Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения

Особенности геологического строения залежи Пермо-карбоновой Усинского месторождения. Характеристика продуктивных коллекторов. Состав и свойства нефти, газа и воды. Обоснование применения термических способов разработки. Результаты работ по закачке пара.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 31.10.2017
Размер файла 62,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. РОЛЬ И ЗНАЧЕНИЕ МЕНЕДЖМЕНТА В ОТРАСЛЯХ ТЭК

1.1 Предмет и задачи курса

1.2 Основные принципы менеджмента

1.3 Управленческие решения

1.4 Менеджмент и контроль. Методы и формы

1.5 Функции менеджмента

1.6 Стратегия менеджмента

1.7 Характеристика стилей и методов управления производством

1.8 Функции и обязанности руководителя

1.9 Характеристика качества руководителя

1.10 Проблемы лидерства

2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Общие сведения о месторождении

2.2 Особенности геологического строения залежи

2.3 Характеристика продуктивных коллекторов

2.4 Состав и свойства нефти, газа и воды

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1 Характеристика технологических показателей разработки

3.2 Обоснование применения термических способов разработки

3.3 Результаты опытно-промышленных работ по закачке пара

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ОПЫТНОГО УЧАСТКА ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Капитальные затраты

4.2 Амортизационные отчисления

4.3 Эксплуатационные затраты

4.4 Налогообложение

4.4.1 Налоги, включаемые в себестоимость продукции

4.4.2 Налоги, относимые на финансовый результат

4.5 Выручка и прибыль предприятия

4.6 Денежные потоки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность России болезненно вошла в рыночные отношения. Переход на самостоятельное финансирование бурения и строительства, создание собственных источников - это на первых парах внесло ряд сложностей в работу нефтяников России. В свою очередь это повлекло сокращение геологоразведочных работ, эксплуатационного бурения, нефтепромыслового строительства, ремонта скважин и трубопроводов и т.д. Это в свою очередь сопровождалось возникновением долгов, задержек в оплате оборудования и материалов, перебоев в выплате зарплаты, социальные напряжения и т.д.

В результате всего перечисленного добыча нефти в России сократилась с 500 млн. т. в 1980 г. до 300 млн. т. в 1998 г. Соответственно в республике Коми объем добычи нефти за этот период также сократился с 19,2 млн. т. до 9 млн. т. В республике в 1980 гг. бурилось свыше 900 тыс. м скважин, в 1998 г. этот объем снизился до 30 - 35 тыс. м. В 80гг. только в Усинске строилось и вводилось жилья 42-45 тыс. м2, в 98г. практически 0.

Во второй половине 90 гг. падение добычи нефти было приостановлено, а с 1998 года она стала расти. Этому способствовали следующие факторы: залеж месторождение коллектор нефть

1. Была освоена рыночная практика хозяйствования, появились собственные источники финансирования.

2. Привлекались заемные средства (кредиты) российских и зарубежных банков.

3. Привлекались иностранные инвестиции путем создания Совместных Предприятий.

4. Были сформированы крупные нефтяные компании.

5. Определенное положительное воздействие оказала благоприятная ситуация с мировыми ценами на нефть 1999 - 2000гг.

В настоящее время 2/3 объема добычи нефти размещено в западной Сибири. Значительные объемы добычи нефти обеспечивает Урало-Поволжье (Татария, Башкирия, Пермь, Самара, Оренбург, Саратов и т.д.). Сравнительно небольшие объемы нефти обеспечивает Сахалин, республика Коми, Северный Кавказ, Калининград.

1. РОЛЬ И ЗНАЧЕНИЕ МЕНЕДЖМЕНТА В ОТРАСЛЯХ ТЭК

1.1 Основные принципы менеджмента

Управление производством: менеджмент в отраслях ТЭК базируется на следующих принципах, которые должны обеспечивать различную работу всех производственных звеньев. В этих условиях менеджмент базируется на следующих принципах:

1. Формирование команды исполнителей. Эта команда должна соответствовать привычному стилю работы руководителя и составлять вместе с ним одно единое организационное целое.

2. Определение перспектив развития фирмы.

3. Определение ресурсов, обеспечивающих решение поставленных задач.

4. Подбор кадров и определение условий материальной заинтересованности работников фирмы в конечных итогах работы.

5. Ознакомление всех работников фирмы с целями и задачами, как на перспективу, так и на текущий период, с целью понимания каждого работника роли в этом процессе.

6. Создание системы моральной и материальной заинтересованности каждого работника в итоге деятельности фирмы. Сюда входят перспективы продвижения по службе, социальные условия, организация отдыха и лечения. В перспективе пенсионное обеспечение.

7. Работа с персоналом, направленная на повышение квалификации и приобретение должного производственного опыта, как отечественного, так и зарубежного.

8. Создание должного психологического микроклимата в коллективе.

9. Создание должных условий для нормальной производственной деятельности.

10. Создание должных условий по охране труда и технике безопасности.

1.2 Управленческие решения

Любые решения в сфере менеджмента следует считать управленческими решениями. Современная наука о менеджменте рассматривает целую систему формирования решений и их классификацию и организацию их выполнения. Наука о менеджменте полагает, что эти решения классифицируются по степени важности следующим образом:

1.Степень важности этой проблемы для цеха, предприятия, фирмы

Масштабность проблемы.

Степень риска от возникновения проблемы.

Срочность решения проблемы.

2. По степени их влияния на будущее фирмы

Решения текущие.

Решения тактические.

Решения стратиграфические (временная и объемная).

3. В зависимости от продолжительности реализации решений

Краткосрочность.

Долгосрочность.

4. По степени обязательности выполнения

Ориентирующие решения.

Рекомендательные решения.

Директивные решения.

5. Способ принятия решений

Единоличные.

Консультативные.

Коллективные.

6. По широте охвата решений

Общие.

Специальные.

Процесс принятия решения и обеспечения его рациональности, требуют предварительного разложения самого процесса решений на отдельные этапы:

1. Анализ ситуаций.

2. Анализ содержания проблем.

3. Постановка конкретных задач и формулировка общих решений проблем.

4. Определение возможностей или целесообразности решения проблем.

5. Выбор вариантов решения проблем.

6. Выбор окончательного решения.

7. Оценка необходимых ресурсов для выполнения решений.

8. Реализация решений.

1.3 Менеджмент и контроль. Методы и формы

Любое управленческое решение требует повседневного контроля. Контрольные функции менеджмента преследуют решения следующих задач:

1. Контроль выявляет факторы, отрицательно влияющие на ход производства.

2. Контроль позволяет обнаружить неизбежные ошибки и промахи и вовремя их подправить.

3. Итоги контроля могут явиться основой оценки деятельности коллектива, в том числе и при премировании.

Цели контроля:

1. Он должен быть все охватывающим.

2. Он должен иметь четкую, стратегическую направленность.

3. Контроль проводится не с целью выявления проблемы, а ради оперативных мер по устранению допущенных ошибок и недостатков.

4. Принятие профилактических мер по недопущению недостатков.

Требования, обеспечивающие эффективность контроля:

1. Экономичность мер по контролю.

2. Индивидуальный подход к провидению контроля.

3. Ориентировка на человеческий фактор.

Виды управленческого контроля:

1. Предварительный.

2. Текущий.

3. Итоговый.

Этапы процесса контроля:

1. Определяются главными направлениями данной работы и необходимыми ресурсами.

2. Определяются «точки» контроля.

3. Сбор информации о ходе выполнения работы.

4. Оценка проделанной работы. Меры по устранению недостатков. Стимулирование. Организационные выводы.

Наука о менеджменте считает, что практика контроля должна применяться разумно, в определенных пропорциях и соотношениях.

Они зависят от следующих обстоятельств:

1. От стиля управления фирмой.

2. От возможности получить оценку выполнения работы (моральные, материальные стимулы) и возможность спросить с работников за качество работы.

3. Состояние микроклимата в коллективе.

4. Действующие системы поощрения, вознаграждения.

Различаются: внешний и внутренний контроль.

1.4 Функции менеджмента

В состав функции менеджмента входят такие сферы управленческой деятельности, как:

1. Организация.

2. Планирование.

3. Мотивация.

В первом случае имеется в виду создание оптимальных организационных структур и меры по их дальнейшему совершенствованию.

Сюда входит также работа по координации и синхронизации деятельности основных и вспомогательных цехов, а также повышение уровня организаторской работы с учетом отечественного и зарубежного опыта.

В раздел планирования входят: разработка текущих и перспективных планов, долгосрочных программ, а также разработка планов НГДУ по экономическому и социальному развитию; разработка графиков добычи нефти и газа, закачки воды в пласт, ПРС и КРС; график бурения и вышкомонтажных работ и т.д.

Функции мотивации складываются из следующего:

1. Доведение до сведения всех работников цели и задач фирмы;

2. Создание системы материальной и моральной заинтересованности всех работников фирмы;

3. Создание заинтересованности работников в своем служебном росте и в этих целях постоянное повышение квалификации, приобретение знаний как в техническом, так и в культурном отношении;

4. Создание должных социальных условий, льготы по приобретению жилья, организация оздоровления, отдыха работников.

1.5 Стратегия менеджмента

Наука об управлении предусматривает ориентацию прежде всего на перспективы развития фирмы. В этом свете первостепенное значение приобретает выработка политики-стратегии менеджмента. Она предусматривает определение главных ключевых направлений в развитии фирмы. Основным стратегическим документом фирмы является долгосрочная программа развития фирмы.

Она должна отвечать следующим требованиям:

1. Соответствие возможностей основного и вспомогательного производства.

2. Реальные сроки намеченных действий, обеспечение ее финансированием (собственные средства или заемные).

3. Материально-техническое обеспечение.

4. Обеспечение кадрами.

5. Оценка эффективности отдельных разделов программ.

Стратегия менеджмента может по ходу дела претерпевать отдельные изменения в следующих случаях:

· Изменение ситуации с обеспечением ресурсов:

· изменения во внешней среде, связанные с новациями технического прогресса;

· политические изменения в стране;

· изменения коньюктуры рынка;

· аварии и природные катаклизмы;

· появление новой научно-технической информации;

· изменение роли человека в производственном процессе.

Западная наука о менеджменте предусматривает следующие направления стратегического планирования:

1. Объемы работ фирмы.

2. Экономические направления.

3. Инвестиции.

4. Снабжение и сбыт продукции.

5. Социальные вопросы.

Западная наука и современная практика рекомендует так же производить разработку бизнес-планов, которые составляют затраты на производство с полученным эффектом.

Информационное обеспечение стратегии:

Стратегия развития фирмы требует постоянного информационного обеспечения. Информационное обеспечение осуществляется по следующим направлениям:

1. Нормативные документы федерального, регионального, отраслевого и местного уровня (законы, постановления, инструкции, технологические регламенты и т.д и т.п).

2. Статистическая информация о работе предприятия т отрасли в целом.

3. Информация о развитии научно-технического прогресса в России и за рубежом.

4. Экономическая информация разного рода. Информация о деятельности конкурентов. Информация о мировых ценах на нефть и газ, об их колебаниях, а так же изменения ситуации на рынке и биржах.

Эти и другие виды информации могут систематизироваться на магнитных носителях, в компьютере или “по старинке” - в папках.

Обязательным условием является создание в каждом отделе “банка ” данных по отдельным сферам деятельности. При этом необходимо постоянное обновление этого банка данных. Является полезной и необходимой работа над деловой прессой.

1.6 Характеристика стилей и методов управления производством

В западной практике сложилась система стилей и методов менеджмента:

1. Авторитарный стиль.

2. Демократический стиль.

3. Либеральный стиль.

Авторитарный стиль.

В этом случае, руководитель не считает нужным считаться с мнением коллег и подчиненных, принимает решение единолично.

Форма отдачи и распоряжений категорическая, в приказном тоне. Менеджер подобного стиля в своей практике применяет чистые показания (выговор, понижение в должности, лишение премий и т.д).

Доброе слово, слова благодарности, премирование не является частыми случаями в его практике. Подобная практика, как правило, применяется в армии, в милиции (в силовых структурах).

В известных случаях, в определенных ситуациях этот стиль допустим и на предприятиях ТЭК. (аварии, наводнения, открытый фонтан, пожар и т.д).

Либеральный стиль.

Включает в себя подчас нежелание брать на себя ответственность, отсюда бесконечные консультации его как с начальниками, так и подчиненными, длительные согласования простейших решений. Включая заигрывание с подчиненными и страх перед начальством. Этот стиль свойственен руководителям, либо неопытным, либо нерешительным, либо находящимся в пенсионном и предпенсионном возрасте.

Демократический стиль.

Наиболее оптимальный стиль. Не исключает консультации и согласование в разумных пределах, при этом руководитель уважительно относится к подчиненным и считается с мнением опытных коллег, но во всех этих случаях он принимает решения единолично и несет ответственность.

В этом случае руководитель равен и справедлив во взаимоотношениях подчиненных, в достоверной степени требователен, разумно сочетает поощрения с взысканиями.

Теория и практика пришли к единому выводу о наибольшей оптимальности подобного стиля руководства.

При выборе стиля руководства действуют следующие факторы:

1. Наличие опыта руководителя.

2. Уровень требований к предъявляемым решениям.

3. Четкое формулирование проблемы .

4. Степень причастности подчиненных к делам фирмы и степень их заинтересованности.

5. Вероятность того, что единоличные решения получат или не получат поддержку подчиненных.

6. Заинтересованность исполнителем достижения цели.

7. Степень вероятности возникновения конфликта между руководителями и подчиненными в результате принятия решений.

2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

2.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в северо-восточной части Печорского района Республики Коми в 115 км от г. Печоры.

Район месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками от +50 до +140 м; при этом низкие отметки (50-80 м) принадлежат урезу р. Колва, пересекающей месторождение почти в меридиональном направлении. Поверхность сильно заболочена с типичной для лесотундровой зоны растительностью. Климат района резко континентальный со среднегодовой температурой минус 2,5оС. Температура меняется от +30оС летом до -55оС зимой. Среднее количество годовых осадков 450 мм.

Усинское месторождение было открыто в 1963 г. Балансовые запасы нефти по пермо-карбоновой залежи, утвержденные ГКЗ СССР в декабре 1972 г. (протокол № 6737), составили 616,8 млн.т, извлекаемые 92,5 млн.т.

В 1998 г. институтом Печорнипинефть выполнен пересчет балансовых запасов нефти по залежи. Балансовые запасы рассмотрены и утверждены на ЦКЗ Минприроды РФ в количестве 733537 тыс.т по категориям В+С1.

По состоянию на 01.01.2000 г. на пермо-карбоновую залежь пробурено 1064 скважина. Разбурено около 32 % площадей и 58 % балансовых запасов нефти. Накопленная добыча нефти по залежи составила 41,6 млн.т. Накопленная добыча воды: по залежи 55,5 млн.т. Накопленная закачка теплоносителя: по залежи 28,3 млн.т.

2.2 Особенности геологического строения залежи

Стратиграфия

В составе каменноугольной системы выделено три отдела.

Нижний отдел залегает на породах девона. Из-за перерывов в осадконакоплении в разрезе отдела отсутствуют турнейский и нижняя часть визейского яруса. Визейский ярус начинается лишь с тульских отложений, сложенных глинами с прослоями известняков и песчаников. Над ними залегают глины алексинского горизонта, с верхней части которого начинается толща преимущественно карбонатных образований пермо-карбоновой толщи, содержащей залежь высоковязкой нефти. Нижний отдел завершается серпуховским ярусом, также представленным, в основном, известняками с тонкими прослоями глин.

Средний отдел представлен преимущественно карбонатными породами башкирского и московского яруса. Башкирский ярус сложен органогенными и органогенно-обломочными нефтенасыщенными известняками.

Верхний отдел представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками. Известняки нефтенасыщенны. Суммарные толщины отложений карбона достигают 870 м.

Отложения пермской системы характеризуются изменениями толщин от свода поднятия (160 м) к его периферийным частям (до 830 м и более). В составе системы выделено два отдела.

Нижний отдел разделяется на две части. Нижняя литологически представлена известняками ассельского и сакмарского ярусов, детритовыми, пористыми, часто рыхлыми, нефтенасыщенными. К указанным отложениям приурочена верхняя часть пермо-карбоновой залежи. Породы сакмарско-артинской толщи подвержены региональному размыву, вследствие чего на отдельных участках они полностью отсутствуют. Верхняя часть отдела служит условной покрышкой пермо-карбоновой залежи. Она сложена глинами, мергелями, известняками, песчаниками и алевролитами. Местами породы верхней пачки полностью размыты.

Верхний отдел сложен терригенными породами, которыми начинается мощная толща терригенной части чехла пермского возраста. Породы верхней перми представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Песчаники местами нефтенасыщенны. Наибольшие изменения толщин (от свода к крыльям) пермской системы связанны с верхним отделом (от 106 до 817 м).

Строение залежи. Пермо-карбоновая залежь приурочена к трещинно-кавернозно-поровым коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирских ярусов среднего карбона.

Среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы пород: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые; доломиты.

Залежь массивно-пластовая сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от 1288 м до 1350 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры. Контур нефтеносности в среднем на абсолютной отметке -1310 м. Размеры залежи составляют 16,0х9,6 км.

2.3 Характеристика продуктивных коллекторов

Трещиноватость. Изученный разрез пермо-карбоновой толщи характеризуется трещиноватостью и стилолитизацией. Трещины (открытые и заполненные минеральным веществом) преимущественно вертикальные, образуют две взаимно перпендикулярные системы. Иногда они группируются в три, а в отдельных интервалах - в четыре системы. Две взаимно перпендикулярные системы трещин являются сквозными для всего разреза. Протяжение этих трещин в то же время ограничивается контактами "слоев" породы. Названные трещины являются литотектоническими фоновыми, их плотность обусловлена вещественным составом и структурой пород данного разреза. Плотность литотектонических трещин одной системы составляет 10 - 15 1/м3 (в одном м3), а суммарная колеблется от 20 до 30 1/м3. Кремнистые и окремненные разности известняков характеризуются повышенной трещиноватостью.

Высокая проницаемость и значительные притоки связаны с пористо-кавернозными интервалами разреза. Трещиноватость же обеспечивает сообщаемость внутри резервуара и подток нефти в основные каналы фильтрации, каковыми, например, являются интервалы высокопористо-проницаемых пород литологических пачек 13 - 9. Такой коллектор классифицируется, как микронеоднородный, у которого основная масса нефтенасыщенных пород характеризуется изменчивой, в основном невысокой пористостью и преимущественно низкой поровой проницаемостью, но достаточно высокой повсеместной трещиноватостью, обеспечивающей подток флюидов в основные каналы фильтрации высокопористо-проницаемые интервалы разреза. Основная масса (80%) трещин приурочена к азимуту простирания 45 - 95о.

Пористость. Для выделения в разрезе пермо-карбоновой толщи во всех литологических пачках (13 - 0) нефтесодержащих пород-коллекторов принято за нижние граничные значения открытой пористости 10% для литологических пачек 13 - 9, 8 - 6 и 11% для пачек 5 - 4 и 3 - 0 при тепловом режиме разработки.

В пермо-карбоновой толще высокая (0,182) пористость коллекторов связана в основном с вторичными порами выщелачивания и диагенетической доломитизации - перекристаллизации размерами 0,1-1,0 мм, самой различной конфигурации, неравномерно располагающимися в породе чаще вблизи трещин и стилолитовых швов, сообщающимися между собой и с кавернами каналами и микротрещинами.

Газопроницаемость. За нижние граничные значения газопроницаемости принято 10-3 мкм2. Статистические ряды распределения карбонатных пород-коллекторов литологических пачек 13 - 9, 8 - 6, 5 - 4 и 3 - 0 по газопроницаемости при тепловом режиме разработки залежи одномодальны, близки между собой. Газопроницаемость изменяется от 0 до 10-1 мкм2, однако 80 - 82% случаев имеют проницаемость в пределах 10-3 - 10-1 мкм2. Породы-коллекторы литологических пачек 5-4 и 9-13 характеризуются наилучшими емкостными и фильтрационными свойствами.

Проницаемость пород-коллекторов по керну, характеризующаяся, в основном, как поровая проницаемость на порядок или два ниже, чем по данным гидродинамических исследований. Такое расхождение в проницаемости пород-коллекторов связано с наличием трещинной проницаемости в пласте, низким выносом кавернозных пород, а также значительным влиянием на данные гидродинамических исследований высокопроницаемых, высокопродуктивных прослоев малой толщины.

Нефтеводонасыщенность. Среднеарифметическое значение остаточной нефтенасыщенности пород коллекторов в керне в целом по залежи составляет 61%. Значение остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 16-44%. Начальная нефтенасыщенность по данным ГИС определялась по методу сопротивлений по установленным на керне петрофизическим зависимостям и в среднем колеблется по отдельным пачкам, в пределах 74-79%.

2.4 Состав и свойства нефти, газа и воды

По I объекту пермо-карбоновой залежи отобраны и исследованы 5 проб нефти. Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения 6,9 - 7,4 МПа, ниже пластового давления). Пластовая нефть характеризуется низким газосодержанием (21,8-24,2 м3/т), высокой вязкостью (610-680 мПа*с), высокой плотностью (932-934 кг/м3).

II объект разработки освещен исследованиями, проведенными по 5 скважинам. Давление насыщения изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (18,5-25,3 м3/т), высокой вязкостью (586 - 2024 мПа*с), высокой плотностью (923 - 945 кг/м3).

III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:

1.давление насыщения газом изменяется в пределах 4,1 - 9,5 МПа;

2.низкое газосодержание (17,6 - 26,0 м3/т);

3.высокая вязкость (344 - 1151,7 мПа*с);

4.высокая плотность пластовой нефти (925 - 960 кг/м3).

В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344,0 - 2024,0 мПа*с) среднее значение составило 669 мПа*с, с высоким значением плотности до 940 кг/см3 при пластовом давлении - 14,0 МПа, давление насыщения составляет 6,3 - 9,5 МПа, в среднем 7,51 МПа, то есть нефть значительно недонасыщена газом.

Нефть пермо-карбоновой залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м3/т, среднее значение составило 21,6 м3/т. Объемный коэффициент - 1,05 м3/м3.

Выделившийся из нефти газ - легкий, по всем объектам разработки, в основном, состоит из метана 87% . Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5%). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63%, соответственно. В скважине 1082, исследованной в конце 1992 года, обнаружен сероводород в количестве 0,53% моль. Основной причиной образования и прослеженного с годами разработки его увеличения, по-видимому, является разложение сероорганических соединений нефти при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

За период разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по I объекту были исследованы дегазированные нефти по 27 скважинам. Нефть характеризуется высокой плотностью (965-980 кг/см3), высокой динамической вязкостью 3490-8081 мПа*с при 20оС, при 50оС - 584,67 мПа*с.

По II объекту разработки исследованы 42 скважины. Дегазированная нефть характеризуется высокой плотностью (965 - 980 кг/м3), высокой вязкостью 1931 - 6217 мПа*с при 20 оС, при 50 оС - 239-529 мПа*с.

Дегазированная нефть III объекта, исследованная 47 скважинами, высоковязкая (3354-5255 Па*с*10-3), с высокой плотностью (952 - 977 кг/м3). Дегазированные нефти всех объектов тяжелые (965 - 980 кг/м3), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5% мас.), малопарафинистых (до 0,33% мас.), высокосмолистых (23,64% мас.), с низким содержанием бензиновых фракций.

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1 Характеристика технологических показателей разработки

Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:

· в работе находилось 540 добывающих скважин;

· 417 скважин находилось в бездействии и консервации в основном по причинам высокой обводненности и низкого пластового давления;

· 25 нагнетательных скважин находилось под закачкой пара;

· средний дебит одной скважины по нефти составил 7,8 т/сут, по жидкости - 41,6 т/сут;

· текущая добыча нефти равна 1,4 млн. т, накопленная - 47,4 млн. т нефти, что составляет 6,5% от геологических запасов;

· отобрано жидкости 126,5 млн. т, закачано теплоносителя 33,3 млн. т;

· обводненность добываемой продукции достигла 81,3%.

Анализ распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежи и сопоставление текущей нефтеотдачи с вовлеченными запасами, показал, что использование запасов достигло 70%. Таким образом, при сохранении системы разработки залежи на естественном режиме коэффициент нефтеотдачи не превысит 8,0-8,5%.

По состоянию на 01.01.04г. средневзвешенное пластовое давление в залежи, приведенное к ВНК, соответствует 10,7 МПа, что составляет 74,5% от первоначального уровня.

За 2003г. эффект от всех ГТМ без учета дополнительной добычи нефти от проведения ПЦО и площадной закачки пара оценивается в 103 тыс. т или 8,4% от общей годовой добычи нефти.

Самыми массовыми ГТМ в 2003 г. оказались:

· ввод в добычу скважин из бездействия и консервации (81 скв.);

· ограничение водопритоков по действующему и бездействующему фонду (66 скв).

В 2003г. наибольший эффект на 1 скважину был получен от проведения оптимизации работы добывающих скважин, который составил около 1,6 тыс. т/скв.

Можно предположить, что форсирование отборов жидкости по отдельным высокопродуктивным скважинам с достаточным запасам пластового давления позволяет временно интенсифицировать добычу нефти, в тоже время оптимизация работы скважин стимулирует кратное увеличение добычи попутной воды и, как правило, через год приводит к полному обводнению скважин.

Из бездействия и консервации в 2003г. было выведено 81 скважина, в том числе 51 с проведением ограничений водопритока. Средний дебит скважин, введенных без ограничения водопритока - 1,6 т/сут, с ОВП - 5,9 т/сут. Основное количество изоляционных работ проводилось с использованием ВУС. Анализ показал, что практически половина дополнительной добычи нефти получена из четверти обработанных скважин, расположенных преимущественно в зоне теплового воздействия и реагирующих на закачку пара. Средняя удельная эффективность изоляционных работ характеризуется дополнительной добычей нефти около 420 т на 1 скважину, продолжительность эффекта - 130 сут.

Во втором полугодии 2003г. были проведены опытные работы по применению микробиологического воздействия для снижения вязкости нефти в прискважинной области. Было проведено 6 биообработок, однако кратного снижения вязкости нефти сопоставимого со снижением при прогрева пласта добиться не удалось. По сравнению с другими видами ГТМ этот метод имеет наименьшую технологическую эффективность: дополнительная добыча нефти в среднем не превысила 200 т на 1 скважину, продолжительность эффекта - 40 сут.

3.2 Результаты опытно-промышленных работ по закачке пара в пласт

Технологическая схема разработки залежи предусматривает в качестве базовых технологий пароциклические обработки добывающих скважин и площадную закачку пара в пласт.

Пароциклические обработки (ПЦО) скважин на пермо-карбоновой залежи были начаты во второй половине 1992г. По состоянию на 01.01.04г. на пермо-карбоновой залежи проведено 177 ПЦО по 123 скважинам. За 11 лет на проведении ПЦО скважин было израсходовано 806,1 тыс. т. пара, что позволило дополнительно добыть 808,4 тыс. т. нефти.

В целом ПЦО скважин характеризуется высокой эффективностью и наилучшими технико-экономическими показателями по сравнению с другими применяемыми на пермо-карбоновой залежи геолого-техническими мероприятиями, а именно удельная дополнительная добыча нефти от проведения ПЦО составляет 4,6 тыс. т/скв., паронефтное отношение - 1,0 т/т.

Рост обводненности скважин пластовой водой в последние годы привел к снижению эффективности ПЦО. На основе анализа накопленных промысловых данных было установлено влияние основных геологических и технологических параметров таких, как неоднородность и продуктивность залежи, базовая обводненность, объем закачки пара и других на эффективность ПЦО. Это позволило разработать в 2003г. технологический регламент на ПЦО скважин, который определил критерии выбора скважин и рекомендовал комплекс геолого-технических мероприятий по приведению скважин в соответствии с необходимыми требованиями.

В результате реализации технологического регламента в 2004 г. эффективность ПЦО значительно повысилась. Так, в первом квартале 2004г. дополнительная добыча нефти на 1 ПЦО возросла с 17,3 до 29,8 т/сут.

Достижение проектной нефтеотдачи на пермо-карбоновой залежи может быть обеспечено при сочетании ПЦО добывающих скважин и площадной закачки пара в нагнетательные скважины.

Всего на 01.01.04 на пермо-карбоновой залежи через 43 нагнетательные скважины закачано 12642,9 тыс. т пара, суммарный объем дополнительной добычи нефти составил 3294,1 тыс. т, накопленное паронефтяное отношение - 3,8 т/т. В 2003г. общий объем площадной закачки пара по залежи составил 1,8 млн. т, в том числе на участке ПТВ-3 - 1,5 млн. т.

Опытный участок ПТВ-3 расположен в присводовой части пермо-карбоновой залежи. Площадь участка - 426 га, геологические запасы нефти - 56,5 млн. т. Всего на участке пробурено 193 скважины, в т.ч. 153 добывающих и 40 нагнетательных. С 1992 по 2003г. в площадную закачку пара было введено 26 элементов разработки, занимающих более 80% площади участка ПТВ-3.

Из рисунка видно, что до начала площадной закачки пара (1993г.) дебиты скважин по нефти в целом по участкам ПТВ-3 и естественного режима были близки, а по скважинам верхнего и нижнего объектов дебиты скважин участка естественного режима были существенно выше, чем по участку ПТВ-3. При этом обводнённость продукции по участку ПТВ-3 была значительного выше, чем по участку естественного режима, причём обводнённость скважин нижнего объекта по участку ПТВ-3 была больше на 10-15%. Это связано с тем, что участок ПТВ-3 находится в наиболее обводнённой зоне залежи. Здесь впервые на залежи ещё в 1985-1986г.г. было зафиксировано активное поступление подошвенной воды в районе скважин 3308, 3252, 425, 3248 расположенных в южной части ПТВ-3.

После начала площадной закачки пара на участке ПТВ-3 с 1994 по 2003гг., несмотря на низкие темпы закачки пара и отставание ввода в тепловое воздействие наиболее обводнённой южной части участка ПТВ-3, средние дебиты скважин участка ПТВ-3 по нефти были в 1,5-2 раза выше, чем по зоне естественного режима. Сопоставление дебитов скважин по объектам показывает, что наибольший рост дебитов нефти (до 25-27 т/сут) зафиксирован по скважинам верхнего объекта. Если до начала закачки пара на ПТВ-3 дебиты скважин верхнего объекта в зоне естественного режима были выше, чем по участку ПТВ-3, то, начиная с 1993г. по 2001г., дебиты скважин участка ПТВ-3 в 2-3 раза превышают дебиты скважин естественного режима. По нижнему объекту скважины участка ПТВ-3, по сравнению с естественным режимом, более эффективно работали лишь в течение 4-х лет (с 1995 по 1998гг.).

Основной причиной меньшей эффективности теплового воздействия по скважинам нижнего объекта по сравнению с верхним является высокая обводнённость добываемой продукции пластовой водой. Если по скважинам верхнего объекта средняя обводненность продукции в 2003 году была 73%, то по среднему объекту она достигла 86%, а по нижнему - 87%.

Одновременно с ростом дебитов скважин по нефти значительно снизился темп роста обводненности и в период с 1994 по 1998гг. обводненность продукции по ПТВ-3 была ниже, чем по участку естественного режима.

Некоторое увеличение дебитов скважин естественного режима с 1998г. с одновременным снижением обводненности и ее стабилизацией в последние годы разработки безусловно связано с распространением закачиваемого теплоносителя за пределы участка ПТВ-3.

Анализ, выполненный по отдельным реагирующим скважинам участка ПТВ-3, позволил ориентировочно выделить из общей добычи долю термической нефти, которая за весь период составила 1,9 млн. т. (82,6% от общей дополнительной добычи). Таким образом, благодаря применению тепловых методов нефтеотдача пласта на участке ПТВ-3 достигла 15,6%, что в 3 раза выше, чем по окружающим площадям, разрабатываемым без применения паротеплового воздействия. Прогнозный коэффициент нефтеотдачи пласта на участке ПТВ-3 за счет реализации созданной технологии оценивается в 28-30%.

Промысловые работы на участке ПТВ-3 показали, что длительная реализация традиционной технологии стационарной непрерывной закачки пара без проведения мероприятий по регулированию процесса в условиях крайне неоднородной залежи недостаточно эффективна, что связано с прорывами закачиваемого агента и обводнением реагирующих добывающих скважин пароконденсатом.

В связи с этим была разработана и испытана усовершенствованная технология площадной закачки пара, которая включает следующий комплекс технологических мероприятий:

· совместное использование циклической закачки пара и нестационарной работы добывающих скважин;

· периодическую закачку термогелей с целью выравнивания профилей приемистости и изоляции высокообводненных интервалов скважин;

· периодическую закачку азотсодержащих соединений с целью повышения эффективности вытеснения нефти.

Переход в мае 2003г. на усовершенствованную технологию паротеплового воздействия на пласт позволил к концу года увеличить дебиты скважин по нефти на опытном участке с 7,4 до 8,5 т/сут и дополнительно добыть 14,5 тыс. т. нефти.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ОПЫТНОГО УЧАСТКА ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Экономическая эффективность разработки месторождения определяется периодом окупаемости капитальных затрат и чистой прибылью, полученной предприятием за расчетный период.

Инвестиционный период начинается за год до начала эксплуатации залежи с применением паротеплового воздействия. Исходные данные для расчетов представлены в таблице 4.1.

Исходные данные для расчета

Таблица 4.1

№

Показатели

Значение

Единица измерения

1

цена на нефть

2500

руб./т.

2

ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ

НДС

20

%

на имущество

2

%

на прибыль

24

%

единый социальный налог

35,6

%

налог на добычу

16,5

%

НИОКР

4

%

3

Капитальные вложения

стоимость строит-ва нагнет. скв.

12480

тыс. руб./скв.

Промысловое обустройство:

парогенератор стационарный, (стоимость монтажа и обвязки 20%)

56160

тыс. руб./скв.

стоимость обвязки нагнет. скв.

574

тыс. руб./скв.

4

Эксплуатационные затраты

среднегодовая заработная плата

240

Тыс. руб./чел.

затраты на вспом. материалы

326,664

Тыс. руб./скв

сбор и транспорт нефти

74,25

руб./т. нефти

закачка пара

46

руб./т.

расходы на эл/энер по извл-ю нефти

39,31

руб./т. нефти

5

Дополнительные данные

норма амортизации

6,7

%

ставка дисконта

0,1

доли ед.

ликвидационный фонд

7

%

4.1 Капитальные затраты

При расчете капитальных затрат, ввиду большого срока давности, не учтены стоимость строительства добывающих скважин и промысловое обустройство при эксплуатации месторождения на естественном режиме.

Затраты на бурение (ЗБ):

ЗБ = N · С, (4.1)

где N - количество скважин;

С- стоимость бурения одной скважины, тыс. руб.

Промысловое обустройство (ПО).

Затраты на промысловое обустройство включают в себя: стоимость парогенераторов их монтажа и обвязки, обвязка устьев нагнетательных скважин.

Затраты на парогенераторы, их монтаж и обвязку

ЗП = СП · NП · 1.2, (4.2)

где NП - количество парогенераторов; СП - стоимость одного парогенератора, тыс. руб. Затраты на обвязку нагнетательных скважин

ЗНС = NСКВ · 574 тыс. руб./скв. (4.3)

Затраты на ликвидацию промысла (7% от суммарных капитальных затрат). Их мы можем рассчитать по формуле:

ЗЛ = ?КЗ · Л, (4.4)

где ?КЗ - капитальные затраты за весь расчётный период, млн. руб.; Л - доля затрат на ликвидацию промысла, %.

Капитальные затраты переходят в балансовую стоимость и рассчитываются по формуле:

КЗ = БС = Nскв · (ЗБ + ПО), (4.5)

где БС - балансовая стоимость.

Затраты на капитальное строительство по варианту в паротепловым воздей-ствием на пласт:

-Бурение нагнет. скв. 37440 тыс. руб.

Промышленное обустройство 203898 тыс. руб

4.2 Амортизационные отчисления

Амортизационные отчисления (АО) за год составляют 6.7% от балансовой стоимости:

АО = БС · 0,067, (4.6)

Остаточная стоимость (ОС) на каждый год рассчитываются по формуле:

ОС = БС - АО, (4.7)

Среднегодовая остаточная стоимость основных фондов (ОФсрi) рассчитывается по формуле:

ОФсрi = (ОСi-1 - ОСi)/2, (4.8)

В амортизационные отчисления также входят налоги рассчитываемые в пункте 4.4.2.

Расчет амортизационных отчислений по варианту с ПТВ на пласт приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Амортизационные отчисления при эксплуатации с воздействием на пласт

Год

Показатель

Амортизац. отчисления, тыс.

Сумма АО, тыс. руб.

Остаточная стоимость руб.

Ср. годовая стоимость ОПФ, тыс.

Налог на имущ-во

1992

16170

16170

225168

233253

4665

1993

16170

32339

208999

217084

4342

1994

16170

48509

192829

200914

4018

1995

16170

64679

17 6659

184744

3695

1996

16170

80848

160490

168575

3371

1997

16170

97018

144320

152405

3048

1998

16170

113188

128150

136235

2725

1999

16170

129357

111981

120066

2401

2000

16170

145527

95811

103896

2078

2001

16170

161696

79642

87726

1755

2002

16170

177866

63472

71557

1431

4.2 Амортизационные отчисления

Амортизационные отчисления (АОi) за год составляют 6.7% от балансовой стоимости:

АО = БС · 0,067, (4.6)

Остаточная стоимость (ОСi) на каждый год рассчитываются по формуле:

ОС = БС - АО, (4.7)

Среднегодовая остаточная стоимость основных фондов (ОФсрi) рассчитывается по формуле:

ОФсрi = (ОСi-1 - ОСi)/2, (4.8)

В амортизационные отчисления также входят налоги рассчитываемые в пункте 4.4.2.

Расчет амортизационных отчислений по варианту с ПТВ на пласт приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Амортизационные отчисления при эксплуатации с воздействием на пласт

Год

Показатель

Амортизац. отчисления, тыс. руб.

Сумма АО, тыс. руб.

Остаточная стоимость тыс. руб.

Ср. годовая стоимость ОПФ, тыс. руб.

Налог на имущ-во

1992

16170

16170

225168

233253

4665

1993

16170

32339

208999

217084

4342

1994

16170

48509

192829

200914

4018

1995

16170

64679

17 6659

184744

3695

1996

16170

80848

160490

168575

3371

1997

16170

97018

144320

152405

3048

1998

16170

113188

128150

136235

2725

1999

16170

129357

111981

120066

2401

2000

16170

145527

95811

103896

2078

2001

16170

161696

79642

87726

1755

2002

16170

177866

63472

71557

1431

4.3 Эксплуатационные затраты

В эксплуатационных расходах учтены следующие основные статьи затрат.

Прямые затраты (ПЗ) - топливо, энергию, вспомогательные материалы, которые рассчитываются по формулам:

а). Затраты на вспомогательные материалы (ЗВМ):

ЗВМ = 326,664 тыс. руб.·N, (4.9)

где N - количество скважин

б) Затраты на энергию (ЗЭ):

ЗЭ = 44,5 руб./т · Vн, (4.10)

где Vн - объем годовой добычи, т;

Каждую из добывающих скважин обслуживают 4 человека, парогенератор 3 человека. Годовая заработная плата каждого составляет 240 тыс. руб. Тогда фонд оплаты труда можно определить по формуле:

ФОТ = 4 · ЗП · NДОБ. СКВ + 3 · ЗП · NНАГ. СКВ, (4.11)

где NДОБ. СКВ. - число добывающих скважин;

NНАГ. СКВ - число нагнетательных скважин;

ЗП - годовая заработная плата одного человека, тыс. руб.;

Nскв - количество скважин.

Прочие прямые затраты рассчитываются по формуле:

ППЗ = (ФОТ + ЗВМ)*0,3, (4.12)

Транспортные расходы на внутренний рынок (ТР):

ТР = 74,25 руб./т · Vн, (4.13)

Затраты на закачку теплоносителя (ЗЗ):

ЗЗ = 46 руб./м3 ·Vт, (4.14)

где Vт - годовые объемы закачиваемого теплоносителя, м3.

В эксплуатационные затраты также входят налоги рассчитанные в пункте 4.4.1.

Расчет эксплуатационных затрат сведен в таблицы 4.4 и 4.5.

4.4 Налогообложение

4.4.1 Налоги, включаемые в себестоимость продукции

Единый социальный налог 35,6% от фонда оплаты труда (включены налог на социальное и медицинское страхование, отчисления в пенсионный фонд). Его можно рассчитать по формуле:

ЕСН = Сн · ФОТ, (4.15)

где Сн - ставка социального налога, %;

ФОТ - фонд оплаты труда, тыс. руб.

Отчисления на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) 4% от суммы всех текущих прямых затрат. Они рассчитываются по формуле:

НИОКР = СНР · У ПЗ, (4.16)

где СНР - ставка отчислений на НИОКР, %;

У ПЗ - сумма прямых затрат.

Таблица 4.4 Эксплуатационные затраты при эксплуатации участка на естественном режиме

Год

Вспомогат. материалы, тыс. руб.

Энергия, тыс. руб.

Ср. год з/пл, тыс. руб.

Проч. прям. затраты, тыс. руб.

Налоги включенные в себестоимость

Амортиз. отчислен., тыс. руб.

Всего затр. на добычу, тыс. руб.

Затраты на транспорт, тыс. руб.

Всего, тыс. руб.

ЕСН, тыс. руб.

НИОКР, тыс. руб.

на доб. тыс. руб.

всего, тыс. руб.

1992

10453

3013

30720

12352

10936

2262

31618

44816

0

101354

5692

107046

1993

10453

2712

30720

12352

10936

2249

28456

41642

0

97879

5123

103002

1994

10453

2410

30720

12352

10936

2237

25295

38468

0

94404

4554

98958

1995

10453

2181

30720

12352

10936

2228

22886

36050

0

91756

4120

95876

1996

10453

1951

30720

12352

10936

2219

20477

33632

0

89108

3686

92795

1997

10453

1750

30720

12352

10936

2211

18369

31516

0

86792

3307

90098

1998

10453

1550

30720

12352

10936

2203

16261

29400

0

84475

2927

87402

1999

10453

1406

30720

12352

10936

2197

14755

27889

0

82820

2656

85476

2000

10453

1263

30720

12352

10936

2192

13250

26377

0

81165

2385

83550

2001

10453

1148

30720

12352

10936

2187

12045

25168

0

79841

2168

82010

2002

10453

1033

30720

12352

10936

2182

10841

23959

0

78517

1952

80469

Таблица 4.5. Эксплуатационные затраты при эксплуатации участка с ПТВ воздействием

Годы

Вспомог. матер. тыс. руб.

Энергия, тыс. руб.

Ср. год. з/пл тыс. руб.

Проч. прям. затраты. тыс. руб.

Налоги включенные в себестоимость

Амортиз отчислен, тыс. руб.

Всего затр. на добычу, тыс. руб.

Затраты на закач. пара, тыс. руб.

Затраты на транспорт, тыс. руб.

Всего, тыс. руб.

ЕСН, тыс. руб.

НИОКР, тыс. руб.

на доб. тыс. руб.

всего, тыс. руб.

1992

10453

3013

32880

13000

11705

2374

31618

45697

16170

121213

3526

5692

130431

1993

10453

3817

32880

13000

11705

2406

40050

54161

16170

130480

8815

7210

146505

1994

10453

7289

32880

13000

11705

2545

76486

90736

16170

170528

8311

13769

192608

1995

10453

7246

32880

13000

11705

2543

76034

90283

16170

170031

10275

13688

193995

1996

10453

7777

32880

13000

11705

2564

81605

95875

16170

176154

10678

14691

201523

1997

10453

5998

32880

13000

11705

2493

62935

77134

16170

155634

11619

11330

178583

1998

10453

5352

32880

13000

11705

2467

56160

70332

16170

148187

7472

10110

165769

1999

10453

5481

32880

13000

11705

2473

57515

71693

16170

149677

6296

10354

166327

2000

10453

3429

32880

13000

11705

2390

35984

50080

16170

126012

8815

6478

141305

2001

10453

2812

32880

13000

11705

2366

29510

43581

16170

118896

5238

5313

129447

2002

10453

3845

32880

13000

11705

2407

40351

54463

16170

130811

5104

7264

143180

Налог на добычу начисляется в размере 16,5% от выручки и рассчитывается по формуле:

НД = В · Сд, (4.17)

где Сд - ставка налога на добычу, %.

4.4.2 Налоги, относимые на финансовый результат

Налог на имущество 2% от среднегодовой стоимости основных производственных фондов (ОФср) рассчитаем по формуле:

Ни = Си · ОФср, (4.18)

где Си - ставка налога на имущество, 2%.

Налог на прибыль составляет 24% от налогооблагаемой прибыли (НП) предприятия рассчитывается по формуле:

Нпр = Нп · ПН, (4.19)

где Нп - ставка налога на прибыль, %;

ПН - налогооблагаемая прибыль предприятия, тыс. руб.

Если предприятие терпит убыток, то налог на прибыль равен нулю.

Расчет налогообложения сведен в таблицы 4.6 и 4.7.

Таблица 4.6. Налогообложение при эксплуатации участка на естественном режиме

Год

ЕСН, тыс. руб.

НИОКР, тыс. руб.

Налог на добычу, тыс. руб.

НДС, тыс. руб.

Налог на имущ-во, тыс. руб.

Налог на прибыль, тыс. руб.

Итого, тыс. руб.

1992

10936

2262

31618

38325

0

20299

103440

1993

10936

2249

28456

34492,5

0

16671

92805

1994

10936

2237

25295

30660

0

13042

82170

1995

10936

2228

22886

27740

0

10278

74068

1996

10936

2219

20477

24820

0

7513

65965

1997

10936

2211

18369

22265

0

5094

58875

1998

10936

2203

16261

19710

0

2675

51786

1999

10936

2197

14755

17885

0

948

46721

2000

10936

2192

13250

16060

0

0

42437

2001

10936

2187

12045

14600

0

0

39768

2002

10936

2182

10841

13140

0

0

37099

Таблица 4.7. Налогообложение при эксплуатации участка с ПТВ воздействием

Год

ЕСН,

тыс. руб.

НИОКР,

тыс. руб.

Налог на

добычу,

тыс. руб.

НДС,

тыс. руб.

Налог на

имущ-во,

тыс. руб.

Налог на

прибыль,

тыс. руб.

Итого,

тыс. руб.

1992

11705

2374

31618

38325

4665

13567

102254

1993

11705

2406

40050

48545

4342

22051

129098

1994

11705

2545

76486

92710

4018

64062

251526

1995

11705

2543

76034

92162,5

3695

63150

249289

1996

11705

2564

81605

98915

3371

69523

267684

1997

11705

2493

62935

76285

3048

47951

204417

1998

11705

2467

56160

68072,5

2725

41249

182378

1999

11705

2473

57515

69715

2401

43163

186972

2000

11705

2390

35984

43617,5

2078

17929

113705

2001

11705

2366

29510

35770

1755

11436

92541

2002

11705

2407

40351

48910

1431

23985

128790

4.5 Выручка и прибыль предприятия

Выручка предприятия зависит от годовой добычи нефти, рассчитывается по формуле:

В= 2,5 ·Vн, (4.20)

где 2,5 - стоимость тонны нефти, тыс. руб.;

Vн - количество добытой за год нефти, т.

Налогооблагаемая прибыль (НПi) предприятия рассчитывается по формуле:

НП = В - ЭЗ - Ни (4.21)

Чистая прибыль (ЧП) от реализации рассчитывается по следующей формуле:

ЧП= НП - Нпр (4.22)

Расчеты выручки и прибыли предприятия по вариантам сведены в таблицы 4.8 и 4.9.

4.6 Денежные потоки

Чистый денежный поток вычисляется по формуле:

ЧДП = ЧП+АО-КЗ, (4.23)

где АО - амортизационные отчисления; КЗ - капитальные затраты.

Расчеты денежных потоков, а также прибыли предприятия представлены в таблицах 4.10 и 4.11.

Основные экономические показатели сведены в таблице 4.12.

Таблица 4.8. Выручка предприятия при эксплуатации участка на естественном режиме

Год

Выручка,

тыс. руб

НДС,

тыс. руб

ЭЗ с учет.

АО, тыс. руб.

Прибыль, тыс. руб.

Налог на

приб., тыс. руб.

Чистая

приб., тыс. руб.

Дисконтированная

чист. приб., тыс. руб.

Накопл ЧП,

тыс. руб.

1992

191625

38325

107046

84579

20299

64280

58436

58436

1993

172463

34493

103002

69461

16671

52790

43628

102064

1994

153300

30660

98958

54342

13042

41300

31029

133094

1995

138700

27740

95876

42824

10278

32546

22229

155323

1996

124100

24820

92795

31305

7513

23792

14773

170096

1997

111325

22265

90098

21227

5094

16132

9106

179202

1998

98550

19710

87402

11148

2675

8472

4348

183550

1999

89425

17885

85476

3949

948

3001

1400

184950

2000

80300

16060

83550

-3250

0

-3250

-1378

183571

2001

73000

14600

82010

-9010

0

-9010

-3474

180098

2002

65700

13140

80469

-14769

0

-14769

-5176

174921

Таблица 4.9. Выручка предприятия при эксплуатации участка с ПТВ воздействием

Год

Выручка,

тыс. руб.

НДС,

тыс. руб.

ЭЗ с учетом

АО, тыс. руб.

Налог на

имущество

тыс. руб.

Прибыль,

тыс. руб.

Налог на

прибыль,

тыс. руб.

Чистая

прибыль,

тыс. руб.

Дисконтированная

чистая прибыль.

Накопл.

ЧП,

тыс. руб.

1992

191625

38325

130431

4665

56529

13567

42962

39056

39056

1993

242725

48545

146505

4342

91878

22051

69828

57709

96765

1994

463550

92710

192608

4018

266924

64062

202862

152413

249178

1995

460813

92163

193995

3695

263123

63150

199973

136585

385763

1996

494575

98915

201523

3371

289680

69523

220157

136700

522463

1997

381425

76285

178583

3048

199794

47951

151844

85712

608175

1998

340363

68073

165769

2725

171869

41249

130620

67029

675204

1999

348575

69715

166327

2401

179847

43163

136684

63764

738967

2000

218088

43618

141305

2078

74704

17929

56775

24078

763046

2001

178850

35770

129447

1755

47648

11436

36212

13961

777007

2002

244550

48910

143180

1431

99939

23985

75954

26621

803629

Таблица 4.10. Денежные потоки предприятия при эксплуатации участка на естественном режиме

Год

ЧП,

тыс. руб.

Поступл.финансов,

тыс. руб.

ЧДП,

тыс. руб.

Накопл. ЧДП,

тыс. руб.

ДЧДП,

тыс. руб.

Накопл. ДЧДП,

тыс. руб.

Итого,

тыс. руб.

0

0

0

0

1992

64280

64280

64280

64280

53124

53124

1993

52790

52790

52790

117070

39662

92786

1994

41300

41300

41300

158370

28209

120994

1995

32546

32546

32546

190916

20209

141203

1996

23792

23792

23792

214708

13430

154633

1997

16132

16132

16132

230840

8278

162911

1998

8472

8472

8472

239313

3952

166864

1999

3001

3001

3001

242314

1273

168136

2000

-3250

-3250

-3250

239063

-1253

166883

2001

-9010

-9010

-9010

230054

-3158

163725

2002

-14769

-14769

-14769

215285

-4706

159019

159019

Таблица 4.11. Денежные потоки предприятия при эксплуатации участка с ПТВ воздействием

Год

ЧП,

тыс. руб.

Аморт.

отчисл,

тыс. руб.

Фин пост,

тыс. руб.

КЗ,

тыс. руб.

ЧДП,

тыс. руб.

Нак.ЧДП,

тыс. руб.

ДЧДП,

тыс. руб.

Нак

ДЧДП,

тыс. руб.

Итого,

тыс. руб.

1991

258231,66

-258232

-258232

-234756

-234756

1992

42962

16170

59132

59132

-199100

48869

-185887

1993

69828

16170

85997

85997

-113103

64611

-121276

1994

202862

16170

219032

219032

105929

149602

28325

1995

199973

16170

216143

216143

322072

134208

162533

1996

220157

16170

236327

236327

558398

133400

295934

1997

151844

16170

168013

168013

726412

86217

382151

1998

130620

16170

146790

146790

873202

68479

450630

1999

136684

16170

152853

152853

1026055

64825

515454

2000

56775

16170

72945

72945

1099000

28123

543578

2001

36212

16170

52382

52382

1151382

18360

561937

2002

75954

16170

92123

92123

1243505

29353

591291

591291

Таблица 4.12. Показатели экономической оценки вариантов разработки опытного участка пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

№ п/п

Показатель

Ед. изм.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены