные затраты

1) Затраты на электроэнергию по извлечению дополнительной жидкости:

Тэни = Ризв Ч Qмех , (8)

где Ризв – расходы на энергию, затрачиваемую на извлечение нефти (в году, руб./т жид.; Qж – дополнительная добыча жидкости механизированным способом из пласта.

Прогнозируемая добыча жидкости составит – 74061 тонн. Затраты на электроэнергию по извлечению дополнительной жидкости:

Тэни = 75 * 73962 = 5547150 руб.

2) Затраты по сбору и транспортировке нефти

Тсбт = Pсбт Ч Qж , (9)

где Pсбт – затраты по сбору и транспорту нефти, руб./т жид.; Qж – дополнительная добыча жидкости из пласта.

Тсбт = 125 * 73962 = 9245250 руб.

3) Затраты по технологической подготовке нефти

Ттп = Pтп Ч Qж , (10)

где Pтп – затраты по технологической подготовке жидкости, руб./т жид.; Qж – объем дополнительно добытой жидкости из пласта.

Ттп = 223 * 73962 = 1703403 руб.
4) Затраты по искусственному воздействию на пласт

Тивп = Pивп Ч Qж , (11)

где Pивп – затраты по искусственному воздействию на пласт, руб./т жид.; Qж – дополнительная закачка жидкости в пласт.

Тивп = 173 * 73962 = 18812553 руб.
Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

Т = Тэни + Тсбт + Ттп + Тивп

Т = 5547150 + 9245250 + 1703403+ 12812553 =  29308356 руб.

Выручка от реализации

Выручка от реализации продукции рассчитывается как произведение цены реализации нефти на ее объем добычи:

Вt = Qн * Цн (12)

где Цн – цена реализации нефти, Qн – добыча нефти.

Прогнозируемая добыча нефти после бурения БГС составит – 20537 тонн.

Вt = 19600 ∙ 20437 = 402525200 руб.

Прибыль от реализации

Прибыль от реализации – совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтированием осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

П = В – (НДС + НДПИ + Т + К_БГС), (13)

П = 402525200 - (72454536 [phone] + 29328156 + 32000000) = 141413108 руб.
Налог на прибыль вычисляется по следующей формуле

Hпp = П Ч Апр , (14)

где Апр – ставка налога на прибыль, доли единиц.

Hпp = 141413108 ∙ 0,2 = 28282622 руб.