Вышеизложенный анализ гидрогеологического материала по данному месторождению позволяет сделать вывод о возможном естественном упруговодонапорном режиме разработке залежи.

Отсутствие кондиционного содержания необходимых микрокомпонентов, слабодебитность вод (ожидаемые запасы менее 250 тыс. м3/год) делает попутные воды среднеюрских и меловых отложений непригодными для использования в промышленных и бальнеологических целях, но возможно их использование для обратной закачки в пласт в целях поддержания пластового давления.

пласт месторождение нефть газ

Таблица 2.4.1. - Данные по замерам пластовой температуры и давления по скважинам месторождения Сазанкурак

№№ скв.	Дата исследо-вания	Интервал перфорации	Глубина установки прибора	Время замера на КВД, час	Замеренное значение	Приведенные давления к глубине 475м
			Каротаж- ная отметка, м	Абсолют- ная отметка, м		Рпл, МПа	Тпл., °С
SK-2	01.02.02-07.02.02	482-487; 477-478; 470-476,6; 456,6-465	466	-484,3	47,9	4,44	28,2	4,53
	23.09.04	456-467; 470-476,6; 477,6-478; 482-487	460	-478,3	11,7	3,92	-	4,0
SK-4	04.12.04	431-436,5; 460-464,4; 472-474	458,5		9,03	4,208		4,359
SK-7	12.10.04	393,3-412,3; 414,5-416; 425,4-427,2	463			3,96		4,067
SK-8	12.10 -14.03.01	415,5-417,5; 421,2-422,2; 423,2-425,2; 437,3-439,3; 441,6-448,3; 453,3-459,3; 460,6-461,6; 464-467,6; 476,5-484	449,5	-466,36	6,5	4,34	27	4,59
SK-9	29.10 -30.10.01	423-43; 432,6-438; 441,2-446,3	399,5	-415,6	24,2	3,92	26	4,66
	11.08.04	444-462; 478-486	429,0	-445,1	3,75	-	-	4,15
SK-10	29.12.01-05.01.02	392-395,2; 397-399; 401,8-403,7; 405,0-408,7	390	-406,95	52,0	3,79	25	4,62
SK-11	4.03 -10.03.02	447-474	463	-479,37	52,0	4,47	26	4,58
	18.02 -24.02.03	485-492	488,9	-505,27	18,6	4,78	27	4,64
SK-12	03-11.04.02	456-464; 447,5-450; 432-446; 427-430	449	-467,43	24,0	4,35	26,4	4,60
SK-13	20.03.-25.03.02	418,5-432; 434-436; 439,5-459	440	-456,29	24,0	4,07	26,9	4,39
SK-14	29.05.02 -08.06.02.	384-396; 398,5-399,5	395,1	-413,2	100,1	3,5	26,7	4,21
SK-16	17.03.-21.03.02	427-429; 430-437,5; 439-445 ; 446-457,5	432,5	-432,5	38,9	4,13	27,3	4,54
SK-17	03.-09.03.02	442-452; 467-481	463	-479,41	46,0	4,40	27,9	4,52
	14.11.04	442-452; 467-481; 485-490	466,5		6,58	3,965		4,037
SK-18	24.07.-06.08.03	415-428; 430-434; 435,6-436,6; 438-460	395	-414,2	49,0	3,41	26,9	4,1
SK-19	24.07-06.08.03	411,5-420; 422-423,5; 428,5-434; 448-452; 455,5-465,5	378,2	-396,3	49,5	3,28	26,3	4,12
SK-21	22.08.-06.09.03	428-444; 455,2-456,4; 463,4-466; 474-477	401,3	-419,9	26,3	4,62	27,2	4,02
SK-22	18-23.04.02	477-474,5; 473-470,5; 469-455,5; 454-448,5	459	-476,12	26,3	4,62	26,3	4,78
SK-23	04-08.05.02	458-461; 462,5-482	468,5	-485,43	30,5	4,73	26,9	4,79
	30.10.04	458-461; 462,5-467,7	463		11,75	4,51		4,63
I-8	25-26.12.01	465,5 - 481	443,7	-461,48	28,5	4,24	26	4,54
	25.12.03	465,5 - 481	496,0	-513,8	-	4,90		4,69
G-5	02.08.04	444-462; 478-486	453,0	-468,7	4,31	-	-	4,52
F-2	25.11.04	458-450.5	455		3,00	4,39		4,583
F-6	07.01.05	423,5-436,5; 438,5-440,5; 451-472	458,3		3,33	4,26		4,415
F-26	16.10.04	420,9-423 423,9-425,6 430,2-436,7 438,8-447 452,8-460,2 471,4-476	448			3,60		3,82
F-27	29.11.04	411-440	434		12,25	4,019		4,399

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.



Рис.3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.5 Запасы нефти, газа, конденсата

Первая оценка запасов на месторождении Сазанкурак была выполнена по состоянию на 1.09.95 г. и утверждена в ГКЗ РК (протокол № 48 от 6 декабря 1996г).

На баланс были поставлены запасы нефти категории С1 в количестве 9598,45 тыс.т геологических, 3168 тыс.т - извлекаемых и категории С2 соответственно - 3319 тыс. т и - 977,2 тыс. т.

В 1997 г. было образовано ЗАО СП «Сазанкурак», которое начало пробную эксплуатацию, а затем и разработку месторождения.

В период 1999 - 2000гг. по полученным дополнительным материалам была произведена оперативная оценка запасов, в связи изменением площади распространения запасов нефти категории С1 на западном поле центрального блока месторождения (Протокол №62-00-П). Определенные по результатам оперативной оценки запасы нефти были поставлены на Государственный баланс запасов полезных ископаемых в количествах:

категории С1 геологические - 9848,0 тыс.т, извлекаемые-3250 тыс.т;

категории С2 геологические - 2639,9 тыс.т, извлекаемые-752,4 тыс.т;

С1+С2 геологические - 12488,9 тыс.т, извлекаемые -4002,5 тыс.т.

В 2003 г. по полученным дополнительным геолого-промысловым данным была произведена оперативная оценка запасов с изменением категорийности. Полученные по результатам оперативной оценки запасы нефти были приняты на Государственный баланс запасов полезных ископаемых в количествах (Протокол № 246-03-П от 23 июля 2003г):

категории С1 геологические- 8812 тыс.т, извлекаемые-2908 тыс.т;

категории С2 геологические- 2484 тыс.т, извлекаемые -383 тыс.т;

С1+С2 балансовые - 11296 тыс.т, извлекаемые -3291 тыс.т.

В связи с изменением извлекаемых запасов более чем на 20% по состоянию изученности на 01.01.2004г был выполнен подсчет запасов месторождения Сазанкурак объемным методом с обоснованием коэффициента извлечения нефти и представлен на рассмотрение ГКЗ РК. Запасы нефти и растворенного газа утверждены протоколом №310-04-У от 18.05.2004г.

В целом по месторождению утвержденные запасы нефти на 01.01.2005г. составили: по категории С1 - геологические: 7679,3 тыс.т.

извлекаемые : 2008,3 тыс.т

по категории С2 - геологические: 2722 тыс.т

извлекаемые: 289 тыс.т

На 01.01.05г. с начала разработки по месторождению добыто1074,0 тыс.т. нефти.

Остаточные запасы нефти на 01.01.2005г. составляют 6605,3 тыс.т геологических, 934,3 тыс.т. извлекаемых.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ.

4.1 Технологические показатели вариантов разработки

Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических показателей в 3-х вариантах по объектам и в целом по месторождению.

Проектные скважины во всех вариантах располагались в пределах площади нефтеносности.

I вариант.

ОБЪЕКТ I (северный блок + западное поле центрального блока)

Максимальная добыча нефти в количестве 166,4 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,6%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1792,7 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,251 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1408,2 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 1271,4 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 37 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 6 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ОБЪЕКТ II (восточного поля центрального блока)

Разработку объекта планируется начат в 2005г.

Максимальная добыча нефти в количестве 5,120 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 6,3%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 43,5 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,080 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 14,5 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 14,5 тыс.м3

Фонд добывающих скважин - 2 ед.

Фонд нагнетательных скважин - 1 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

Максимальная добыча нефти в количестве 166,9 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,3%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1835,7 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,239 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1408,7 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 1271,7 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 39 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 7 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

II вариант.

ОБЪЕКТ I (северный блок + западное поле центрального блока)

Максимальная добыча нефти в количестве 171,1 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,9%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1845 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,259 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1768,7 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 1753,9 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 41 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 9 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ОБЪЕКТ II (восточного поля центрального блока)

Разработку объекта планируется начат в 2005г.

Максимальная добыча нефти в количестве 10,097 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 12,4%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 72,9 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,134 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 30 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 31,4 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 5 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 1 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

Максимальная добыча нефти в количестве 171,6 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,5%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1917,4 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,250 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1791,5 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 1776 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 46 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 10 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

III вариант

ОБЪЕКТ I (северный блок + западное поле центрального блока)

Максимальная добыча нефти в количестве 199,6 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 9,5%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 2105,6 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,295 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 2302,3 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 2242,4 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 53 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 8 ед.

Проектный срок разработки - 11 лет.

ОБЪЕКТ II (восточного поля центрального блока)

Разработку объекта планируется начат в 2005г.

Максимальная добыча нефти в количестве 16,105 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 19,8%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 81,7 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,153 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 67,2 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 67,2 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 10 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 2 ед.

Проектный срок разработки - 11 лет.

ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

Максимальная добыча нефти в количестве 200,0 тыс.т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 10 %.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 2187,8 тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,285 д.ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 2338,6 тыс.т.

Проектный уровень закачки - 2276,2 тыс.м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 63 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 10 ед.

Проектный срок разработки - 11 лет.

При анализе технологических показателей вариантов разработки отмечается, что наиболее рентабельным является III вариант, в котором за меньший срок достигаются основные показатели разработки по сравнению с I и II вариантами.

Результаты технологические показатели вариантов разработки отображены в таблице 4.1.

Технологические показатели разработки по рекомендуемому варианту приведены в таблицах 4.1.7-4.1.9 и 4.2.7- 4.2.9. по остальным вариантам в табличных приложениях П 4.1.1-П 4.1.6 и П 4.2.1 -П 4.2.6.

Таблица 4.1 - Технологические показатели вариантов разработки

№№ п/п	Н А И М Е Н О В А Н И Е	В А Р И А Н Т Ы
		I	II	III
1	Максимальный уровень добычи нефти, тыс. т.	166,9	171,6	200,0
2	Накопленная добыча нефти за вес срок разработки, тыс.т.	1835,7	1917,4	2187,8
3	Расчетный КИН, д.е.	0,239	0,250	0,285
4	Утвержденный КИН, в ГКЗ РК, д.е.	0,262
5	Проектный уровень годовых отборов жидкости, тыс.т.	1408,7	1791,5	2338,6
6	Проектный уровень закачки, тыс.м3	1271,7	1776,0	2276,2
7	Максимальный фонд добывающих скважин, ед.	39	46	63
8	Фонд добывающих скважин для бурения, ед.	2	9	26
9	Максимальный фонд нагнетательных скважин, скв.	7	10	10
10	Фонд нагнетательных скважин для бурения, ед.	1	4	4
11	Средняя обводненность к концу разработки, %	99,3	99,8	99,0
12	Проектный срок разработки, лет	16	16	11
13	Утвержденные запасы: балансовых, тыс. т. извлекаемых, тыс.т	7679,3 2008,3

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица № 4.1.7 ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН

Годы	Ввод	Ввод	Ввод	Фонд	Эксплуат.	Выбытие	Фонд	В т.ч.	Фонд	Средне-	Средне-	Средняя
	скважин	добыв.	нагнетат.	скважин	бурение	добыв.	добыв.	фонд	нагнетат.	суточный	суточный	приемис-
	всего	скважин	скважин	с начала	с начала	скважин	скважин	механиз.	скважин	дебит	дебит	тость
				разраб.	разраб.			скважин		1 скв.	1 скв.	1 нагнет.
										по нефти	по жидк.	скважины
	ед.	ед.	ед.	ед.	тыс.м	ед.	ед.	ед.	ед.	т/сут	т/сут	м3/сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	14
2004	0	0	0	57	34,2	0	37	37	6	15,1	109,0	528,3
2005	11	10	1	68	40,8	0	47	47	7	13,6	116,3	676,7
2006	10	8	2	78	46,8	0	55	55	9	11,7	119,2	757,8
2007	9	8	1	87	52,2	0	63	63	10	9,8	121,3	643,8
2008	0	0	0	87	52,2	3	60	60	10	8,0	121,8	689,8
2009	0	0	0	87	52,2	3	57	57	10	6,4	122,5	665,3
2010	0	0	0	87	52,2	3	54	54	10	5,3	124,3	629,9
2011	0	0	0	87	52,2	4	50	50	10	4,4	124,7	566,5
2012	0	0	0	87	52,2	4	46	46	10	3,7	126,2	483,7
2013	0	0	0	87	52,2	5	41	41	10	3,3	128,6	367,6
2014	0	0	0	87	52,2	5	36	36	10	2,1	129,6	367,6
2015	0	0	0	87	52,2	5	31	31	10	1,2	130,4	367,6
2016	0	0	0	87	52,2	5	26	26	10	0,8	133,3	367,6
2017	0	0	0	87	52,2	1	25	25	10	0,4	138,6	367,8
2018	0	0	0	87	52,2	1	24	24	10	0,3	144,4	368,0
2019	0	0	0	87	52,2	0	24	24	10	0,1	144,4	368,2
2020	0	0	0	87	52,2	0	24	24	10	0,1	144,4	368,4

Таблица 4.1.8. ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН

Годы	Ввод	Ввод	Ввод	Фонд	Эксплуат.	Выбытие	Фонд	В т.ч.	Фонд	Средне-	Средне-	Средняя
	скважин	добыв.	нагнетат.	скважин	бурение	добыв.	добыв.	фонд	нагнетат.	суточный	суточный	приемис-
	всего	скважин	скважин	с начала	с начала	скважин	скважин	механиз.	скважин	дебит	дебит	тость
				разраб.	разраб.			скважин		1 скв.	1 скв.	1 нагнет.
										по нефти	по жидк.	скважины
	ед.	ед.	ед.	ед.	тыс.м	ед.	ед.	ед.	ед.	т/сут	т/сут	м3/сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	14
2004	0	0	0	57	34,2	0	37	37	6	15,1	109,0	528,3
2005	9	8	1	66	39,6	0	45	45	7	14,6	125,6	676,7
2006	6	5	1	73	43,8	0	50	50	8	12,1	127,6	746,6
2007	3	3	0	76	45,6	0	53	53	8	9,8	130,3	758,2
2008	0	0	0	76	45,6	3	50	50	8	7,8	131,6	800,9
2009	0	0	0	76	45,6	3	47	47	8	6,3	133,2	769,0
2010	0	0	0	76	45,6	3	44	44	8	5,2	135,4	723,4
2011	0	0	0	76	45,6	4	40	40	8	4,4	137,2	646,8
2012	0	0	0	76	45,6	4	36	36	8	3,7	137,5	547,9
2013	0	0	0	76	45,6	5	31	31	8	3,3	139,5	409,3
2014	0	0	0	76	45,6	5	26	26	8	2,2	142,2	409,3
2015	0	0	0	76	45,6	4	22	22	8	1,4	148,8	409,3
2016	0	0	0	76	45,6	4	18	18	8	1,0	181,9	409,3
2017	0	0	0	76	45,6	0	18	18	8	0,6	181,9	409,3
2018	0	0	0	76	45,6	0	18	18	8	0,3	181,9	409,3
2019	0	0	0	76	45,6	0	18	18	8	0,2	181,9	409,3
2020	0	0	0	76	45,6	0	18	18	8	0,1	181,9	409,3

Таблица 4.1.9 ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН

Годы	Ввод	Ввод	Ввод	Фонд	Эксплуат.	Выбытие	Фонд	В т.ч.	Фонд	Средне-	Средне-	Средняя
	скважин	добыв.	нагнетат.	скважин	бурение	добыв.	добыв.	фонд	нагнетат.	суточный	суточный	приемис-
	всего	скважин	скважин	с начала	с начала	скважин	скважин	механиз.	скважин	дебит	дебит	тость
				разраб.	разраб.			скважин		1 скв.	1 скв.	1 нагнет.
										по нефти	по жидк.	скважины
	ед.	ед.	ед.	ед.	тыс.м	ед.	ед.	ед.	ед.	т/сут	т/сут	м3/сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	14
2005	2	2	0	5	3,0	0	2	2	0	7,0	8,6	0,0
2006	4	3	1	9	5,4	0	5	5	1	6,8	9,4	28,9
2007	6	5	1	15	9,0	0	10	10	2	6,5	10,7	41,1
2008	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	6,4	14,5	48,3
2009	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	5,6	17,8	60,4
2010	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	3,8	19,7	76,0
2011	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	2,5	18,7	83,5
2012	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	1,8	20,8	89,0
2013	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	1,2	22,4	95,7
2014	0	0	0	15	9,0	0	10	10	2	0,7	22,4	95,9
2015	0	0	0	15	9,0	1	9	9	2	0,4	24,9	95,9
2016	0	0	0	15	9,0	1	8	8	2	0,3	28,0	95,9
2017	0	0	0	15	9,0	1	7	7	2	0,2	32,0	96,9
2018	0	0	0	15	9,0	1	6	6	2	0,2	37,3	97,9
2019	0	0	0	15	9,0	0	6	6	2	0,1	37,3	98,8
2020	0	0	0	15	9,0	0	6	6	2	0,1	37,3	99,8

Таблица 4.2.7 - ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ

Годы	Добыча	Темп	Темп	Накопл.	Отбор	Коэфф.	Годовая	Накопл.	Обвод-	Закачка	Накопл.	Компен-	Добыча	Накопл.
	нефти	отбора	отбора	добыча	извлек.	нефтеиз-	добыча	добыча	ненность	воды	закачка	сация	газа	добыча
		от НИЗ	от текущ.	нефти	запасов	влечения	жидкости	жидкости			воды	отборов		газа
			запасов
	тыс.т	%	%	тыс.т	%	д.е.	тыс.т	тыс.т	%	тыс.м3	тыс.м3	%	млн.м3	млн.м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
2004	195,8	9,7	17,3	1074,1	53,5	0,140	1411,1	3759	86,1	1109,5	2730	84,5	1,957	9,517
2005	200,0	10,0	21,4	1274,1	63,4	0,166	1714,8	5474	88,3	1542,9	4273	90,0	1,904	11,421
2006	197,6	9,8	26,9	1471,7	73,3	0,192	2020,1	7494	90,2	1864,2	6137	92,3	1,727	13,148
2007	181,2	9,0	33,7	1652,9	82,3	0,215	2243,7	9738	91,9	2143,9	8281	95,6	1,480	14,628
2008	153,2	7,6	43,1	1806,1	89,9	0,235	2338,6	12076	93,4	2276,2	10557	97,3	1,204	15,831
2009	117,4	5,8	58,0	1923,5	95,8	0,250	2235,1	14311	94,7	2195,5	12753	98,2	0,916	16,747
2010	88,9	4,4	104,5	2012,4	100,2	0,262	2080,7	16392	95,7	2078,8	14832	99,9	0,676	17,423
2011	65,9	3,3	-	2078,3	103,5	0,271	1870,9	18263	96,5	1869,6	16701	99,9	0,479	17,902
2012	47,3	2,4	-	2125,5	105,8	0,277	1596,6	19860	97,0	1596,3	18298	100,0	0,333	18,236
2013	31,1	1,6	-	2156,7	107,4	0,281	1213,1	21073	97,4	1212,9	19510	100,0	0,217	18,453
2014	19,6	1,0	-	2176,2	108,3	0,283	1213,1	22286	98,4	1213,1	20724	100,0	0,137	18,590
2015	11,6	0,6	-	2187,8	108,9	0,285	1213,1	23499	99,0	1213,1	21937	100,0	0,082	18,672
2016	7,0	0,3	-	2194,8	109,3	0,286	1213,1	24712	99,4	1213,1	23150	100,0	0,049	18,720
2017	3,9	0,2	-	2198,7	109,5	0,286	1213,1	25925	99,7	1213,7	24363	100,0	0,029	18,749
2018	2,2	0,1	-	2200,9	109,6	0,287	1213,1	27138	99,8	1214,4	25578	100,1	0,017	18,767
2019	1,2	0,1	-	2202,1	109,6	0,287	1213,1	28352	99,9	1215,1	26793	100,2	0,010	18,777
2020	0,7	0,0	-	2202,8	109,7	0,287	1213,1	29565	99,9	1215,8	28009	100,2	0,006	18,783

Таблица № 4.2.8 - ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ

Годы	Добыча	Темп	Темп	Накопл.	Отбор	Коэфф.	Годовая	Накопл.	Обвод-	Закачка	Накопл.	Компен-	Добыча	Накопл.
	нефти	отбора	отбора	добыча	извлек.	нефтеиз-	добыча	добыча	ненность	воды	закачка	сация	газа	добыча
		от НИЗ	от текущ.	нефти	запасов	влечения	жидкости	жидкости			воды	отборов		газа
			запасов
	тыс.т	%	%	тыс.т	%	д.е.	тыс.т	тыс.т	%	тыс.м3	тыс.м3	%	млн.м3	млн.м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
2004	195,8	10,2	18,7	1074,0	55,7	0,150	1411,1	4014,7	86,1	1109,5	2684,8	84,5	1,957	9,517
2005	199,6	10,4	23,4	1273,6	66,1	0,178	1714,3	5729,0	88,4	1542,9	4227,6	90,0	1,995	11,512
2006	190,1	9,9	29,1	1463,7	76,0	0,205	2009,7	7738,7	90,5	1859,0	6086,6	92,5	1,900	13,412
2007	167,3	8,7	36,1	1631,0	84,6	0,229	2220,7	9959,4	92,5	2123,0	8209,6	95,6	1,672	15,084
2008	137,1	7,1	46,3	1768,1	91,8	0,248	2302,3	12261,7	94,0	2242,4	10452,0	97,4	1,371	16,455
2009	104,2	5,4	65,6	1872,3	97,2	0,262	2190,5	14452,2	95,2	2153,3	12605,3	98,3	1,042	17,496
2010	78,16	4,1	143,2	1950,5	101,2	0,273	2025,6	16477,8	96,1	2025,6	14630,9	100,0	0,781	18,278
2011	57,84	3,0	-	2008,3	104,2	0,281	1811,1	18289,0	96,8	1811,1	16442,0	100,0	0,578	18,856
2012	41,64	2,2	-	2049,9	106,4	0,287	1534,1	19823,0	97,3	1534,1	17976,1	100,0	0,416	19,272
2013	27,49	1,4	-	2077,4	107,8	0,291	1145,9	20968,9	97,6	1145,9	19122,0	100,0	0,275	19,547
2014	17,59	0,9	-	2095,0	108,7	0,294	1145,9	22114,9	98,5	1145,9	20267,9	100,0	0,176	19,723
2015	10,55	0,5	-	2105,6	109,3	0,295	1145,9	23260,8	99,1	1145,9	21413,9	100,0	0,106	19,828
2016	6,33	0,3	-	2111,9	109,6	0,296	1145,9	24406,7	99,4	1145,9	22559,8	100,0	0,063	19,892
2017	3,48	0,2	-	2115,4	109,8	0,296	1145,9	25552,6	99,7	1145,9	23705,7	100,0	0,035	19,926
2018	1,92	0,1	-	2117,3	109,9	0,297	1145,9	26698,5	99,8	1145,9	24851,6	100,0	0,019	19,946
2019	1,05	0,1	-	2118,4	109,9	0,297	1145,9	27844,4	99,9	1145,9	25997,5	100,0	0,011	19,956
2020	0,58	0,0	-	2118,9	110,0	0,297	1145,9	28990,3	99,9	1145,9	27143,4	100,0	0,006	19,962

Таблица № 4.2..9 - ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ

Годы	Добыча	Темп	Темп	Накопл.	Отбор	Коэфф.	Годовая	Накопл.	Обвод-	Закачка	Накопл.	Компен-	Добыча	Накопл.
	нефти	отбора	отбора	добыча	извлек.	нефтеиз-	добыча	добыча	ненность	воды	закачка	сация	газа	добыча
		от НИЗ	от текущ.	нефти	запасов	влечения	жидкости	жидкости			воды	отборов		газа
			запасов
	тыс.т	%	%	тыс.т	%	д.е.	тыс.т	тыс.т	%	тыс.м3	тыс.м3	%	млн.м3	млн.м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
2005	0,420	0,5	0,5	1,1	1,3	0,002	0,5	1,3	18,3	0,0	0,0	0,0	0,003	0,003
2006	7,539	9,3	9,4	8,6	10,6	0,016	10,4	11,7	27,5	5,2	5,2	50,1	0,060	0,064
2007	13,900	17,1	19,1	22,5	27,6	0,041	23,0	34,7	39,7	21,0	26,2	91,0	0,111	0,175
2008	16,105	19,8	27,3	38,6	47,4	0,071	36,3	71,1	55,7	33,8	60,0	93,0	0,129	0,304
2009	13,206	16,2	30,9	51,8	63,6	0,095	44,5	115,6	70,3	42,3	102,2	94,9	0,106	0,409
2010	10,697	13,1	36,1	62,5	76,8	0,115	55,1	170,7	80,6	53,2	155,4	96,6	0,086	0,495
2011	8,023	9,9	42,4	70,5	86,6	0,130	59,8	230,5	86,6	58,5	213,9	97,8	0,064	0,559
2012	5,616	6,9	51,6	76,1	93,5	0,140	62,5	293,0	91,0	62,3	276,2	100	0,045	0,604
2013	3,650	4,5	69,4	79,8	98,0	0,147	67,2	360,2	94,6	67,0	343,2	100	0,029	0,633
2014	2,008	2,5	124,5	81,8	100,5	0,151	67,2	427,5	97,0	67,2	410,4	100	0,016	0,649
2015	1,004	1,2	-254,3	82,8	101,7	0,153	67,2	494,7	98,5	67,2	477,5	100	0,008	0,657
2016	0,652	0,8	-46,7	83,5	102,5	0,154	67,2	561,9	99,0	67,2	544,7	100	0,005	0,663
2017	0,424	0,5	-20,7	83,9	103,0	0,155	67,2	629,1	99,4	67,8	612,5	101	0,003	0,666
2018	0,276	0,3	-11,1	84,2	103,4	0,155	67,2	696,4	99,6	68,5	681,0	102	0,002	0,668
2019	0,179	0,2	-6,5	84,3	103,6	0,155	67,2	763,6	99,7	69,2	750,2	103	0,001	0,670
2020	0,116	0,1	-4,0	84,4	103,7	0,156	67,2	830,8	99,8	69,8	820,0	104	0,001	0,671

Размещено на http://www.allbest.ru/

4.2 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти

Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти, показал, что в настоящее время пока нет никаких оснований, сомневаться в том, что утвержденный при пересчете запасов нефти коэффициент извлечения будет, достигнут к концу разработки месторождения Сазанкурак.

Рассчитанный в настоящей работе коэффициент извлечения нефти по рекомендуемому варианту соответствует лишь текущему этапу освоения на месторождении технологий, конечная цель которых - обеспечить разработку месторождения высокими темпами и способствовать достижению запланированного коэффициента извлечения нефти.

В таблице № 4.2.10 приведено сопоставление утвержденных и расчетных технологических коэффициентов извлечения нефти из недр по вариантам разработки месторождения Сазанкурак, достигаемые за проектный период.

Из таблицы видно, что наиболее высокое значение КИН двум объектам достигается в третьем варианте.

Таблица 4.2.10 - Сопоставление утвржденных коэффициентов извлечения нефти (КИН) из недр

Объект	Катего-рия запасов	КИН, утв. в ГКЗ РК, доли.ед	Вари- анты	Коэфф. вытес-нения нефти	Расчетные коэффициенты, доли ед.
					охвата вытесне-нием	охвата заводне-нием	КИН
1	2	3	4	5	6	7	8
I	С1	0,270	1 2 3	0,400	0,930 0,957 0,998	0,674 0,676 0,674	0,251 0,259 0,285
II	С1	0,150	1 2 3	0,400	0,535 0,897 0,985	0,374 0,374 0,376	0,080 0,134 0,153

4.3 Экономические показатели вариантов разработки

4.3.1 Основные подходы и допущения

В данном разделе приведен расчет экономической эффективности трех вариантов, Проекта разработки месторождения Сазанкурак, которое разрабатывает ЗАО СП «Сазанкурак». В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как эксплуатационных затрат, валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли.

Такой расчет необходим для определения доходов государства Республики Казахстан и Заказчика проекта и является корректным.

Варианты отличаются системами разработки.

Первый вариант предусматривается принять в качестве базового варианта ту систему разработки, которая в настоящее время осуществляется на месторождении.

I объект - 37 добывающих скважин с плотностью сетки 6,9 га/скв, на которой поддерживается пластовое давление через 6 нагнетательных скважин.

II объект - разработка с 2005 года и бурение 2 добывающих и 1 нагнетательной скважин.

Максимальный фонд добывающих скважин по месторождению составит 39 добывающих и 7 нагнетательных скважин.

Второй вариант предусматривает бурение всего 9 добывающих и 4 нагнетательных скважин.

Третий вариант предусматривает бурение всего 26 добывающих и 4 нагнетательных скважин.

Контракт на разработку месторождения «Сазанкурак» был подписан Компетентным органом РК - 31 сентября 1997 г.

Дополнение к Контракту было утверждено и подписано Компетентным органом РК- 01.11 2002 г.

Экономическая часть Проекта разработки месторождения Сазанкурак рассчитана на основной срок разработки месторождения 2005-2015гг т.к. разработка месторождения после 2015г становится экономически не выгодным для предприятия. Дальнейшая разработка месторождения негативно отразится на финансовой политике СП (потеря предприятием части своих ресурсов, недополучение доходов или появление дополнительных расходов, отрицательные интегральные показатели ).

Первым годом реализации проекта принят 2005 год.

В соответствии с маркетингом ЗАО СП «Сазанкурак», 55% нефти реализуется на местный рынок, и 45% в дальнее зарубежье.

Цена нефти, принятая в проекте, определена в соответствии с существующей тенденцией изменения цены нефти на мировом рынке и фактическими ценами реализации нефти данным предприятием за предшествующие периоды и рынками сбыта продукции. Проектируемая базовая цена продажи нефти установлена на уровне в дальнее зарубежье 275$/т. Базовый тариф на транспортировку нефти на внешний рынок (с НДС) принят в размере 31,0 $/т. Средняя цена реализации нефти по предприятию составляет 203,0$ US.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приведены в текущих ценах с переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов.

Предполагается, что на весь период расчета обменный курс национального банка Республики Казахстан будет неизменным.

Расчет произведен как в текущих (с учетом инфляции), так и в расчетных (с учетом дефляции) ценах.

В расчетах учтено, что обеспечение необходимых объемов финансирования капитальных вложений в обустройство и разработку месторождения будет осуществляться за счет: реинвестиции чистой прибыли и использования амортизационных отчислений СП «Сазанкурак».

Из-за округлений полученных результатов суммы могут несколько отличаться по величине.

4.3.2 Капитальные вложения

Расчет капитальных вложений проводился по следующим направлениям:

затраты на бурение новых добывающих скважин;

затраты на ГИС;

Ликвидацию нерентабельных скважин

Затраты на промыслово-гидродинамические исследования;

Затраты на расширение сбора и транспорта нефти в связи с вводом скважин;

Затраты на приобретение оборудования;

затраты на подготовку и закачку холодной воды;

обустройство новых добывающих скважин;

выкидные нефтяные линии;

нефтегазосборные коллектора;

и другие объекты.

Также в стоимость капитальных вложений и части эксплуатационных затрат вошли:

1. Промыслово-гидродинамические исследования скважин

2. Промыслово-геофизические работы

3. Мероприятия по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов

4. Капитальный ремонт внутри промысловых дорог и ГЗУ (земляные работы)

5. Капитальный ремонт трубопроводов (нефтепровод, водовод)

6. Кап.ремонт зданий и сооружений

7. Кап.ремонт энергохозяйства и автоматики КИП

8. Кап.ремонт электрооборудования

9. Кап.ремонт резервуаров и емкостей.

10. Кап.ремонт спец.техники. Производственное строительство и непроизводственное строительство.

11. Приобретение новой техники и новой технологии для производства.

12. Мероприятия по охране труда, технике и пожарной безопасности, ГО и ЧС.

Капитальные вложения в бурение скважин определены в соответствии с объемом их бурения. Стоимость бурения одной скважины принята по данным ЗАО СП «Сазанкурак» в соответствии с глубиной бурения. По рекомендуемому 3 варианту эксплуатационный метраж 26 проектных добывающих скважин и 4 нагнетательных составит 18705 метров.

Сметная стоимость одного метра проходки принималась в размере 535,8$ США. Бурение проектных эксплуатационных скважин по рекомендуемому варианту III считаем пробурить с дополнением к контракту на бурение предусматривающий скидки к цене скважины за не достижение проектного дебита.

Также в строительство скважин вошли капитальный ремонт скважин и ПНП. Стоимость определялась в строгом соответствии с нормативными продолжительностями работ по подготовке скважин к проведению КРС и ПНП. Виды работ определены:

1. КР-1 Ремонтно-изоляционные работы

2. КР-2 Устранение негерметичности колонны

3. КР-3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

4. КР-4 Переход на другие горизонты и приобщение пласта

5. КР-5 Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ пакеров-отсекателей.

6. КР-6 Комплекс подземных работ связанных с бурением.

7. КР-7 Обработка призабойной зоны СКО, ГКО, ГПП, закачки ПАВ

8. КР-8 Исследование скважин

9. КР-9 Перевод скважин на использование по другому назначению

10. КР-10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

11. КР-11 Консервация и расконсервация скважин

12. КР-12 Ликвидация скважин.

Приоритетом считаем на капитальный и подземный ремонт скважин заключение контрактов с отечественными производителями, с предъявлением международных стандартов.

Основой для расчета стоимости строительства явились расчетные показатели по технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти, данные по климатическим характеристикам района строительства, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождений и промышленных объектов Республики Казахстан.

Расчеты капитальных вложений и полная стоимость строительства объектов обустройства по вариантам приведена в таблицах 4.3.2.1 - 4.3.2.3. Сводные капитальные вложения по месторождению приведены в таблице 4.3.2.4. - 4.3.2.6.

Наименьший объем капитальных вложений потребуется для 1го варианта - 8440,7 тыс. долларов США (без учета НДС и в ценах с учетом инфляции). Для 2го варианта он составит соответственно 12887,5 и 3го варианта 23592,3 тыс. долларов США.

4.3.3 Эксплуатационные затраты

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на: обслуживание скважин; электроэнергию, внутри промысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти , газа и воды, обслуживание, текущий и капитальный ремонт основных фондов, оплату труда персонала, услуги сторонних организаций производственного и непроизводственного характера, затраты на грузоперевозки и снабжение, выбытие скважин (ликвидация), страхование основных фондов; затраты на реализацию продукции; налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции; амортизационные отчисления.

В затраты и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями, включены:

· Диагностика оборудования;

· Пуско-наладочные работы;

· Метрология;

· Медико-химические и бактериологические анализы.

Внутри промысловые расходы на транспорт и снабжение включают в себя затраты на;

· Транспортировку грузов до промысла;

· Страхование автотранспортных средств;

· Содержание автопарка и т.п.

В затраты условно-постоянного характера на промысле вошли:

· расходы на медицинское обслуживание;

· обеспечение спецодеждой и средствами индивидуальной защиты;

· на охрану труда;

· проживание работников на промысле;

· проезд работников на вахту и обратно;

· питание работников на промысле;

· связь на промысле.

В затраты и услуги непроизводственного характера включены:

материалы административного и хозяйственного назначения;

аудиторские услуги;

правовое обслуживание;

обслуживание компьютерных сетей;

уборка помещений;

В общеадминистративные условно-постоянные расходы вошли затраты:

все затраты по офису (канцелярские, почтово-телеграфные, подписка на печатные издания, коммунальные услуги и т.д.);

на технику безопасности;

связь;

убытки от инвентаризации и затраты на чрезвычайные ситуации;

командировочные по нормам и сверх установленных норм;

материальная помощь;

затраты на повышение квалификации;

затраты на оздоровительные и праздничные мероприятия и другие;

В постоянные общепроизводственные затраты включены представительские расходы, на содержание и ремонт офиса, расходы на рекламу продукции, благотворительная помощь.

Прочие производственные затраты включают в себя расходы, связанные с охраной природной среды, на научное обслуживание, геофизические исследования и т.д.

Нормативы, по которым произведены расчеты эксплуатационных затрат, приведены в таблице.

Эксплуатационные затраты, состоящие из прямых затрат на операционные и текущие расходы и налоги и отчисления, входящие в себестоимость продукции, приведены в таблицах 4.3.3.1. - 4.3.3.3.

В таблицах 4.3.3.4 - 4.3.3.6 приведены расчеты дохода от продажи, выпускаемой продукции по вариантам.

В целом структура эксплуатационных затрат, включая налоги, входящие в себестоимость, представлена по вариантам и характеризуется следующим образом:

затраты на операционные и текущие расходы;

налоги и отчисления, включаемые в себестоимость;

амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость;

Расчет экономических показателей приведен на основании следующих исходных данных:

1. Рабочих дней в году - 345;

2. Расходы электроэнергии, воды приняты по фактическим данным потребления электроэнергии и воды на месторождении и материалам технологических расчетов;

3. Обслуживающий персонал рассчитан по данным ЗАО СП «Сазанкурак»;

4. Среднегодовая заработная плата одного работника промышленно-производственного персонала принята в размере 925428,8 тенге (или 6706 долларов в год на работника РК), в соответствии с данными ЗАО СП «Сазанкурак»;

5. Амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость, определены по производственному методу учета, то есть в зависимости от извлекаемых запасов углеводородов, в соответствии со стандартом бухгалтерского учета РК №20 «Учет и отчетность нефтегазодобывающей промышленности» и методическими рекомендациями к нему.

6. Стоимость электрической энергии приняты на основе данных Заказчика;

7. Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основе данных Заказчика;

8. Затраты на текущий ремонт основных фондов приняты в размере 1-3% от их остаточной стоимости;

9. Эксплуатационные затраты учитываются только для объектов непосредственно занятых на добыче нефти. Затраты по другим объектам учитываются через услуги (грузоперевозки, снабжение, строительство, бурение, торговлю и т.д.).

Величина эксплуатационных затрат по 1-му варианту составила 37998,6 тыс.$, по 2-му - 41115,4 тыс.$, по 3-му - 48412,4.

Средняя себестоимость 1 тонны нефти за расчетный период разработки составила, соответственно 86,2$, по второму 87,6 $/тонну, по третьему 83,9 $/тонну нефти.

4.3.4 Налоги и отчисления

Расчет налогов и отчислений производился в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан - Кодексом Республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет» (далее Налоговый Кодекс) и налоговым режимом, установленным для данного предприятия в Контракте на недропользование.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке - 16%. Так как предполагается, что жидкие углеводороды будут реализовываться за пределами РК, то по ним обороты облагаются НДС по 0% ставке;

акциз на нефть- 0% в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан;

корпоративный подоходный налог по ставке 30% от налогооблагаемой прибыли;

налог на дивиденды по ставке 15% от прибыли, предусмотренной на выплату дивидендов;

отчисления от фонда оплаты труда - 21% ;

налог на имущество - 1% от стоимости основных фондов (балансовая стоимость с вычетом износа оборудования);

платежи в дорожный фонд - не уплачиваются согласно Контракта;

Налог на землю. ЗАО «Сазанкурак» освобождено от уплаты земельного налога, т.к. является арендатором. В 1997 г. «Сазанкурак» выплатил арендную плату за 25 лет, в размере 25 000 долларов США и дополнительно в 2002 г. - 403 долларов США. Общая сумма арендной платы составила 25 403 долларов США.

налог на водопользование не уплачивается согласно Контракта на разработку месторождения Сазанкурак;

роялти - в соответствии с положением Контракта выплачивается в размерах;

Роялти, %	2	2,5	4	5
Добыча, тыс.т.	0-100	100-150	150-200	200 и выше

прочие местные налоги и фонды (налог на транспортные средства, отчисления в фонд охраны природы, оплата за регистрацию организации, сбор за право на занятия отдельными видами деятельности и др.)-1% от суммы налога на имущество;

кроме этого, в Законе о налогах предусматривается налог на сверхприбыль, базирующийся на основе накопленной нормы прибыли (ВНП); налог начинает действовать при достижении уровня ВНП более 20%;

подоходный налог физических лиц - работников Республики Казахстан - в среднем по 9% от ФОТ; НПФ в размере 10%;

Расчет бюджетной эффективности месторождения от внедрения Проекта разработки месторождения Сазанкурак по вариантам приведена в таблицах 4.3.4.1. - 4.3.4.3.



Таблица 4.3.3.3 - ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ (производственная себестоимость)

Годы	Эл/энер.	Эл/энер.	Эл/энер.	Эл/энер.	Водо-	Хим.реа-	Хим.реа-	Хим.реа-	Текущий	Кап.рем.	Текущий	Кап.рем.	Ремонт
	на мех	на	на сбор и		снабже-	генты,	генты,	генты	ремонт	скважин	ремонт	оборудо-	прочих
	добычу	закачку	подготов.	ВСЕГО	ние	материалы	материалы	материалы	скважин		оборудо-	вания	объектов
			нефти			для УПН	для ППД	ВСЕГО			вания		инфрастр.
	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
2004	58417	128023	185409	371850	24337	89080	50484	139564	115944	154592	101621	84684	72264
2005	40982	132107	163906	336994	24862	91002	70397	161399	145604	194138	94412	78676	67137
2006	49116	159405	189608	398129	24563	89906	84944	174850	172567	230090	86822	72352	61740
2007	58648	182985	206972	448605	22522	82438	97510	179948	196835	262446	79101	65918	56250
2008	58130	193816	212213	464159	19048	69720	103281	173001	188746	251661	71818	59849	51071
2009	57384	186419	199801	443605	14596	53427	99340	152766	180657	240875	65486	54572	46568
2010	56411	175942	183691	416044	11046	40431	93756	134187	172567	230090	60502	50418	43024
2011	54128	157682	163418	375228	8187	29967	84026	113993	161782	215709	56630	47192	40270
2012	51542	134168	138224	323934	5875	21503	71496	92999	150997	201329	53686	44739	38177
2013	47494	101656	104332	253482	3870	14167	54171	68338	137515	183353	51521	42934	36637
2014	43067	72614	74293	189974	2436	8917	38695	47612	124033	165377	50059	41716	35598
2015	19473	26018	26555	72046	1437	4508	21985	26493	63095	105158	38202	30016	18555
Итого	594791	1650835	1848423	4094049	162779	595065	870085	1465150	1810340	2434819	809861	673065	567291

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ

(производственная себестоимость)

Годы	Текущий	Топливо	Фонд	Затраты	Сервис-	Аморти-	Лабора-	Наука,	Затраты	Затраты	Затраты	Дополнит
	и капит.	на произв	оплаты	на	ные	зация	тория	консалт.	на	и услуги	и услуги	расходы на
	ремонт	нужды	труда	транспорт	услуги		промысла	инжене-	экологию	стор. орг	непроиз-ого	обработку
	ВСЕГО		ФОТ	снабжение				ринг		произв. хар	характера	приз. зоны
	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US
15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
2004	529104	72439	224685	92017	79291	801019	21536	39156	35436	500609	3827	50541
2005	579968	74001	268984	92785	81002	843301	22000	40001	36201	511410	4027	52664
2006	623571	73110	314768	94503	80026	857845	21735	39519	35765	505251	4098	53070
2007	660550	67038	360553	89334	73379	809242	19930	36237	32794	463286	3871	49635
2008	623144	56695	343384	77888	62058	703545	16855	30646	27735	391810	3372	42817
2009	588158	43446	326215	28027	47556	553809	12916	23484	21253	300246	2661	33467
2010	556601	32878	309045	13859	35988	430201	9774	17772	16083	227211	2074	25833
2011	521584	24369	286153	7628	26674	327099	7245	13172	11921	168409	1584	19530
2012	488927	17486	263261	4353	19140	240622	5199	9452	8554	120845	1170	14295
2013	451959	11520	234646	2381	12610	162417	3425	6227	5636	79614	794	9606
2014	416782	7251	188730	1281	7937	104683	2156	3920	3547	50113	515	6167
2015	255026	3583	157275	660	4681	63182	1271	2312	2092	23775	313	3710
											0
Итого	6295376	483817	3277698	504715	530342	5896965	144044	261897	237017	3342578	28307	361334

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ

(производственная себестоимость)

Годы	Затраты	Отчисления	Система	Другие	ГТМ		Обще-	Итого	Себест-сть
	на	в фонд	безопасно	производ-ые	направл. На	Прочие	админи-	затраты	1 тонны
	обучение	ликвидации	сти	затраты при	повышение	затраты	стративн	подлеж	нефти
	персонала	(резервный)	ТБиГО	добычи нефти	нефтеотдачи		затраты	вычету.	(производ)
$US	$US	$US	$US	$US	$US	$US		$US	$US
28	29	30	31	32	33		34	35	36
2004	106740	73109	47429	80377	215162	533701	1287645	5337005,4	27,3
2005	107944	91811	59562	84575	219804	539721	1115421	5397209,5	27,0
2006	113924	108813	70592	86063	217157	569622	1101989	5696215,9	28,8
2007	116203	124115	80519	81282	199120	581015	1010459	5810153,6	32,1
2008	109109	119014	77210	70804	168400	545543	854565	5455425,1	35,6
2009	95755	113913	73901	55885	129046	478775	654858	4787747,1	40,8
2010	84178	108813	70592	43560	97655	420888	495563	4208883,0	47,4
2011	72757	102012	66180	33255	72382	363783	367313	3637833,0	55,2
2012	56211	95211	61768	24579	51939	281053	263571	2810528,5	59,5
2013	46036	86710	56253	16679	34218	230179	173643	2301787,4	73,9
2014	37025	78209	50738	10813	21539	185126	109300	1851258,6	94,5
2015	11183	39008	35217	6568	12702	55916	52012	1118328,2	96,8
Итого	957064	1140737	749961	594442	1439126	4785321	7486338	48412375	51,6



5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

5.1 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта

Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:

Чистая прибыль;

Денежные потоки;

Чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконта - 10 процентов;

Внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR);

Срок окупаемости капитальных вложений

Индекс доходности (DPI).

Основным критерием оценки эффективности проекта является чистая приведенная стоимость. Согласно Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования при расчете экономических показателей с учетом инфляции данный критерий следует рассматривать очищенным от инфляции.

Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта, является поток денежной наличности (NPV), наилучшим признается вариант имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки.

Показатель - индекс доходности (DPI) характеризует эффективность капитальных вложений, если он больше 1, то вариант эффективен.

Показатель - период окупаемости, определяемый временем возмещения капитальных вложений, чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

Показатель - внутренняя норма прибыли (IRR) определяет норму прибыли на вкладываемый капитал.

Каждый из перечисленных критериев, сам по себе, не является достаточным для выбора варианта разработки. Решение о принятии варианта к реализации принимается с учетом анализа всех интегральных показателей.

После уплаты подоходного налога, рассчитывается накопленная величина чистой прибыли. Потоки денежной наличности для проекта рассчитывались на базе чистой прибыли, амортизационных отчислений - с одной стороны, и - капитальных вложений - с другой стороны.

Также производился расчет дисконтирования вложенных средств, при норме дисконта - 10 %.

Срок окупаемости инвестиций наступает при устойчивом переходе дисконтированного потока денежной наличности в положительную величину. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый проект.

Расчет потоков денежной наличности приведен в таблице и составляет по вариантам 5.1.1.-5.1.3.

I вариант - 57439,6 тыс. $

II вариант - 61540,2 тыс. $

III вариант - 75619,3 тыс. $

Накопленный дисконтированный поток наличных (NPV Чистая приведенная стоимость) имеет положительную величину и при ставке дисконта 10% составляет по вариантам следующие величины:

1 вариант - 46374,1 тыс.$

2 вариант - 47789,9 тыс.$

3 вариант - 56635,9 тыс.$

В результате внедрения представленного для утверждения III варианта Проекта разработки месторождения Сазанкурак, Государство получит в качестве налогов и отчислений за период 2004-2015гг сумму в размере:

3 вариант - 71470,4 тыс. $;

При анализе Экономических показателей и интегральных значений наиболее эффективным по экономическим критериям является III-й ввариант, проектанты считают, что эффективность варианта III на уровне национальной экономики является составляющим.

1. Обеспечивается утверждение КИН ГКЗ РК

2. Максимальная Бюджетная эффективность.

3. Меньший срок разработки по сравнению с вариантами I и II.

4. Увеличение стоимости активов предприятия.

Сравнение основных экономических показателей

по вариантам с начала разработки

Показатели	1	2	3
ВНП % (IRR)	18,84%	18,89%	20,53%
Чистая текущая стоимость (NPV)	13607,7	14334,9	18873,5

Таблица 5.1 - ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

№	Наименование	Варианты
		I	II	III
1.	Проектный уровень добычи нефти, тыс. тн. в год.	166,9	171,6	200,0
2.	Темп отборов при проектном уровне	8,3	8,5	10,0
3.	Год выхода на проектный уровень	2005	2005	2005
4.	Проектный уровень добычи жидкости, тыс. т./год	1408,7	1791,5	2338,6
5.	Проектный уровень закачки рабочих агентов , тыс. м3	1271,7	1776	2276,2
6.	Накопленная добыча нефти, тыс. тн. за 10 лет с начала разработки	739,8 1835,7	817,7 1917,4	1102,2 2187,8
7.	Коэффициент извлечения нефти , д. ед.	0,239	0,250	0,285
8.	Накопленная добыча жидкости , тыс.тн. за 10 лет с начала разработки	8606,9 13175,1	15876,2 24191	18526,7 23499
9.	Накопленная закачка рабочих агентов (воды), тыс. м3 за 10 лет с начала разработки	7712,3 11166	15565 22831	19206,5 21937
10.	Максимальный фонд скважин за весь срок разработки , ед. в том числе: добывающих нагнетательных	60 53 7	70 60 10	88 78 10
11.	Фонд скважин для бурения всего , ед. в том числе : добывающих нагнетательных резервных	3 2 1 4	13 9 4 5	30 26 4 15
12.	Средняя обводненность к концу разработки , %	99,3	99,8	99,0
13.	Капитальные вложения , тыс.долл.США за проектный период, лет	8440,7	12887,5	23592,3
14.	Эксплуатационные затраты , тыс.долл.США за рачсетный срок разработки	37998,6	41115,4	48412,4
15.	Cебестоимость 1 т нефти за расчетный срок разработки	86,2	87,6	83,9
16.	Чистая прибыль, тыс.долл.США за расчетный срок разработки	62219,8	70466,8	94162,0
17.	Накопленный поток денежной наличности, тыс.долл.США за расчетный срок разработки	57439,0	61540,2	75619,3
18.	Интегральный эффект, тыс.долл.США за расчетный срок разработки	46374,1	47789,9	56635,9
19.	Роялти, тыс.долл.США За расчетный срок разраюотки	6142,0	6693,2	8590,0
20.	Налогооблагаемый доход, тыс.долл.США	26665,6	30200,1	40355,1
21.	Доход Государства в виде налогов и отчислений	48094,2	54933,7	71470,4
22	Индекс доходности проекта	3,394	3,565	4,152

5.2 ОХРАНА НЕДР

5.2.1 Геологическая среда

В региональном тектоническом плане структура Сазанкурак приурочена к одноименному соляному куполу, который расположен в пределах Северо-Каспийского поднятия по фундаменту входящего в систему Астраханско-Актюбинской зоны поднятии.

Собственно купол Сазанкурак совместно с куполом Манаш представляет соляное тело, вытянутое в субширотном направлении и характеризующимся наличием двух вершин - западной и восточной.

Поверхность соли в северном и южном направлениях круто погружается в пределы межкупольных зон, ограничивающих купол с этих сторон, прослеживается до глубин - 1800 м на севере и 1000 м на юг и более.

Загрязнение недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и так далее. Становится очевидным, что основной объем наиболее опасных сточных вод и других отходов приходится на долю нефтегазодобывающих предприятий.

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации нефтегазового месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

Основными факторами воздействия на геологическую среду при осуществление проекта являются следующие виды работ:

· строительство и обустройство скважин;

· движение транспорта

· проявление пластовых флюидов в межколонных пространствах.

Возможные негативные воздействия на геологическую среду следующие:

при проведении подготовительных работ по обустройству скважин может выражаться в нарушении сплошности пород;

при эксплуатации скважин - загрязнение пород нефтью, пластовыми водами в нарушении естественного залегания горных пород.

Влияние движения автотранспорта при производстве планируемых работ состоит в нарушении почвообразующего субстрата, воздействии на рельеф, загрязнении почв при аварийных разливах ГСМ и другими нефтепродуктами.

Устойчивость геологической среды к различным видам воздействия на нее в процессе проведения работ не одинакова и зависит как от специфики работ, так и от длительности воздействия. Рассмотрим влияние передвижения автотранспорта по территории работ на геологическую среду. Воздействие автотранспорта на геологическую среду преимущественно затрагивает почвенно-растительный слой и почвообразующий субстрат. Интенсивность воздействия зависит от особенностей ландшафта. Степень устойчивости почвообразующего субстрата обуславливает интенсивность проявлений процессов дефляции и водной эрозии.

Обследование аналогичных территории, показало, что в пределах равнинных массивов более легкого состава глубина вреза колеи достигает 40 см, по обе стороны дороги наблюдается нарушение растительного покрова в радиусе 0,5-1,0 м.

Движение автотранспорта при проведении планируемых работ не вызовет необратимых последствий, так как проектируемые работы не усилят развития естественного процесса водной эрозии и дефляции.

Строительство и обустройства скважин приводит к нарушению земной поверхности. Воздействие от проводимых работ будет наблюдаться только на стадии строительства и обустройства объекта. Нарушение существующей структуры геологической среды проведение работ по обустройству оцениваются как незначительные, локальные.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи (сульфатредукция), в свою очередь увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развивается в случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованные воды, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфато восстанавливающие бактерии.

Неизбежное разрушение земной поверхности при различном строительстве, прокладке трубопроводов, множестве грунтовых дорог становится причиной развития промоин, оврагов, разрушения защитного почвенно-растительного слоя - это приводит к усилению дефляции, возникновению пыльных бурь, усилению переноса пыле-солевых аэрозолей.

Излив воды, приводит к образованию оползней, развитию суффозионных и карстовых процессов, способствует вторичному засолению, формированию пухлых солончаков и другим неблагоприятным процессам.

Откачка нефти и воды вызывают оседание поверхности, провалы и разрывы сплошности пород, т.е. это может вызывать наведенные землетрясения (пример - землетрясение на Тенгизе в ноябре 1997 г.).

За счет температурного расширения флюидов в работающей скважине и из-за некачественного цементажа образуются микротрещины и возникает межколонное давление (МКД).

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождения.

Общие меры по охране недр должны включать:

комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа, согласно раздела 6 в рамках настоящего проекта;

обеспечение максимальной герметичности подземного и наземного оборудования;

выполнение запроектированных противокоррозионных мероприятий;

для предупреждения биогенной сульфаторедукции необходима обработка закачиваемой воды реагентами, предотвращающими ее образование;

введение замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения промысловых сточных вод;