17146720

20167884

20167884

6,67553

47

1985

31400

659600

691000

3052564

17806320

20858884

20858884

6,83323

48

1986

31300

632277

663577

3083864

18438597

21522461

21522461

6,97906

49

1987

30670

658047

688717

3114534

19096644

22211178

22211178

7,13146

50

1988

29740

673426

703166

3144274

19770070

22914344

22914344

7,28764

51

1989

27555

659886

687441

3171829

20429956

23601785

23601785

7,44106

52

1990

24420

638708

663128

3196249

21068664

24264913

24264913

7,59168

53

1991

23205

572731

595936

3219454

21641395

24860849

24860849

7,72207

54

1992

21055

489657

510712

3240509

22131052

25371561

25371561

7,82950

55

1993

18590

428381

446971

3259099

22559433

25818532

25818532

7,92198

56

1994

16635

478350

494985

3275734

23037783

26313517

26313517

8,03286

57

1995

16110

447941

464051

3291844

23485724

26777568

26777568

8,13452

58

1996

15500

393074

408574

3307344

23878798

27186142

27186142

8,21993

59

1997

15020

392756

407776

3322364

24271554

27593918

27593918

8,30551

60

1998

14255

361601

375856

3336619

24633155

27969774

27969774

8,38267

61

1999

14950

357515

372465

3351569

24990670

28342239

28342239

8,45641

62

2000

15870

304839

320709

3367439

25295509

28662948

28662948

8,51179

63

2001

15460

287316

302776

3382899

25582825

28965724

28965724

8,56240

64

2002

15050

243685

258735

3397949

25826510

29224459

29224459

8,60062

65

2003

14920

280515

295435

3412869

26107025

29519894

29519894

8,64958

66

2004

15720

273747

289467

3428589

26380772

29809361

29809361

8,69435

67

2005

15730

279808

295538

3444319

26660580

30104899

30104899

8,74045

68

2006

17308

300128

317436

3461627

26960708

30422335

30422335

8,78845

69

2007

15902

353476

369378

3477529

27314184

30791713

30791713

8,85448

70

2008

19376

314164

333540

3496905

27628348

31125253

31125253

8,90080

71

2009

21309

360092

381401

3518214

27988440

31506654

31506654

8,95530

72

2010

19076

374339

393415

3537290

28362779

31900069

31900069

9,01822

73

2011

18481

376946

395427

3555771

28739725

32295496

32295496

9,08256

Таблица 3.4. - Определение параметров для текущего примера по методу Сипачев-Посевич

Извлекаемые запасы	Примечание
Vн.извл.max	6 412 424,04	ВНФ-
Vн.извл.(fн)	5122653,537	19,11
Vн.извл.(fв)	5122653,537	Добыча Н-
Vж.пред.	103 035 098,78	5 122 653,54
Vв.пред.	97 912 445,24
Vн.извл.(ВНФ)	4 467 342,158
Остаточные запасы
Vн.ост.max	2 875 134,04
Vн.ост.(fн)	1585364
Vн.ост.(fв)	1585364
Vн.извл.(ВНФ)	930 052,16

Таблица 3.5 - Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки (Французский институт)

№		Годовая добыча.т	Накопленная добыча.т	x=Vн	y=Vж/Vн
	Годы	Нефть	Вода	Жидкость	Нефть	Вода	Жидкость
1	2	4	5	6	9	10	11	12	13
1	1939	1096	0	1096	1096	0	1096	1096	1,00000
2	1940	13559	1791	15350	14655	1791	16446	14655	1,12221
3	1941	35151	5616	40767	49806	7407	57213	49806	1,14872
4	1942	51942	6764	58706	101748	14171	115919	101748	1,13928
5	1943	54912	14903	69815	156660	29074	185734	156660	1,18559
6	1944	51699	26534	78233	208359	55608	263967	208359	1,26689
7	1945	63763	20265	84028	272122	75873	347995	272122	1,27882
8	1946	91414	26534	117948	363536	102407	465943	363536	1,28170
9	1947	119063	45368	164431	482599	147775	630374	482599	1,30621
10	1948	134470	89792	224262	617069	237567	854636	617069	1,38499
11	1949	150959	126910	277869	768028	364477	1132505	768028	1,47456
12	1950	129470	100235	229705	897498	464712	1362210	897498	1,51779
13	1951	57351	37319	94670	954849	502031	1456880	954849	1,52577
14	1952	66582	57437	124019	1021431	559468	1580899	1021431	1,54773
15	1953	67643	61004	128647	1089074	620472	1709546	1089074	1,56972
16	1954	91116	119002	210118	1180190	739474	1919664	1180190	1,62657
17	1955	115621	178404	294025	1295811	917878	2213689	1295811	1,70834
18	1956	101413	288185	389598	1397224	1206063	2603287	1397224	1,86319
19	1957	103904	373333	477237	1501128	1579396	3080524	1501128	2,05214
20	1958	97615	416608	514223	1598743	1996004	3594747	1598743	2,24848
21	1959	97824	427841	525665	1696567	2423845	4120412	1696567	2,42868
22	1960	89560	472518	562078	1786127	2896363	4682490	1786127	2,62159
23	1961	81516	387866	469382	1867643	3284229	5151872	1867643	2,75849
24	1962	76975	414812	491787	1944618	3699041	5643659	1944618	2,90219
25	1963	72472	406343	478815	2017090	4105384	6122474	2017090	3,03530
26	1964	66213	403169	469382	2083303	4508553	6591856	2083303	3,16414
27	1965	62803	459527	522330	2146106	4968080	7114186	2146106	3,31493
28	1966	59534	453949	513483	2205640	5422029	7627669	2205640	3,45826
29	1967	56963	499100	556063	2262603	5921129	8183732	2262603	3,61695
30	1968	58383	510079	568462	2320986	6431208	8752194	2320986	3,77089
31	1969	53720	521829	575549	2374706	6953037	9327743	2374706	3,92796
32	1970	53688	515262	568950	2428394	7468299	9896693	2428394	4,07541
33	1971	52931	543995	596926	2481325	8012294	10493619	2481325	4,22904
34	1972	49307	571987	621294	2530632	8584281	11114913	2530632	4,39215
35	1973	50792	639990	690782	2581424	9224271	11805695	2581424	4,57333
36	1974	48279	674791	723070	2629703	9899062	12528765	2629703	4,76433
37	1975	47822	776615	824437	2677525	10675677	13353202	2677525	4,98714
38	1976	42750	779032	821782	2720275	11454709	14174984	2720275	5,21086
39	1977	42410	735858	778268	2762685	12190567	14953252	2762685	5,41258
40	1978	41030	736194	777224	2803715	12926761	15730476	2803715	5,61058
41	1979	39445	760328	799773	2843160	13687089	16530249	2843160	5,81404
42	1980	37929	770341	808270	2881089	14457430	17338519	2881089	6,01804
43	1981	36330	676547	712877	2917419	15133977	18051396	2917419	6,18745
44	1982	35300	698667	733967	2952719	15832644	18785363	2952719	6,36206
45	1983	34810	642730	677540	2987529	16475374	19462903	2987529	6,51472
46	1984	33635	671346	704981	3021164	17146720	20167884	3021164	6,67553
47	1985	31400	659600	691000	3052564	17806320	20858884	3052564	6,83323
48	1986	31300	632277	663577	3083864	18438597	21522461	3083864	6,97906
49	1987	30670	658047	688717	3114534	19096644	22211178	3114534	7,13146
50	1988	29740	673426	703166	3144274	19770070	22914344	3144274	7,28764
51	1989	27555	659886	687441	3171829	20429956	23601785	3171829	7,44106
52	1990	24420	638708	663128	3196249	21068664	24264913	3196249	7,59168
53	1991	23205	572731	595936	3219454	21641395	24860849	3219454	7,72207
54	1992	21055	489657	510712	3240509	22131052	25371561	3240509	7,82950
55	1993	18590	428381	446971	3259099	22559433	25818532	3259099	7,92198
56	1994	16635	478350	494985	3275734	23037783	26313517	3275734	8,03286
57	1995	16110	447941	464051	3291844	23485724	26777568	3291844	8,13452
58	1996	15500	393074	408574	3307344	23878798	27186142	3307344	8,21993
59	1997	15020	392756	407776	3322364	24271554	27593918	3322364	8,30551
60	1998	14255	361601	375856	3336619	24633155	27969774	3336619	8,38267
61	1999	14950	357515	372465	3351569	24990670	28342239	3351569	8,45641
62	2000	15870	304839	320709	3367439	25295509	28662948	3367439	8,51179
63	2001	15460	287316	302776	3382899	25582825	28965724	3382899	8,56240
64	2002	15050	243685	258735	3397949	25826510	29224459	3397949	8,60062
65	2003	14920	280515	295435	3412869	26107025	29519894	3412869	8,64958
66	2004	15720	273747	289467	3428589	26380772	29809361	3428589	8,69435
67	2005	15730	279808	295538	3444319	26660580	30104899	3444319	8,74045
68	2006	17308	300128	317436	3461627	26960708	30422335	3461627	8,78845
69	2007	15902	353476	369378	3477529	27314184	30791713	3477529	8,85448
70	2008	19376	314164	333540	3496905	27628348	31125253	3496905	8,90080
71	2009	21309	360092	381401	3518214	27988440	31506654	3518214	8,95530
72	2010	19076	374339	393415	3537290	28362779	31900069	3537290	9,01822
73	2011	18481	376946	395427	3555771	28739725	32295496	3555771	9,08256

Таблица 3.6 - Определение параметров для текущего примера по методу Французский институт

Извлекаемые запасы	Примечание
Vн.извл.max		ВНФ-
Vн.извл.(fн)	16 887 651,720	48,19
Vн.извл.(fв)	16 887 651,720	Добыча Н-
Vж.пред.	830 693 437,10	16 887 651,72
Vв.пред.	813 805 785,38
Vн.извл.(ВНФ)	-30,341
Остаточные запасы
Vн.ост.max
Vн.ост.(fн)	13350362
Vн.ост.(fв)	13350362
Vн.извл.(ВНФ)	-3 537 320,34

После расчета все извлекаемы запасы по трем методам сравниваем для определения более реалистичного запаса (таблица 3.7) и рассчитываем остаточные запасы для уточнения времени эксплуатации месторождения.

Таблица 3.7 - Выбор реалистичного запаса по методам ХВ.

Метод	Извлекаемые запасы	Остаточные
		запасы
Назаров-Сипачев	Vн.извл.max	6080220,661	2 542 930,6614
	Vн.извл.(fн)	4960838,719	1 423 548,7187
	Vн.извл.(fв)	4960838,719	1 423 548,7187
Сипачев-Посевич	Vн.извл.max	6412424,043	2 875 134,0432
	Vн.извл.(fн)	5122653,537	1 585 363,5367
	Vн.извл.(fв)	5122653,537	1 585 363,5367
Фран. институт	Vн.извл.max	-	-
	Vн.извл.(fн)	16887651,72	13 350 361,7196
	Vн.извл.(fв)	16887651,72	13 350 361,7196

Зеленым отмечены те запасы, по которым был подсчитан среднее значение извлекаемого запаса, а красным отмечен сильно отличающийся по значению от двух других методов. Среднее значение извлекаемых запасов с учетом предельной обводненности 99% - 5041746,128 т.

Рисунок 3.3 - Определение коэффициентов "А" и "В" по методу Сипачева-Посевича.

Рисунок 3.4 - Определение коэффициентов "А" и "В" по методу Французского института.

Рисунок 3.5 - Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей



Из рисунка 3.5 видно, что методы Назаров-Сипачев и Сипачев-Посевич более близки по значению. Поэтому, для прогноза выбираем эти два метода (Назаров-Сипачев и Сипачев-Посевич).

3.2 Прогноз добычи нефти

Прогноз даст возможность наблюдения хода разработки, при этом прогноз сохранит текущее состояние разработки, т.е. не учитывается дальнейшие проводимые мероприятия для увеличения КИН, поддержания пластового давления и т.д. Чтоб произвести прогноз по 1-й группе необходимо нестационарный параметр с помощью, которого можно было опираться на него и выполнить подсчет прогноза до определенного периода или состояния (критическое точка разработки). Критической точкой разработкой называют, то понятие которое нецелесообразно продолжение разработки с экономической точки зрения и технологических показателей.

Стационарным параметром, принимаю годовую жидкость =395000 т. Годовую жидкость прибавим на накопленную жидкость для 2011 года получим накопленную жидкость для 2012 года. Для прогноза по формуле (2.1) метода Назарова-Сипачева находим . Придем квадратному трехчлену:

(3.1.)

Выполнив необходимые действия найдем корень

(3.2.)

По формуле (3.2) найдем накопленную нефть для 2012 года.

Годовая нефть находим разностью накопленной нефти за 2012 и 2011года.

Обводненность рассчитаем отношением годовой нефти на годовую жидкость.

Прогноз сделан до 2035 года при заданном стационарном параметре.

За весь период прогноза вычисления выполняются аналогичным путем.

Сводные данные приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Прогноз добычи пластовых флюидов по методу Назарова-Сипачева до 2035 г.

Год	Год. нефть	Год. жидкость	Обвод.	Накоп. нефть	Накоп. жид.
2012	19 299,00	395 000	95,11%	3 575 070,00	32 690 496
2013	18 884,72	395 000	95,22%	3 593 954,73	33 085 496
2014	18 615,36	395 000	95,29%	3 612 570,08	33 480 496
2015	18 351,43	395 000	95,35%	3 630 921,52	33 875 496
2016	18 092,82	395 000	95,42%	3 649 014,34	34 270 496
2017	17 839,38	395 000	95,48%	3 666 853,72	34 665 496
2018	17 590,98	395 000	95,55%	3 684 444,70	35 060 496
2019	17 347,50	395 000	95,61%	3 701 792,20	35 455 496
2020	17 108,81	395 000	95,67%	3 718 901,01	35 850 496
2021	16 874,80	395 000	95,73%	3 735 775,81	36 245 496
2022	16 645,35	395 000	95,79%	3 752 421,16	36 640 496
2023	16 420,34	395 000	95,84%	3 768 841,50	37 035 496
2024	16 199,68	395 000	95,90%	3 785 041,18	37 430 496
2025	15 983,25	395 000	95,95%	3 801 024,43	37 825 496
2026	15 770,94	395 000	96,01%	3 816 795,37	38 220 496
2027	15 562,67	395 000	96,06%	3 832 358,04	38 615 496
2028	15 358,34	395 000	96,11%	3 847 716,38	39 010 496
2029	15 157,84	395 000	96,16%	3 862 874,22	39 405 496
2030	14 961,09	395 000	96,21%	3 877 835,30	39 800 496
2031	14 768,00	395 000	96,26%	3 892 603,30	40 195 496
2032	14 578,48	395 000	96,31%	3 907 181,78	40 590 496
2033	14 392,45	395 000	96,36%	3 921 574,22	40 985 496
2034	14 209,82	395 000	96,40%	3 935 784,05	41 380 496
2035	14 030,53	395 000	96,45%	3 949 814,57	41 775 496

Стационарный параметр выделен зеленым цветом.

Для прогноза по методу Сипачева-Посевича, вычислим



(3.3)

Для определения остальных параметров необходимо выполнить аналогичные действия как в предыдущем примере. Все данные параметры приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9 - Прогноз добычи пластовых флюидов по методу Сипачева-Посевича до 2035 г.

Год	Год. нефть	Год. жидкость	Обвод.	Накоп. нефть.	Накоп. жид.
2012	19473	395 000	95,1%	3575244,257	32 690 496
2013	18985,846	395 000	95,2%	3594230,102	33 085 496
2014	18733,436	395 000	95,3%	3612963,538	33 480 496
2015	18486,026	395 000	95,3%	3631449,564	33 875 496
2016	18243,485	395 000	95,4%	3649693,050	34 270 496
2017	18005,687	395 000	95,4%	3667698,737	34 665 496
2018	17772,508	395 000	95,5%	3685471,245	35 060 496
2019	17543,829	395 000	95,6%	3703015,074	35 455 496
2020	17319,536	395 000	95,6%	3720334,610	35 850 496
2021	17099,517	395 000	95,7%	3737434,127	36 245 496
2022	16883,664	395 000	95,7%	3754317,791	36 640 496
2023	16671,872	395 000	95,8%	3770989,664	37 035 496
2024	16464,041	395 000	95,8%	3787453,705	37 430 496
2025	16260,072	395 000	95,9%	3803713,777	37 825 496
2026	16059,870	395 000	95,9%	3819773,646	38 220 496
2027	15863,343	395 000	96,0%	3835636,989	38 615 496
2028	15670,401	395 000	96,0%	3851307,390	39 010 496
2029	15480,958	395 000	96,1%	3866788,347	39 405 496
2030	15294,929	395 000	96,1%	3882083,277	39 800 496
2031	15112,234	395 000	96,2%	3897195,511	40 195 496
2032	14932,793	395 000	96,2%	3912128,304	40 590 496
2033	14756,529	395 000	96,3%	3926884,833	40 985 496
2034	14583,367	395 000	96,3%	3941468,200	41 380 496
2035	14413,236	395 000	96,4%	3955881,436	41 775 496

Стационарный параметр выделен зеленым цветом.



Глава 4. Экономическая часть проекта

4.1 Введение

Особенность сегодняшних экономических отношений в Узбекистане заключается в том, что уже в течение почти трех лет здесь осуществляются превентивные антикризисные меры, суть которых заключается не в финансовых вливаниях в деградирующие и неконкурентоспособные сферы, а в обеспечении условий для нормального функционирования реального сектора экономики.

Идет процесс активного наращивания капитализации банковской сферы, приняты и реализуются программы модернизации экономики, обеспечивающие позитивную трансформацию структуры инвестиций в направлении опережающего роста активной части основных производственных фондов.

Особое внимание уделяется наращиванию емкости внутреннего рынка путем стимулирования роста платежеспособного спроса. При этом внутренние меры антикризисного характера органично переплетаются с активной внешнеэкономической политикой, роль регулирующих механизмов которой многократно возросла в условиях мирового финансово-экономического кризиса.

Поэтому в Узбекистане основной акцент в этой сфере сделан на дальнейшее последовательное развитие экономических реформ, что уже приносит реальные результаты



Таблица 4.1 - Основные показатели социально-экономического развития Узбекистана за 2009 год, % к 2008 г. (информационное сообщение о заседании КМ РУз. УзА, 29.01.2010).

Показатель	Темпы роста
Валовый внутренний продукт	108,1
Объем промышленной продукции	109,0
Валовая продукция сельского хозяйства	105,7
Инвестиции в основной капитал	124,8
Розничный товарооборот	116,6
Платные услуги	112,9

Правительство Республики успешно работает над созданием благоприятных условий для привлечения всех форм иностранных инвестиций и поддерживает сотрудничество по приоритетным проектам. Приняты законодательные акты, благоприятствующие привлечению иностранного капитала, законодательно закреплены значительные льготы иностранным компаниям, изъявившим желание работать в отраслях ТЭК страны. Иностранным инвесторам, реализующим инвестиционные проекты на территории Узбекистана, гарантированы значительные льготы и стабильность условий соглашения. Разработана и внедрена система формирования инвестиционных предложений, главный принцип которой - снижение рисков потенциальных инвесторов. В результате созданных условий заинтересованность к вложению инвестиций в нефтегазовую отрасль Узбекистана проявил ряд нефтегазовых компаний мира. В нефтегазовом секторе экономики в настоящее время созданы и успешно функционируют 14 совместных предприятий. За последние два года объем прямых иностранных инвестиций резко возрос (рис. 4.1).



С одной стороны ясно, что всемерное развитие внешних связей - основополагающий фактор преодоления сложившихся кризисных противоречий в экономической сфере, с другой, что развитие международных экономических связей может происходить только при условии успешного функционирования самой отрасли при реализации всех ее внутренних резервов. Чем успешнее работает отрасль и комфортнее внутренние и внешние экономические среды предприятий, тем перспективнее и эффективнее все направления международного сотрудничества. При этом фундаментальным условием и доминантой международного сотрудничества является успешное развитие экономики предприятий отрасли - основополагающего принципа того, что нефтегазовая отрасль не собирается перекладывать свои проблемы на плечи иностранных партнеров.

В целом по нефтегазовой промышленности Узбекистана объем инвестиций в основной капитал за счет всех источников финансирования увеличился с 569,6 млн. долл. США в 2001 г. до 1395,7 в 2008 г., т.е. в 2,4 раза. Основная часть инвестиций направлялась на строительство новых предприятий, реконструкцию и расширение действующих (рис. 4.2). Растет и общая экономическая эффективность инвестиций в основной капитал (рис 4. 3).



Рис. 4.2. Доля инвестиций на строительство новых предприятий, реконструкцию и расширение действующих (расчеты авторов по данным отчетов НХК "Узбекнефтегаз")

Рис. 4.3. Общая экономическая эффективность инвестиций (расчеты авторов по данным отчетов НХК "Узбекнефтегаз")

Однако ни одно из названных ранее направлений само по себе не даст больших результатов. Только в комплексе достигается масштабный синергетический эффект и на каждом этапе просматривается одно или несколько приоритетных направлений. На сегодня таким приоритетом является совершенствование механизмов налогообложения предприятий отрасли. Дело в том, что наиболее узкое место в развитии добывающих предприятий отрасли - механизм взимания налогов, особенно за пользование недрами. Его размеры составляют более 80% полученной прибыли, т.е. за счет его уплаты в бюджет у предприятий сокращаются ресурсы для их саморазвития, что в свою очередь требует привлечения заемных средств, а это не только возврат долга, но и соответствующая уплата процентов.

Необходимость создания эффективной налоговой системы в минерально-сырьевом секторе становится все более насущной. Приток инвестиций в нефтегазовую отрасль все в большей степени зависит от эффективной налоговой политики, способной стимулировать экономическую деятельность, в том числе инвестиционную, создавать условия для воспроизводства природных ресурсов с учетом горно-геологических особенностей месторождений.

Наибольшую долю в структуре уплачиваемых налогов занимают ресурсные (49%), из которых основным является налог за пользование недрами (более 80% ресурсных). Этот налог является основным для недропользователей и оказывает наибольшее влияние на формирование финансовых показателей, так как учитывается в общих затратах и соответственно уменьшает прибыль добывающих предприятий (табл. 4.2).

Таблица 4.2 - Структура налогов и сборов, уплачиваемых предприятиями АК "Узнефтегаздобыча" в 2003-2008 гг., % (расчеты авторов по данным отчетов НХК "Узбекнефтегаз")

Вид налога	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Налоги и сборы, всего	100	100	100	100	100	100
НДС и акцизы	49,6	46,6	40,4	44,5	43,0	35,5
На прибыль	14,9	12,6	6,3	9,4	7,7	4,3
На имущество	8,7	11,7	5,8	6,8	6,7	8,8
Земельный	0,1	0,4	0,3	0,3	0,5	0,6
Экологический	1,6	2,1	0,001	0	0	0
За пользование недрами	16,9	18,8	42,6	30,2	35,8	32,0
На воду	0,4	0,1	0,01	0,1	0,1	0,1
Платежи в местный бюджет и прочие	7,9	7,6	4,6	6,6	6,2	18,7

На размер налога за пользование недрами влияют два фактора: стоимость добываемого сырья (цены) и ставки. Учитывая стратегическое значение продукции нефтегазовой отрасли, влияние ее стоимости на финансовое состояние других отраслей экономики, цены на углеводородное сырье для добывающих предприятий как монополистов регулируются государством. Ограничение роста цен на добываемые нефть, природный газ и конденсат обусловлено необходимостью сдерживания инфляционных процессов. Сдерживание же цен на добываемое предприятиями углеводородное сырье приводит к тому, что они не покрывают всех затрат по добыче и фиксируются на уровне, обеспечивающем лишь безубыточную работу. При создавшихся условиях добыча нефти практически для всех предприятий убыточна и эти убытки перекрываются прибылью от добычи газа. Такая практика регулирования цен не позволяет создавать финансовые ресурсы для обеспечения собственного развития. Особенно это важно для малорентабельных нефтедобывающих предприятий с трудноизвлекаемыми и падающими запасами углеводородного сырья.

За последние 6 лет доля ресурсных налогов, из которых порядка 80% составляет налог за пользование недрами, выручка от реализации возросла с 11 до 18%. По отношению к балансовой прибыли до уплаты налогов этот вид в 2003 г. составлял 59,4%, в 2006 г. - превышал его на 16%, а после снижения с 2007 г. ставок налога за пользование недрами - 72% полученной прибыли.

Построенная без учета специфики добычи углеводородов налоговая система затрудняет эксплуатацию низкорентабельных месторождений, которых в Узбекистане большинство. Создавая высокое налоговое бремя, система налогообложения лишает добывающие предприятия источников инвестиций и препятствует разработке новых запасов, что приводит к нерациональному использованию запасов нефти и газа и в итоге к ухудшению состояния сырьевой базы и безвозвратным потерям. Это касается как количественного (сокращение объема), так и качественного (рост доли трудноизвлекаемых запасов) показателей.



4.2 Содержание поставленной задачи по выбранному варианту

Вариант - 10

Данные варианта - 10 приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3. - добыча нефти по годам

Год	Добыча нефти по годам тыс. тонн	Год	Добыча нефти по годам тыс. тонн
1	100	9	230
2	140	10	230
3	160	11	220
4	190	12	210
5	230	13	205
6	230	14	195
7	230	15	180
8	230	Итог	2980

Основное содержание работы

1. Постановка вопроса.

Предприятие желает получить у Республики Узбекистан право на разработку нового месторождения нефти с утвержденными запасами.

Нужно определить выгоду сторон за определенный период разработки.

2. Основной метод решения вопроса.

2.1. Следует сначала определить физические объемы работ. Это значит, составить проект разработки месторождения по действующим нормативным документам, в котором определяются количество подлежащих бурению скважин, строительство промысловых сооружений, трубопроводов и т.д. Проект разработки будет являться документом, на основе которого составляются проектно-сметные документации на строительство всех подземных и наземных сооружений. В итоге можно будет конкретно узнать требуемые капитальные вложения.

Однако на стадии переговоров сторон можно будет пользоваться предварительными технико-экономическими обоснованиями (ПТЭО), где все приведенные физические и стоимостные показатели будут предварительными.

Требуемые объемы инвестиций на весь период разработки обозначим буквой К. Определенную часть инвестиций предприятие покрывает собственными средствами и на другую часть оформляет кредит коммерческого банка.

2.2. Из проекта разработки месторождения определяются годовые объемы добычи нефти (О). Как правило, в зависимости от геолого-технологических условий разработки, объем добычи нефти в первые 3-4 года будет постепенно увеличиваться, затем в течение 6-7 лет наблюдается период стабильной добычи, а затем медленно снижается и общее время добычи нефти составляет 35-40 и более лет.

Графически это будет выглядеть следующим образом:

2.3. Теперь следует определить экономические показатели. Для этого необходимо знать цену реализуемой нефти (Ц) без НДС и акциза. Зная ежегодный объем добываемой нефти (О) и цену реализации (Ц) можем определить сумму ежегодной выручки от реализации продукции (В):

В=ОхЦ

2.4. Далее необходимо определиться с затратами. Детально рассчитывать себестоимость продукции представляет собой определенные трудности. Здесь лучше пользоваться нормой рентабельности по валовой прибыли (Р) в процентах. Выражение (ВхР / 100) дает сумму валовой прибыли (П). Определив валовую прибыль, мы можем определить производственную себестоимость (С). Это делается:

В-П=С

2.5. Теперь нужно рассчитать расходы периода (R), включающие в себя административно-управленческие расходы по реализации и другие затраты непосредственно не связанные с производством продукции. Для этого целесообразно пользоваться нормой рентабельности по чистой прибыли (г) в процентах.

Выражение (О х г /100) даст сумму чистой прибыли (п) после уплаты всех налогов и отчислений.

Общую сумму налогов, платежей и отчислений из прибыли выражаем буквой Нно.Теперь можем расписать формулу всей цепочки от реализованной продукции до конечной чистой прибыли.

(ОхЦ)-С=П

(ОхЩ)- С- R-HHo=n

или П-R-HHo=n

Для определения доли сторон в выгоде от проекта нужно обязательно рассчитать суммы налогов.

1.Налог на прибыль

Объектом налогообложения является доход (прибыль), исчисленный как разница между совокупным доходом и вычетами, определенными в соответствии с Налоговым кодексом. Ставки налога ежегодно определяются Правительством Республики. На 2007 год ставка установлена в размере 10%.



Нпр=Пх10/100

2. Налог на недра

Объектом налогообложения является стоимость добываемой продукции. На 2007 год ставка налога установлена в размере 20%.

Ннедра=Вх20/100

3. Налог на имущество юридических лиц

Объектом налогообложения является среднегодовая остаточная стоимость основных средств и нематериальных активов. На 2007 год ставка налога установлена в размере 3,5%.

Ним=ФсгхЗ,5/100

4. Внебюджетный платеж в Пенсионный фонд

Объектом платежей является объем реализации продукции. На 2007 год ставка платежей установлена в размере 0,7%.

Бвне=Вх0,7/100

5. Внебюджетный платеж в Дорожный фонд

Объектом платежей является объем реализации продукции. На 2007 год ставка платежей для промышленных предприятий установлена в размере 1,5%.

Дф= Вх1,5/100

6. Единый социальный платеж

Объектом платежа является фонд оплаты труда. При этом различаются фонд оплаты труда производственного персонала и административно-управленческого персонала. На 2007 год ставка платежей установлена в размере 24%.

Еет=ФОТх24/100

7. Налог на инфраструктуру

Объектом налогообложения является прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты всех налогов. На 2007 год ставка налога установлена в размере 8%.

Нинф=(П-Н,) х8/100

Обязательные отчисления на развитие школьного образования

Объектом расчета отчислений является объем реализации продукции. На 2007 год ставка установлена в размере 1%.

Шр=Вх1/100

Существуют также налог на добавленную стоимость (НДС), акцизный налог, начисляемые по ежегодно устанавливаемым ставкам на объем реализуемой продукции. Во всех случаях по вышеуказанным налогам объем реализованной продукции принимается без НДС и акцизного налога.

Кроме того, в настоящее время действуют плата за воду, земельный налог, налог на потребление ГСМ и газа. В целях упрощения расчетов в настоящем пособии эти налоги и платежи не учитываются.

Теперь определим доли сторон в выгоде по проекту. Долю предприятия обозначим Дп и она сосредоточена в чистой прибыли (п).

Доля государства (Дг) состоит из нескольких составных частей, т.к. здесь, кроме его доли в чистой прибыли, также учитываются все виды налогов, платежей и отчислений, предусмотренных выше. Долю государства в чистой прибыли обозначим Дчп.

Тогда:

Дг=(Дчп+Нпр+Ннедра+Ним+Бвне+Дф+Есп+Нинф+Шр)

Общая поделенная между сторонами сумма составляет:

Д=Дп+Дг

Отсюда

- доля предприятия в % составит ДП=(Д-ДГ) /100

-доля государства в % составит Дг=(Д-Дп) / 100

4.3 Расчеты

Предприятие получило у Правительства право на разработку нефтяного месторождения на 15 лет. Согласно проекту разработки и предварительному технико-экономическому обоснованию на обустройство месторождения (включая строительство эксплуатационных скважин) необходимы инвестиции (К) 26 млрд. сум.

Предприятие имеет возможности профинансировать из собственных средств 10 млрд. сум по 2 млрд. сум в течении указанных 5 лет работы.

Согласно договору коммерческий банк выдает долгосрочный кредит 16 млрд. сум, в том числе в 1-м году - 4 млрд. сум, во 2-м году - 4 млрд. сум, в 3-м году - 4 млрд. сум, в 4-м году - 4 млрд. сум.

Согласно проекту разработки объем добычи нефти в течении указанного периода составит как выше указано в таблице 4.1.

Цена реализации нефти в 1-й год добычи составит 100 тыс. за тонну. При этом ежегодная инфляция в стране может составить в первые 5 лет по 7% в год, в 6-10 годы добычи по 6% в год, в 11-15 годы по 5% в год.

Тогда, цена реализуемой нефти может составить:

1 -й год добычи - 50 тыс. сум.

2-й год добычи - 50x1,07=53,5 тыс. сум

3-й год добычи - 53,5x1,07=57,2 тыс. сум

4-й год добычи- 57,2x1,07=61,3 тыс. сум

5-й год добычи - 61,3x1,07=65,5 тыс. сум

6-й год добычи -- 65,5x1,06=69,5 тыс. сум

7-й год добычи - 69,5x1,06=73,6 тыс. сум

8-й год добычи - 73,6x1,06=78,1 тыс. сум

9-й год добычи - 78,1 х 1,06=82,7 тыс. сум

10-й год добычи - 82,8х 1,06=87,7 тыс. сум

11-й год добычи-87,7x1,05=92,1 тыс. сум

12-й год добычи - 92,1x1,05=96,7 тыс. сум

13-й год добычи - 96,6х 1,05=101,5 тыс. сум

14-й год добычи- 104,4x1,05=106,6 тыс. сум

15-й год добычи- 109,6x1,05=111,9 тыс. сум.

Определим объем товарной продукции, которая полностью будет реализована ежегодно.

1-й год - 50 000x50 000=2500 000 000 сум

2-й год - 100 000x53 500=5350 000 000 сум

3-й год - 150 000x57 200=8580 000 000 сум

4-й год - 200 000x61 200=12240 000 000сум

5-й год - 220 000x65 500=14410 000 000 сум

6-й год - 250 000x69 500=17375 000 000 сум

7-й год - 250 000x73 600=18400 000 000 сум

8-й год - 250 000x78 100 =19525 000 000 сум

9-й год - 250 000x82 800=20700 000 000 сум

10-й год - 230 000x87 700=20171 000 000 сум

11-й год - 200 000x92 100=18420 000 000 сум

12-й год - 200 000x96 600=19320 000 000 сум

13-й год -180 000x104 400=18792 000 000 сум

14-й год - 160 000x109 600=17536 000 000 сум

15-йгод -130 000x115 100=14963 000 000 сум

Итого за 15 лет - 287 622 000 000 сум.

Предприятие решило обеспечить себе норму рентабельности по валовой прибыли 55%, а по чистой прибыли 20%. Таким образом, мы определим за все годы валовую прибыль:

(ВхР)/100=прибыль валовая

1-й год - 2500 млн. сум х 0,55=1375 млн.сум

2-й год - 5350 млн. сум х 0,55=2942,5 млн.сум

3-й год - 8580 млн. сум х 0,55=4719 млн.сум

4-й год -12240 млн. сум х 0,55=6732 млн.сум

5-й год -14410 млн. сум х 0,55=7925,5 млн.сум

6-й год - 17375 млн. сум х 0,55=9556,25 млн.сум

7-й год - 18400 млн. сум х 0,55=10120 млн.сум

8-й год -19525 млн. сум х 0,55=10738,75 млн.сум

9-й год - 20700 млн. сум х 0,55=11385 млн.сум

10-й год - 20171 млн. сум х 0,55=11094,05 млн.сум

11-й год - 18420 млн. сум х 0,55=10131 млн.сум

12-й год - 19320 млн. сум х 0,55=10626 млн.сум

13-й год -18792 млн. сум х 0,55=10335,6 млн.сум

14-й год - 17536 млн. сум х 0,55=9644,8 млн.сум

15-й год -14963 млн. сум х 0,55=8229,65 млн.сум

Итого за все 15 лет 158192,1 млн.сум.

Теперь определим чистую прибыль (ч) по формуле: (ВХч)/100

По вышеуказанному подходу чистая прибыль составит по годам

1-й год - 500 млн. сум

2-й год - 1070 млн. сум

3-й год -1716 млн. сум

4-й год -2448 млн. сум

5-й год - 2882 млн. сум

6-й год - 3475 млн. сум

7-й год - 3680 млн. сум

8-й год - 3905 млн. сум

9-й год - 4140 млн. сум

10-й год - 4034,2 млн. сум

11-й год - 3684 млн. сум

12-й год - 3864 млн. сум

13-й год - 3758,4 млн. сум

14-й год - 3507,2 млн. сум

15-йгод -2992,6 млн.сум

Итого за все 15 лет - 57524,4 млн.сум

Расчет налогов

1. Налог на прибыль

Ставка 10%

Таблица-4.4.

Год	Налогооблагаемая	Сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	2750	275,0
2	4120	412,0
3	5034	503,4
4	6406	640,6
5	8286	828,6
6	8792	879,2
7	9310	931,0
8	9880	988,0
9	10462	1046,2
10	11094	1109,4
11	11144	1114,4
12	11169	1116,9
13	11444	1144,4
14	11433	1143,3
15	11078	1107,8
итого			13240,0

2. Налог на имущество

Ставка 3,5%

Таблица-4.5.

год	среднегод. стоим.	сумма налога
	осн. Ф-ов, млн.сумм	млн. сумм
1		105
2	6000	210
3	15000	525
4	21000	735
5	24000	840
6	26000	910
7	26000	910
8	26000	910
9	26000	910
10	26000	910
11	26000	910
12	26000	910
13	26000	910
14	26000	910
15	26000	910
итого			11515

3. Налог на недраСтавка 20%



Таблица-4.6.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	5000	1000,0
2	7490	1498,0
3	9152	1830,4
4	11647	2329,4
5	15065	3013,0
6	15985	3197,0
7	16928	3385,6
8	17963	3592,6
9	19021	3804,2
10	20171	4034,2
11	20262	4052,4
12	20307	4061,4
13	20808	4161,5
14	20787	4157,4
15	20142	4028,4
итого			48145,5

4. Внебюджетный Пенсионный фонд Ставка 0,7%

Таблица-4.7.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	5000	35,0
2	7490	52,4
3	9152	64,1
4	11647	81,5
5	15065	105,5
6	15985	111,9
7	16928	118,5
8	17963	125,7
9	19021	133,1
10	20171	141,2
11	20262	141,8
12	20307	142,1
13	20808	145,7
14	20787	145,5
15	20142	141,0
итого			1685,1

5. Внебюджетный Дорожный фонд Ставка 1.5%

Таблица-4.8.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	5000	75,0
2	7490	112,4
3	9152	137,3
4	11647	174,7
5	15065	226,0
6	15985	239,8
7	16928	253,9
8	17963	269,4
9	19021	285,3
10	20171	302,6
11	20262	303,9
12	20307	304,6
13	20808	312,1
14	20787	311,8
15	20142	302,1
итого			3610,9

6. Единый социальный платеж Ставка 24% от Фонда оплаты труда (ФОТ)

Таблица-4.9.

год	ФОТ	соц.платеж
	млн. сумм	млн. сумм
1	250	60,0
2	375	89,9
3	458	109,8
4	582	139,8
5	753	180,8
6	799	191,8
7	846	203,1
8	898	215,6
9	951	228,3
10	1009	242,1
11	1013	243,1
12	1015	243,7
13	1040	249,7
14	1039	249,4
15	1007	241,7
итого			2888,7

Новое предприятие, исходя из своих возможностей и учитывая необходимость повышения ответственности и заинтересованности работников, решило из объема реализованной продукции 5% выделить в Фонд оплаты труда. Тогда ежегодный ФОТ и социальный налог выглядят следующим образом. Смотрите на таблице 6.

Потребность в кредите 16 млрд. сум. Коммерческий банк выдает данный кредит по 15% годовых. Причем, ежегодно выдает по 4 млрд. сум по отдельному договору со сроком погашения в течение 2 последующих лет. И льготным годом считается год выдачи кредита.

Таблица - 4.12.

Годы	Погашение млрд. сумм Выдача млрд. сум	1-й год	2-й год	3-й год	4-й год	5-й год	6-й год
1-й год	4	--	2	2	--	--	--
2-й год	4	--	--	2	2	--	--
3-й год	4	--	--	--	2	2	--
4-й год	4	--	--	--	--	2	2
итого	16	--	2	4	4	4	2

7. Налог на инфраструктуру

Ставка налога 8% от чистой прибыли



Таблица-4.10.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	750	60,0
2	1124	89,9
3	1373	109,8
4	1747	139,8
5	2260	180,8
6	2398	191,8
7	2539	203,1
8	2694	215,6
9	2853	228,3
10	3026	242,1
11	3039	243,1
12	3046	243,7
13	3121	249,7
14	3118	249,4
15	3021	241,7
итого			2888,7

8. Обязательное отчисление на развитие школьного образования Ставка 1% от объема реализации продукции

Таблица-4.11.

год	объем реализации	отчисления
	млн. сумм	млн. сумм
1	5000	50,0
2	7490	74,9
3	9152	91,5
4	11647	116,5
5	15065	150,7
6	15985	159,9
7	16928	169,3
8	17963	179,6
9	19021	190,2
10	20171	201,7
11	20262	202,6
12	20307	203,1
13	20808	208,1
14	20787	207,9
15	20142	201,4
итого			2407,3

Расчет процентов за кредит банка (млрд. сум)

Таблица-4.13.

	1-й кредитный год	2-й кредитный год	3-й кредитный год	4-й кредитный год	5-й кредитный год	6-й кредитный год
1-й кредит	(2Ч15):100=0,3	(4Ч15):100=0,6	(2Ч15):100=0,3	--	--	--
2-й кредит	--	(2Ч15):100=0,3	(4Ч15):100=0,6	(2Ч15):100=0,3	--	--
3-й кредит	--	--	(2Ч15):100=0,3	(4Ч15):100=0,6	(2Ч15):100=0,3	--
4-й кредит	--	--	--	(2Ч15):100=0,3	(4Ч15):100=0,6	(2Ч15):100=0,3
Итого % за кредит	0,3	0,9	1,2	1,2	0,9	0,3

Составляем сводную таблицу экономических показателей.

Сводная таблица экономических показателей

Таблица-11.

Годы	Инвестиции млн. сум	Объем добычи, тыс. тн	Объем реализован-ной продукции, млн. сум	Погашение кредита, млн. сум	Проценты за кредит, млн. сум	ФОТ млн.сум	Валовая прибыль млн.сум	Чистая прибыль млн. сум
	собств. средства	кредит
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11
1	2000	4000	--	--	--	300	--	--	--
2	2000	4000	100	5 000	2000	900	250	2 750,0	750,0
3	2000	4000	140	7 490	4000	1200	375	4 119,5	1 123,5
4	2000	4000	160	9 152	4000	1200	458	5 033,6	1 372,8
5	2000	--	190	11 647	4000	900	582	6 405,9	1 747,1
6	--	--	230	15 065	2000	300	753	8 285,8	2 259,8
7	--	--	230	15 985	--	--	799	8 791,8	2 397,8
8	--	--	230	16 928	--	--	846	9 310,4	2 539,2
9	--	--	230	17 963	--	--	898	9 879,7	2 694,5
10	--	--	230	19 021	--	--	951	10 461,6	2 853,2
11	--	--	230	20 171	--	--	1009	11 094,1	3 025,7
12	--	--	220	20 262	--	--	1013	11 144,1	3 039,3
13	--	--	210	20 307	--	--	1015	11 168,9	3 046,1
14	--	--	205	20 808	--	--	1040	11 444,1	3 121,1
15	--	--	195	20 787	--	--	1039	11 432,9	3 118,1
16	--	--	180	20 142	--	--	1007	11 078,1	3 021,3
итого	10000	16000	2980	240 728	16000	4800	12036	132 400,1	36 109,1

	Налоги, платежи и отчисления	Всего налогов и платежей млн.сум	В т.ч. относи-мые к прибыли млн.сум
	На прибыль	На имущество	На недра	Пенсион-ный фонд	Дорожный фонд	Единый социаль-ный	На инфра-структуру	Развитие школь-ного образования
	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1	--	--	--	--	--	--	--	--
2	275,0	105	1000,0	35,0	75,0	60,0	60,0	50,0
3	412,0	210	1498,0	52,4	112,4	89,9	89,9	74,9
4	503,4	525	1830,4	64,1	137,3	109,8	109,8	91,5
5	640,6	735	2329,4	81,5	174,7	139,8	139,8	116,5
6	828,6	840	3013,0	105,5	226,0	180,8	180,8	150,7
7	879,2	910	3197,0	111,9	239,8	191,8	191,8	159,9
8	931,0	910	3385,6	118,5	253,9	203,1	203,1	169,3
9	988,0	910	3592,6	125,7	269,4	215,6	215,6	179,6
10	1046,2	910	3804,2	133,1	285,3	228,3	228,3	190,2
11	1109,4	910	4034,2	141,2	302,6	242,1	242,1	201,7
12	1114,4	910	4052,4	141,8	303,9	243,1	243,1	202,6
13	1116,9	910	4061,4	142,1	304,6	243,7	243,7	203,1
14	1144,4	910	4161,5	145,7	312,1	249,7	249,7	208,1
15	1143,3	910	4157,4	145,5	311,8	249,4	249,4	207,9
16	1107,8	910	4028,4	141,0	302,1	241,7	241,7	201,4
итого	13240,0	16065	48145,5	1685,1	3610,9	2888,7	2888,7	2407,3	86381,6	83492,8

Результат расчетов

1. Валовая прибыль -- 132400,1

Из них платежи в бюджет, во внебюджетные фонды и отчисления -- 83492,8 млн. сум.

2. Чистая прибыль -- 36 109,1 млн. сум.

Из них возврат кредита и процентов за кредит -- 20800 млн. сум.

Остаток прибыли в распоряжении предприятия -- 15309,1 млн. сум.

3. Распределение полученной выгоды:

· Предприятие -- млн. сум.

· Правительство -- млн. сум.

Итого выгоды -- млн. сум.

Таким образом, в первые 15 лет разработки этого месторождения правительство получает 84,5% всех распределяемых денежных средств, а у предприятия остается 15,5% из них.



Глава 5. Охрана недр и окружающей среды

Известно, что одной из отраслей промышленности, ответственных за загрязнение окружающей среды, справедливо считается нефтяной. На всем пути от скважин до потребителя нефть - потенциальный загрязнитель. Атмосфера загрязняется в результате испарения нефти и нефтепродуктов, и выброса паров в резервуарных парках, при перевозках. Особенно большую опасность представляет загрязнение нефтью грунтовых вод и водоемов в результате сброса в пласт, в реки и озера неочищенных пластовых вод. Основными источниками загрязнения территории и водоемов на промыслах нефтью сточными водами являются следующие;

- устья скважин и прискважинные площади. Разлив нефти в этих пунктах возможен через не плотности в устьевых сальниках и при ремонтных работах на скважинах,

- мерники и трапы групповых и индивидуальных сборных установок,

- сборные участковые и промысловые резервуарные парки. Разлив нефти происходит обычно при спуске сточной воды из резервуаров, при полной очистке резервуаров от грязи и парафина, перелив нефти через верх резервуаров.

Территория промыслов может загрязняться нефтью также из-за не плотностей в промысловых нефтепроводах (утечки через сальники, задвижек, фланцевые соединения, свищи в теле трубы и др.).

Сточная вола нефтепромыслов часто содержит нефть. Кроме того, она сильно минерализована, поэтому выпуск ее в водоемы приводит к постепенному увеличению минерализации воды и отравление водоемов.

Необходимо применять конструкцию скважин, исключающую переток пластовых флюидов. В процессе испытания и эксплуатации скважин производить установку цементных мостов.

В случае ликвидации скважин над верхним интервалом перфорации продуктивного пласта установить цементный мост высотой не менее 50 м.

Охрана недр и окружающей среды представляет собой комплекс требований и научно-технических мероприятий в процессе поисков, разведки и разборки месторождения, направленных на рациональное извлечение, использование полезных ископаемых. Для месторождения Кокайты одной из основных задач охраны окружающей среды является решение вопроса о попутно добываемой воде, закачка ее обратно в продуктивные горизонты, в качестве нагнетательных скважин можно использовать скважины как за контуром нефтеносности, так и внутри контура нефтеносности.



Заключение

Месторождение Кокайты разрабатывается с 1939 года и находится на четвертой стадии разработки. Ее обводненность довольно высокая. Пластовое давление за весь период разработки очень снизилось до незначительного значения.

С 1994 года по сегодняшние дни для поддержания пластового давление закачивают воду и отбор производят форсированный.

Для целесообразности дальнейшей работы, необходимо было произвести пересчет запасов по характеристике вытеснения.

При этом для расчета остаточного или извлекаемого запаса с помощью характеристик вытеснения я выбрал три метода. Это метод Назарова-Сипачева, метод Сипачева-Посевича и метод Французского института. Потому что эти методы из первой группы (кривые обводнения) и очень подходит для высоко обводненных месторождений. Одно из положительных сторон этих методов, они не реагируют на внешние воздействия, т.е. в нашем случаи это будет закачка воды для поддержания пластового давления.

Рассчитав, извлекаемые запасы по этим трем методам, я рекомендую выбрать метод Назарова-Сипачева и метод Сипачева-Посевича т.к. они очень близки по значению, а метод Французского института довольно резко отличается от выше сказанных методов.

Прогноз можно сделать разными способами, но в нашем случаи мы должны учесть и закачку воды, поэтому для этого я выбираю стационарным параметром годовую жидкость. При этом мы сохраним среднее значение в год и закономерность обводненности.

Прогноз сделан до 2035 года при крайней обводненности 99%.



Список использованной литературы

1. Геологический отчет по разработке и эксплуатации нефтяных местрождений, Джаркурганнефть 2001 год.

2. Х.М. Тургунов Сбор и обобщение геолого-промысловой информации, Узлитинефтьгаз 2006г.

3. М.М. Иванова, А.Ф. Дементьев, И.П. Чаловский Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа-М: Недра 1985г. 421с.

4. А.Р. Ходжаев, А.М. Акрамходжаев, А.Г. Бабаев, Ш.Д. Давлятов, П.К. Азимов, А. Маденов Нефтяные и газовые месторождения Узбекистана часть II - Т: Фан УзССР 1974 г.

5. Н.Г. Середа, В.М. Муравьев Основы нефтяного и газового дела - М: Недра 1980 г.

6. А.Х. Мирзаджанзаде, В.М. Хасанов, Р.К. Бахтизин Моделирование процессов нефтедобычи - М: Ижевск 2004 г.

7. Р.Х. Муслимов Современные методы повышения нефтиотдачи и извлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности - Казань: Фан 2005 г, 688 с.

8. В.А. Савельев, М.А. Гокарев, А.С. Чинаров Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск 2008г.

9. www.oilforum.ru

10. www.oil-gas.ru

11. www.neft-gas.ru

12. www.rosneft.ru

13. www.ziyonet.uz

Размещено на Allbest.ru