Разработка месторождения Акинген

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 58,7 тыс.т достигается на второй год разработки, что составит 9,8% от начальных извлекаемых запасов.

Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 303,1 тыс.т, за 15 лет 324,3 тыс.т, за 20 лет 340,1 тыс.т, за весь проектный срок разработки 346,2 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 96,2%, КИН-0,271. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 325 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2019г) составит 328,5 тыс.т., с начала разработки 557,1 тыс.т, КИН - 0,263, выработка запасов составит 93,3%.

Вариант III.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 8,7 тыс.т достигается на первый год разработки, что составит 3,2% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 48 тыс.т, за 15 лет 69,1 тыс.т, за весь проектный срок разработки 92,9тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 88,5%, КИН - 0,216. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 120 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2020г) составит 79,0 тыс.т., с начала разработки 223,3 тыс.т., КИН - 0,203, выработка запасов составит 83,3%.

Объект II (апт- неокомский + I,II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 53,4 тыс.т достигается на третий год разработки, что составит 16,2% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за весь проектный срок разработки составит 257,6 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 103,9%, КИН - 0,337. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 280 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 59,7 тыс.т достигается на третий год разработки, что составит 10,0 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 336,9 тыс.т, за 15 лет 360,9 тыс.т, за весь проектный срок разработки 370,8 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 100,4%, КИН - 0,283. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 375 тыс.т.

Накопленная добыча с начала разработки за рентабельный срок (2020 г.) составит 599,4 тыс.т.

2.9.4 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 Акинген.

В таблице №2.7 приведено сопоставление утвержденных и расчетных технологических коэффициентов извлечения нефти из недр по вариантам разработки месторождения Акинген. В таблице приводятся расчетные значения, достигаемые за рентабельный период.

Из таблицы видно, что если по I объекту ни в одном варианте не достигается утвержденное значение КИН, то по II объекту расчетные значения КИН во 2 и 3 вариантах достигаю утвержденное значение КИН на седьмой год разработки при значительных годовых отборах нефти. Это говорит о том, что по данному объекту можно достичь более высокого значения КИН.

Таблица № 2.7. сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения нефти (кин) из недр

Объект	Категория запасов	КИН, утв. В ГКЗ РК, доли.ед	Варианты	Коэфф. вытеснения нефти	Расчетные коэффициенты, доли ед.
					Охвата вытеснением	охвата заводнением	КИН
I	С1	0,244	1 2 3	0,42 0,43 0,43	0,711 0,802 0,832	0,582 0,568 0,567	0,174 0,196 0,203
II	С1	0,324	1 2 3	0,67	0,979 0,987 0,966	0,484 0,483 0,520	0,318 0,320 0,337

2.9.5 Технологический расчет; Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке его нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный.

Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по следующему закону:

В период разбуривания месторождения

при где t₁ - продолжительность периода,

= 0.1368 м³/с²

В период стабилизации отбора жидкости из месторождения

при где t₂ - время окончания периода.

В период падения отбора жидкости из месторождения

при где t₃ - время окончания периода.

₁ = 0.1368 м³/с²

Решение

Радиальная фильтрация воды в неограниченной законтурной области (R r ) описывается дифференциальным уравнением упругого режима:

.

Решение этого уравнения, определяющее изменение контурного давления P_КОН(t) при переменном во времени отборе воды из законтурной области q_ЗВ = q_ЗВ(t) можно найти с помощью интеграла Дюамеля, которое для рассматриваемых периодов процесса разработки месторождения имеет вид:

а) , при ;

б) , при ;

в) ,

при

Здесь: , , - безразмерное время,

где t , t₁, t₂ [с],

- пьезопроводность водоносного пласта

.

Расчет на ЭВМ. Изменение контурного давления в течении 1, 3, 5 лет разработки месторождения. Расчет сделан в программе Excel.

№	Значения
	Ti, лет	J(Ti)
1	1	0,536
2	3	2,56
3	5	5,13
J(Ti)=0,5*Ti-0,178[1-1/(1+Ti)^2,81]+0,487[(1+Ti)In(1+Ti)-Ti]

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономический анализ проектных решений и выбор рекомендуемого к реализации варианта

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.

Стоимость большинства видов оборудования, установок и сооружений была определена на основе стоимости аналогов, рассчитанных ТОО «ЦТИ КазМунайГаз». Стоимость строительства скважин предоставлена Заказчиком.

При выполнении расчетов ТОО «ЦТИ КазМунайГаз», сметная стоимость строительства определялась согласно “Основным положениям по определению сметной стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений, составлению сводных сметных расчетов и договорным ценам на строительную продукцию в Республике Казахстан” (№5-3 от 28 мая 1996 года) в базисных ценах 1991 года в национальной валюте - тенге.

Рыночные цены предусматривают:

Налог на добавленную стоимость (НДС) - 15%

При расчете эксплуатационных затрат выделены две группы нормативов:

нормативы для расчета затрат на производство;

нормативы для расчета платежей в бюджет.

Для расчета нормативов производственных затрат проанализированы фактические эксплуатационные затраты по ОАО «ЭмбаМунайГаз» за 1999-2003 гг. Кроме того, для определения Нормативов использованы результаты технологических расчетов на проектный период.

В расчете участвуют нормативы нескольких видов, в зависимости от рода расходов:

Условно-постоянные:

на 1 скважину среднегодового действующего фонда;

на 1- го работника.

Условно-переменные:

- на 1 тонну добываемой жидкости;

- на 1 тонну жидкости добываемой механизированным способом;

- на 1 тонну добываемой попутной (пластовой) воды;

- на 1 тонну закачиваемой воды;

Удельный расход химреагентов определен по расходу на соответствующий технологический процесс:

в добыче нефти;

при подготовке нефти;

при сборе и внутри промысловом транспорте нефти;

при подготовке пластовой воды;

при подготовке воды из водозаборных скважин.

Нормативы затрат на химреагенты (ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, депрессанты и т.д.) и рассчитывались в граммах на одну единицу продукции соответствующего технологического процесса, например: грамм на тонну жидкости, поступающей на подготовку, или грамм на тонну пластовой воды и др.

При добыче нефти удельные затраты электроэнергии отнесены на добычу жидкости, полученную механизированным способом, в системе поддержания пластового давления удельные затраты отнесены - на 1м³ закачиваемой воды, в системе подготовки углеводородов - на 1 тонну добытой жидкости, добычу воды из водозаборных скважин - на м³ забранной воды и т.д.

Потребление электроэнергии на прочие нужды (в офисе, вахтовом поселке, освещение прожекторами на промысле, затраты вспомогательных служб и т.д.) принято в размере 2.0% от прямых затрат.

Для определения нормативов расходов углеводородов на собственные нужды, а также их потери на всех этапах производства: добыче, сборе, транспортировке и подготовке, также использованы и фактически сложившиеся уровни, и показатели технологических расчетов.

Проектирование налоговых обязательств, которые несет предприятие, существлялось по принятым в качестве нормативов ставкам налогов и других обязательных платежей. Величина нормативов определена в соответствии с заключенным Контрактом на недропользование.

В таблице №5.3 приведены коэффициенты инфляции/дефляции, которые были применены в расчетах. За срок начала инфляции принят конец 2003года.

Инфляционная ставка на изменение капитальных вложений, эксплуатационных затрат составляет 3% в год, а на цену нефти, затрат на транспорт нефти и газа - 2% в год.

При расчете нормативов приняты следующие курсы валюты:

1999 год - 119.65 тенге/$ США;

2000 год - 142.16 тенге/$ США;

2001 год - 146.73 тенге/$ США;

2002 год - 152.73 тенге/$ США;

На момент расчета- 145.0 тенге/$ США.

Для упрощения расчетов принято, что в течение проектного периода курс останется неизменным.

3.2 Экономические показатели вариантов разработки

В данном разделе приведен расчет экономической эффективности трех технологических вариантов Технологической схемы разработки месторождения Акинген, которое разрабатывается ОАО «ЭмбаМунайГаз», НГДУ «Кульсарынефть». 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 технологической схемы и является корректным.

Варианты отличаются системами разработки.

Экономическая часть Технологической схемы разработки рассчитана на основной срок разработки.

Первым годом реализации технологической схемы принят 2003 год.

В соответствии с маркетингом ОАО «ЭмбаМунайГаз», 22,0% нефти реализуется на местный рынок, 15% в ближнее зарубежье и 63% в дальнее зарубежье.

Цена нефти, принятая в технологической схеме, 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 на местном рынке установлена на уровне 75$/т., в ближнее зарубежье 105$/т., в дальнее зарубежье 155$/т. Базовый тариф на транспортировку нефти на внешний рынок (с НДС) принят в размере 33.1 $/т.

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. Инфляция для расчета стоимости капитальных вложений, и эксплуатационных затрат принята в средних пределах - 0,5-1% в год, а цен на нефть и газ и транспорт нефти в размере - 2% в год. За базу расчета инфляции/дефляции был принят 2003год. Так как год начала инфляции одинаков и для цен на продукцию, и на стоимость капитальных вложений и эксплуатационных затрат, то цены с учетом дефляции выступают, в данном случае, как неизменные цены.

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 ОАО «ЭмбаМунайГаз».

Расчет капитальных вложений проводился по следующим направлениям:

затраты на бурение новых добывающих скважин;

затраты на капитальный ремонт и зарезки вторых стволов;

затраты на ГИС;

обустройство новых добывающих и нагнетательных скважин;

выкидные нефтяные линии;

нефтегазосборные коллектора;

и другие объекты.

Капитальные вложения в бурение скважин определены в соответствии с объемом их бурения. Стоимость бурения одной скважины принята по данным ОАО «ЭмбаМунайГаз» в соответствии с глубиной бурения. По рекомендуемому 3 варианту эксплуатационный метраж 1 проектной добывающей скважины составит 1200,0 метров. Сметная стоимость одного метра проходки принималась в размере 486$ США с затрат на обустройство новых скважин, ГИС, выкидные линии и нефтегазосборные коллекторы. Бурение проектных эксплуатационных скважин по рекомендуемому варианту (III вар.) целесообразно пробурить силами СБП «КазМунайГаз-Бурение».

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.

Наименьший объем капитальных вложений потребуется для 1го варианта - 3424,2 тыс. долларов США (без учета НДС и в ценах с учетом инфляции). Для 2го и 3го вариантов он составит, соответственно, 4913,8 и 6316,4 тыс. долларов США.

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 и 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;

услуги банков;

аудиторские услуги;

правовое обслуживание;

обслуживание компьютерных сетей;

уборка помещений;

В общеадминистративные условно-постоянные расходы вошли следующие 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.

Эксплуатационные затраты, состоящие из прямых затрат на операционные и текущие расходы и налоги и отчисления, входящие в себестоимость продукции.

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 ОАО «ЭмбаМунайГаз»;

4.Среднегодовая заработная плата одного работника промышленно-производственного персонала принята в размере 963090,0 тенге (или 6642,0 долларов в год, включая ПНФЛ и 10% в НПФ);

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. Затраты на капитальный ремонт основных фондов приняты в размере 3-6% от остаточной стоимости основных фондов;

10.Прочие расходы приняты в размере 1-2 % от основных расходов и включают в себя цеховые и общепроизводственные расходы (которые, кроме всего прочего, учитывают затраты на охрану труда и технику безопасности, затраты на охрану окружающей природной среды);

11. 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.).

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 - 15% (в 2003 г. -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 - 20 % (в 2003г. -21%);

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

· платежи в дорожный фонд - 0.5% от совокупного годового дохода;

· налог на землю в размере 0.06 $/м² - в черте поселка и 1.96 $/га - Жылойский район;

· налог на водопользование в размере 10% от объема забираемой воды;

· 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.)- 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 23% от ФОТ (в 2003г.- 25%).

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.

Расходы относимые на себестоимость продукции включают в себя все эксплуатационные затраты, производимые непосредственно на промысле. Расходы периода в свою очередь включают в себя общепроизводственные и административные расходы.

Для определения добычи нефти используем формулу:

Вариант 1:

q - дебит скважины, 46,2 т/сут,

- число действующих скважин, 25 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

- коэффициент эксплуатации, К_э=0,8

46,2·25·345·0,8 = 318,1 тонн/год.

Вариант 2:

q - дебит скважины, 47,1 т/сут,

- число действующих скважин, 25 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

- коэффициент эксплуатации, К_э=0,8

47,1·25·345·0,8 = 324,9 тонн/год.

Вариант 3:

q - дебит скважины, 49,3 т/сут,

- число действующих скважин, 25 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

- коэффициент эксплуатации, К_э=0,8

49,3·25·345·0,8 = 370,8 тонн/год.

Изменение затрат по основной заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации.

ФОТ = Зарплата * Тарифный коэффициент * Количество месяцев * Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной зарплаты * Численность ППП.

Зарплата для АУП - 100 долларов США.

Зарплата для ППП - 70 долларов США.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,4.

Районный коэффициент составляет 1,1.

Количество месяцев - 12.

ФОТ_АУП = 100 · 7,94 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1,75 · 54 =.1386,6 тыс. долларов США

ФОТ_ППП = 80 · 1,8 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1 · 875 =.2097,7 тыс. долларов США

ФОТ=ФОТ_АУП + ФОТ_ППП = 3484,3 тыс. долларов США. (6.3)

Амортизационные отчисления на основные средства рассчитываются по формуле:

- норма годовых амортизационных отчислений, 10 %;

n - количество скважин, 32.

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации.

Вариант 1:

- первоначальная стоимость скважин, 224,5 тыс. долларов США;

Амортизационные отчисления по скважине начисляют по установленной норме 10 % от первоначальной стоимости скважин:

= (224500·32·10)/100 =718,4 тыс. долларов США

Вариант 2:

- первоначальная стоимость скважин, 230,3 тыс. долларов США;

= (230300·32·10)/100 =736,9 тыс. долларов США.

Вариант 3:

- первоначальная стоимость скважин, 234,5 тыс. долларов США;

= (234500·32·10)/100 =750,4 тыс. долларов США.

Отчисления работодателя на социальные страхования, пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31% от ФОТ, то есть

З_ор=ФОТ·0,31

З_ор=3484,3 ·0,31=1115,0 тыс. долларов США.

Определим сумму всех затрат по добыче:

Вариант 1:

затрат=16268,4+16,5+1327,5+3484,3+5640,0+863+283,9+10956,7+4456,9+1115,0+2624,9+50,8= 34672,9 тыс. $.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:

=34672900 /31800= 109 $.

Вариант 2:

затрат=16667,4+16,7+1427,8+3584,3+5890,2+990,4+285,3+11665,4+4484,3+1115,0+2706,2= 34017,03 тыс. $.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:

=34017030 /324900=104,7 $.

Вариант 3:

затрат=16265,8+16,2+1304,3+3484,3+5753,9+887,21+284,8+10772,6+4470,6+1115,0+2706,2+51,2= 37191,24 тыс. $.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:

=37191240 /370800= 100,3 $.

Услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями (услуги пуско-наладочных организаций, капремонта, связи и. т. п.), можно рассчитать по формуле:

удельные затраты по услугам производственного характера, выполненные сторонними организациями, $/тонну.

1) = 318100 · 0,3 = 95,430 тыс. $/тонну

2) = 324900 · 0,3 = 97,470 тыс. $/тонну

3) = 370800 · 0,3 = 111,240 тыс. $/тонну

Прочие услуги, выполненные сторонними организациями, (тарификация приборов, охрана, коммунальные услуги, текущий ремонт, обслуживание).

Рассчитываем по формуле:

 удельные затраты по прочим услугам, $/тонну

1) = 318100 · 4,7 = 1495,070 тыс. $/тонну.

2) = 324900 · 4,7 = 1527,030 тыс. $/тонну.

3) = 370800 · 4,7 = 1742,760 тыс. $/тонну.

Прочие затраты - это командировочные, охрана труда, канцелярские, почтово-телеграфные услуги, услуги сберкасс и т. д., которые можно рассчитать по формуле:

Зпр = ФОТ ·0,25

Зпр =3484,3 · 0,25 = 871,075 тыс. $.

Определим прибыль от реализации нефти по формуле:

(6.11)

где - фактическая реализация.

Вариант 1: П = 318100 · 155 = 49305,5 тыс. $.

Вариант 2: П = 324900 · 155 = 50359 тыс. $.

Вариант 3: П = 370800 · 155 = 57474 тыс. $.

Затраты на транспорт рассчитываются в зависимости от объема продаж.

З_тр=Q_пр*0.0095

Вариант 1: З_тр=Q_пр*0.0095=310900*0,0095=2953,55 тыс. $.

Вариант 2: З_тр=Q_пр*0.0095=338400*0,0095=3244,8 тыс. $.

Вариант 3: З_тр=Q_пр*0.0095=365500*0,0095=347225 тыс. $.

Налогооблагаемый доход равен доходу предприятия за вычетом всех материальных затрат.

Вариант 1: Д=П_ч-затрат=17560.4-34672.9=17112 тыс. $.

Вариант 2: Д=П_ч-затрат=18250.4-34017.030=15766.030 тыс. $.

Вариант 3: Д=П_ч-затрат=19149.3 - 371240=18041.940 тыс. $.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

· Налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке -20%, в соответствии с Контрактом на недропользование.

Вариант 1: НДС=17560.4*0,20=3512.08 тыс. $.

Вариант 2: НДС=18250.4*0,20=3650.08 тыс. $.

Вариант 3: НДС=19149.3*0,20= 3829.86 тыс. $.

· Корпоративный подоходный налог выплачивается по ставке 30% от налогооблагаемого дохода.

Вариант 1: 17112.5*0,3=5133.75 тыс. $.

Вариант 2: 15766.63 *0,3=4729.989 тыс. $.

Вариант 3: 18041.94 *0,3=5412.582 тыс. $.

· Налог на имущество - 1% от остаточной стоимости основных производственных и непроизводственных фондов (балансовая стоимость за вычетом износа оборудования).

Вариант 1: Налог на имущество= 17112.5*0,01=171.125 тыс. $.

Вариант 2: Налог на имущество= 15766.63 *0,01=157.666 тыс. $.

Вариант 3: Налог на имущество= 18041.94 *0,01=180.419 тыс. $.

Срок окупаемости капитальных вложений:

Вариант 1: Т_ок = П / К = = 4 года;

Вариант 2: Т_ок = П / К = = 3 года;

Вариант 3: Т_ок = П / К = = 4 года;

Коэффициент эффективности капитальных вложений:

Е=1/Т=1/4=0.25

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

Расчет потоков денежной наличности приведен в табличных приложениях (по вариантам).

геологический нефть газ скважина

Вывод

При анализе технико-экономических показателей и интегральных показателей видно что, наиболее эффективным является 3-ий вариант, который и рекомендуется к внедрению.

В результате произведенных расчетов экономической эффективности разработки месторождения II вариант оказался менее эффективным по отношению к III варианту, по которому получено максимальное значение накопленного потока наличности - 8820,6 тыс. US.

Таким образом, по экономическим показателям III вариант можно рекомендовать к реализации, как наиболее эффективный из рассмотренных вариантов за расчетный период.

От внедрения технологической схемы разработки месторождения Акинген по рекомендуемому варианту РК получит в виде налогов и отчислений - 10981,2 тыс. $, суммарный доход предприятия составит - 19149,3 тыс. $.

Размещено на Allbest.ru