Геолого-економічне обґрунтування доцільності ведення експлуатаційних витрат на розробку родовища

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЗМІСТ

Вступ

1. Загальна характеристика та геологічна будова об'єкта дослідження

1.1 Географо-економічна характеристика району досліджень

1.2 Загальні риси геологічної будови родовища

1.2.1 Стратиграфія

1.2.2 Тектонічна будова

1.3 Газоносність і стан запасів родовища

1.4 Коротка історія розробки родовища

2. Теоретичні основи геолого-економічної оцінки запасів та ресурсів газу

2.1 Методика подальших геологорозвідувальних робіт на Кегичівському родовищі та проектні технологічні показники

2.2 Теоретично-методичні основи ГЕО

3. Економічна оцінка геологорозвідувальних робіт на газ та конденсат

3.1 Обґрунтування капітальних вкладень у ГРР

3.2 Визначення експлуатаційних витрат на розробку родовища

3.3 Визначення показників економічної ефективності інвестицій

Висновки

Список використаної літератури



ВСТУП

Неефективна та затратна економіка України, технологічно відстале виробництво, недосконалі механізми господарського управління, інерція мислення керівників підприємств та багато інших факторів вимагають докорінної перебудови всієї господарської системи держави як на макро- так і на мікрорівнях.

Геолого-економічна оцінка нафтогазорозвідувальнпх робіт проводиться з метою визначення ефективності виробничих процесів на геологорозвідувальних роботах, а також прогнозування промислового значення їх результатів. Така оцінка може здійснюватися на замовлення державних органів управління, надкористувачів, геологорозвідувальних підприємств для вирішення таких задач:

- обгрунтування доцільності та черговості проведення геологорозвідувальних робіт;

- поділу запасів і ресурсів за їх промисловим значенням;

- обгрунтування черговості введення розвідувальних родовищ в розробку;

- формування статутних фондів підприємств для спільної розробки родовищ нафти і газу;

- визначення частки майна при спільній інвестиційній діяльності;

- визначення орендної плати за користування родовищами, покладами, нафтовим і газовими свердловинами;

- визначення вартості геологічної інформації тощо.

Геолого - економічній оцінці виділяють дві складові: геологічну і економічну.

Геологічною складовою є обґрунтування очікуваних геологічних результатів ГРР і розробка багатоваріантного сценарію проведення пошуково розвідувальних робіт та розробка промислових скупчень нафти і газу.

Економічною складовою є розрахунки для визначення фінансового результату інвестицій в реалізацію вибраного варіанта проведення ГРР.

Геолого - економічній оцінці підлягають результати

- геологорозвідувальних робіт, що вже отримані, і ті. що очікується отримати внаслідок виконання

- проектного обсягу конкретних робіт. Така оцінка виконується з детальністю, що залежить від стадії нафтогазорозвідувальних робіт, тобто ступеня геологічної вивченості об'єкта робіт.

Метою даної курсової роботи є засвоєння навиків з виконання геолого-економічного обґрунтування доцільності ведення експлуатаційних витрат на розробку родовища.

Основні завдання курсового проекту зведені до наступних:

- зібрати та провести аналіз фондових та літературних матеріалів з району досліджень;

- обґрунтувати систему техніко-економічних показників для проведення геолого-економічної оцінки родовища нафти і газу;

- розрахувати капітальні вкладення у розробку родовища нафти і газу;

- розрахувати експлуатаційні витрати на видобуток нафти і розчиненого газу;

- розрахувати собівартість та рентабельність продукції;

- розрахувати грошові потоки, включаючи врахування фактору часу (дисконтування);

- розрахувати термін окупності інвестицій у розробку родовища нафти і газу;

- визначити величину податків і відрахувань у бюджет.



1. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТА ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА КЕГИЧІВСЬКОГО РОДОВИЩА

1.1 ГЕОГРАФО-ЕКОНОМІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ДОСЛІДЖЕНЬ

Кегичівське родовище розташоване в Кегичівському районі Харківської області на відстані 35 км від м Красноград.

У легкій промисловості виділялись такі виробництва, як хутрове, переробки вовни, текстильне, швейне та трикотажне.

Багато зусиль трудящі Харківщини доклали до створення інфраструктури, а особливо транспортного забеспечення міст і селищ. Споруджується і експлуатується (три лінії) метрополітен. Міста і селища зв'язуються новими маршрутами залізничного і автобусного руху. Високу потужність має Харківський аеропорт.

Сьогодні, Харківщина - одна з найбільш індустріально розвинених областей України. В структурі промислового виробництва переважають машинобудування та металообробка, електроенергетика, паливна та харчова промисловості.

У сільськогосподарському секторі області 2,391 млн. гектарів угідь, серед яких 1,952 млн. гектарів займають орні землі. У рослинництві переважає вирощування зернових культур, у тому числі кукурудзи, а також цукрових буряків і соняшнику. В тваринництві розвинене м'ясо-молочне скотарство, свинарство, птахівництво.

Харчову та переробну промисловості представляють 18 галузей, найважливіші з яких - м'ясна, молочна, цукрова, борошномельне-круп'яна.У загальному обсязі валової продукції області 44% займають особисті господарства громадян і фермерські господарства.Харківщина є батьківщиною багатьох фундаментальних наукових досліджень. В Харкові уперше було розщеплено атом, досліджено природу надпровідності, створено перший радіотелескоп, розроблено основи теорії коливань у плазмі, процесів розсіювання повільних нейтронів у кристалах. Тут були створені школи танко- і тракторобудування, турбобудування.

Північно-Східний район багатий на різноманітні корисні копалини. Із паливно-енергетичних ресурсів тут є природний газ, що виявлений в усіх областях району, але основні промислові запаси зосереджені в Харківській області (Шебелинківське, Хрестищенське, Кегичівське, Мелехівське, Єфремівське та інші родовища).

У Північно-Східному економічному районі знаходиться 47 міст, у тому числі 19 обласного підпорядкування та 102 містечка, з яких половина розташована у Харківській області. Пересічна людність міського поселення в регіоні складала 27197, що є більшим на 13% від аналогічного показника в Україні.

1.2 ЗАГАЛЬНІ РИСИ ГЕОЛОГІЧНОЇХ БУДОВИ РОДОВИЩА

1.2.1 СТРАТИГРАФІЯ

Залягаючий на кристалічному фундаменті комплекс осадових порід, які приймають участь в геологічній будові Кегичівського родовища, представлений палеозойськими, мезозойськими та кайнозойськими відкладами. Даних про будову кристалічного фундаменту дуже мало. По сейсмічних дослідженнях він залягає на глибині близько 15 км.

Палеозойська група.

Палеозойська група представлена відкладами девонської, кам'яновугільної та пермської систем. Так як відклади девонської системи не будуть розкриті на площі проектних робіт, опис їх не проводиться.

Кам'яновугільна система (С).

Відклади кам'яновугільної системи представлені нижнім, середнім та верхнім відділами.

Нижній відділ (С1).

В складі нижнього відділу виділяються турнейський, візейський та серпухівський яруси.

Турнейський ярус (С1t).

По літології в турнейських відкладах виділені піщана (С1tа), карбонатна (С1tb) та піщано-карбонатна товщі (С1tc-d).

Піщана товща (С1tа) представлена пісковиками від світло- до темно-зелено-сірих, різнозернистими, кварцевими, глинистими, міцносцементованими, тріщинуватими з прошарками алевролітів та аргілітів темно-сірих та сірих слюдистих, вапняків сірих кристалічних. Товщина пластів пісковиків від десятих долей метра до 10 м. Пористість пісковиків 1-12%, проникність 0-200 мД. Загальна товщина піщаної товщі 90-500 м.

Карбонатна товща (С1tb) неузгоджено залягає на відкладах (С1tа). Представлена в основному вапняками тріщинуватими, часто тріщини виповнені кальцитом; в нижній частині з прошарками карбонатних дрібнозернистих пісковиків та алевролітів, в верхній та середній частині з прошарками карбонатних дрібнозернистих пісковиків та алевролітів, аргілітів. Пористість вапняків може бути 4-8%. Товщина карбонатної товщі до 500 м.

Піщано-карбонатна товща (С1tc-d) розвинута невсюди. Складена вона аргілітами з прошарками пісковиків, вапняків, алевролітів.Товщина 0-200 м.

Загальна товщина турнейських відкладів до 1200 м.

Візейський ярус (С1v)

Залягають візейські відклади на підстилаючихнеузгоджено. Ярус ділиться на нижньо та верхньовізейськіпід'яруси.

Нижньовізейськийпід'ярус (С1v1) розкритий в об'мі ХІІІ та ХІVмікрофауністичних горизонтів ДДЗ.

Літологічний під'ярус представлений двома товщами: нижня - переважно карбонатна, прибережно-морська складає літологічну пачку В-26; верхня - глиниста з прошарками алевролітів та пісковиків, утворена в віддаленій зануреній зоні шельфу та складає літологічні пачки В-25 та В-24.

Літологічна пачка В-26 представлена різнозернистими пісковиками.

Літологічні пачки В-25 та В-24 представлені аргілітами та алевролітами з шарами пісковиків, товщиною 5-10 м. Пісковики сірі та темносірі, переважно дрібнозернисті, літологічно не витримані на площі. Товщина нижньовізейських відкладів близько 800 м.

Верхньовізейськийпід'ярус (С1v2). В межах ярусу виділені ХІІ а, ХІІ та ХІ мікрофауністичні горизонти ДДЗ.

ХІІ а мікрофауністичний горизонт складений пісковиками, алевролітами, аргілітами та рідкими прошарками вапняків.

Пісковики в розрізі горизонту малопомітні, вони світло-сірі та сірі, середньо-дрібнозернисті, кварцеві, хвилястошаруваті, щільні з дрібним вугільним детритом.

Пісковики та алевроліти складають літологічні пачки В-21, В-22, В-23. Літологічні пачки В-23-22 представлені глинами, що чергуються з пісковиком (5-8 м), алевролітами та аргілітами. Шари пісковиків мають лінзовидний характер, часто заміщаються аргілітами та алевролітами.

Товщина відкладів 180-200 м .

ХІІ мікрофауністичний горизонт складений пластами пісковиків, алевролітів та аргілітів, що чергуються, з малопотужними прошарками вапняків. Прошарки пісковиків та алевролітів згруповані в літологічні пачки В-20, В-19, В-18 та В-17.

Літологічна пачка В-20 представлена алевролітами та аргілітами з пластом пісковика товщиною до 15 м в середній частині розрізу.

Літологічна пачка В-19 представлена пісковиками, алевролітами, аргілітами з рідкими прошарками вапняків. Пісковики в основному представлені трьома шарами товщиною до 3-14 м.

Літологічна пачка В-18 представлена, в основному пісковиками товщиною до 25 м, а також аргілітами та алевролітами.

Літологічна пачка В-17 представлена пластами пісковиків товщинами до 6-15 м. Пласти пісковиків мінливі, часто заміщуються алевролітами та аргілітами.

Товщина відкладів ХІІ горизонту 350-370 м.

ХІ мікрофауністичнийгоризогт складений переважно аргілітами з пачками та прошарками пісковиків, алевролітів та вапняків. Товщина відкладів мікрофауністичного горизонту 380-400 м.

Загальна товщина візейських відкладів до 700 м.

Серпухівський ярус (С1s).

Відклади неузгоджено залягають на верхньовізейських і діляться на нижній і верхній під'яруси.

Нижньосерпухівський під'ярус (С1s1) літологічно складений переважно аргілітами, які чергуються з алевролітами, з прошарками пісковиків та рідкими прошарками вапняків.

Аргіліти темно-сірі, дрібно та середньозернисті з лінзовидними включеннями матеріалу. Товщина шарів пісковиків до 10 м.

Вапняки темно-сірі, глинисті, з значним вмістом детриту та рідкими залишками фораменіфер. Товщина відкладів під'ярусу180 м.

Верхньосерпухівськийпід'ярус (С1s2) складений аргілітами, алевролітами та пісковиками з рідкими прошарками вапняків.

Аргіліти та алевроліти подібні до вищевказаних. Вапняки темно-сірі до чорних, глинисті, детритові.

Пісковики кварцеві, сірі та світло-сірі, дрібно- та середньозернисті з глинисто-карбонатним цементом. Пісковики невитримані по площі, заміщуються щільними породами. Товщини окремих шарів можуть сягати 40 м.

Товщина верхньосерпухівських відкладів 520 м.

Середній девон. (С2).

Представлений відкладами башкірського та московського ярусів.

Башкірський ярус(С2b).

Літологічно ділиться на нижню глинисто-карбонатну товщу та верхню глинисто-піщану.

Глинисто-карбонатна товща складена аргілітами темно-сірими з прошарками потужніх до 15 м. приховано кристалічних, темно-сірих вапняків, пісковиків та алевролітів.

Глинисто-піщана товща складена чергуванням пісковиків з аргілітами, алевролітами. Товщина окремих шарів пісковиків сягає 50 м. Загальна товщина башкірського ярусу сягає 1300-1400 м.

Московський ярус (С2m).

Представлений аргілітами, пісковиками та алевролітами, що чергуються.

Пісковики сірі, кварцеві, різнозернисті, міцні, піщанисті, щільні, слюдисті, алевритисті. Товщина відкладів московського ярусу 650-700 м.

Верхній відділ (С3).

Представлений відкладами касимівської і гжельської світ.

Літологічно представлений чергуванням буро-коричневих глин, пісковиків кварцевих, зеленувато- та темно-сірих, червонувато- та жовтувато-бурих з обвугленими рослинними рештками; алевролітами буро-коричневими, шаруватими, товщини пачок пісковиків часто сягають 40-50 м..

Товщина відкладів верхнього карбону 1500-1700 м.

Пермська система (Р).

Відклади пермської системи представлені представлені теригенними породами Асельського ярусу. Асельський ярус за літостратиграфічними критеріями включає картамиську, микитівську та слов'янську світи.

Картамиськасвіта (Р1kt).

Межує з араукаритовою свитою верхнього карбону по покрівлі карбонатного пласта Р8. Вона являє собою червоноколірну алевроглинисту товщу, що містить піщані тіла і проверстки вапняків, останні відіграють роль стратиграфічних реперів. Товщина картамиської світи змінюється в межах 200-300 м.

Микитівськасвіта (Р1nk).

Микитівськасвіта представлена циклічним чергуванням прошарків доломітів і глинистих карбонатів. Вапняки сірі, темно-сірі, глинисті, з значним вмістом детриту та рідкими залишками фораменіфер.

Мезозойська група (MZ).

Тріасова система (Т).

Відклади тріасової системи з кутовим неузгодженням залягають на пермських.

Вони являють собою потужну континентальну товщу піщано-глинистих порід, яка за фаціально-літологічними ознаками ділиться на:

піщано-глинисту, піщану, піщано-карбонатну та глинисту.

Товщина піщано-глинистої товщі 130-180 м.

Піщана товща сягає 120-140 м.

Піщано-карбонатна товща представлена чергуванням строкатобарвних глин з прошарками зелено-сірих та строкатих пісковиків та вапняків. Товщина сягає 50-60 м.

Товщина глинистої товщі 210-230 м.

Юрська системи (J).

Відклади системи залягають неузгоджено на тріасових. Представлені вони середнім та верхнім відділами.

Середній відділ (J2).

Представлений байоським, батським ярусами, складеними пісками та глинами з прошарками пісковиків та алевролітів. Товщина відкладів байоського ярусу - 50-80 м, батського - 100-110 м.

Верхній відділ (J3).

Представлений келовейським, оксфордським та кімеріджським ярусами.

Келовейський ярус (J3k).

Складений двома пачками порід. Нижня - пачка пісковиків з прошарками сірих і темно-сірих глин, верхня - зеленувато-сірі глини з прошарками вапняка.\

Товщина ярусу - 28-30 м.

Оксфордський ярус (J3o).

Представлений глинами чорними та зелено-сірими, алевритистими з прошарками вапняків зелено-сірих, глинистих. Товщина ярусу 95-105 м.

Кімеріджський ярус (J3km).

Представлений в основному глинами зелено-сірими з прошарками вапняків. Товщина ярусу 140-160 м.

Крейдова система (К).

На розмитій поверхні юрських відкладів залягають породи крейдової системи, яка представлена нижнім і верхнім відділами.

Нижній відділ (К1).

Представлений світло-сірими пісковиками, пісками та глинами сірими, темно-сірими, в верхній частині розрізу з шарами вуглистих глин. Товща відкладів 70-80 м.

Верхній відділ (К2).

Верхньокрейдові відклади представлені сеноманським, туронським, коньякським, сантонським та маастрихтським ярусами.

Сеноманський ярус (K2cm).

Представлений в основному, пісками сірими та зелено-сірими, кварцево-глауконітовими. В верхній частині ярусу виділяється пласт піщанистого зеленувато-сірого вапняку. Товщина ярусу 50-60 м.

Туронський, коньякський, сантонський та маастрихтський яруси (K2t-m).

Літологічно - це біла крейда з прошарками зеленуватих мергелів з багаточисельними залишками фауни. Товщина верхньокрейдових відкладів біля 200 м.

Кайнозойська група (KZ).

Палеогенова система (Р).

Відклади палеогенової системи залягають трансгресивно на розмитій поверхні верхньокрейдових та представлені палеоценовими, еоценовими і олігоценовими відділами.

Палеоцен-еоценивий відділи (Р1-2).

Відклади представлені пісками та пісковиками сірих та зелено-сірих кольорів, вапняками з прошарками темно-сірих щільних глин. Товщина 140-150 м.

Олігоценовий відділ (Р3).

Представлений харківською світою.

Харківська світа (Р3ch).

Представлена в нижній частині зеленосірими глинами. Вище по розрізу глини заміщуються пісками та пісковиками зелено-сірими, кварцево-глауконітовими. Товщина світи - 70-130 м.

Неогенова система (N).

Розвинута тільки на водорозділах та представлена полтавською світою, горизонтом строкатих глин. Полтавська світа (N1pt) складена жовтими та темно-сірими дрібнозернистими пісками.

Четвертинна система (Q).

Представлена лесовидними суглинками жовто-сірого та буро-сірого кольору, глинами червоно-бурими та пісками сірими різнозернистими.

Товщина відкладів неогенової та четвертинної систем 40-65 м.

1.2.2 ТЕКТОНІЧНА БУДОВА

Дніпрово-Донецька западина входить в склад крупного надпорядковогоПрип'ятсько-Дніпрово-Донецького прогину.

Дніпрово-Донецька западина - це кам'яновугільно-кайнозойська синекліза, що залягає на пізньодевонськомурифті, тобто це рифтогенна структура.

Північний борт ДДЗ - це монокліналь шириною 10-120 км, де поверхня докембрійського фундаменту занурюється на південь від 0 до 5 км.

Південний борт представляє собою більш вузьку (0-60 км) і більш круту ніж північний борт монокліналь. З заглибленням поверхні фундаменту на північ і з північного заходу на південний-схід до 4 км чітко виділяються Чорнобильський, Трактемирівсько-Черкаський, Кременчуцько-Білоцерківський виступи фундаменту.

Осьова зона розташована між происьовими розломами. Тут в поверхні кристалічного фундаменту розвинуті крупні Срібненський, Лютенський, Чутовський, Розпашновсько-Миронівський прогини, а в осадових утвореннях - Солохівсько-Диканська, Глинсько-Розбишівська і інші антикліналі.

Західна границя ДДЗ проводиться по Прип'ятському прогину. Родовище приурочено до північно-прибортової зони ДДЗ.

Геофізичними роботами в 1953 р була виявлена Павлівська структура, а в 1958-1960 рр сейсморозвідкою і структурно-пошуковим бурінням у відкладах пермі і верхнього карбону встановлене приштокове Кегичівське підняття. В розрізі палеозою структура є похованням міжкупольним підняттям. По покрівлі продуктивного горизонту А-6-7 це брахіантикліналь субширотного простягання, східна перикліналь якої зруйнована Павлівським соляним штоком. Кути падіння пластів південного крила змінюється від 15 до 23°, північного - від 5 до 13°. Розміри структури в межах ізогіпси - 2700 м.

1.3 ГАЗОНОСНІСТЬ І СТАН ЗАПАСІВ РОДОВИЩА

Кегичівська площа розташована в високоперспективній зоні, промислова нафтогазоносність якої пов'язана з поліфаціальним комплексом нижньопермських та верхньокарбонових відкладів. До теперішнього часу промислові поклади встановлені в відкладах микитівської, картамиської та араукаритової світ в межах даної зони.

Перспективи нафтогазоносностi пошукового об'єкту визначаються масштабами нафтогазонакопичення в регiонi, закономiрностямирозмiщення уже розвiданих покладiв i локальними факторами нафтогазоносностi розглядуваного об'єкту.

На основi геолого-геофiзичних матерiалiв по розглядуванiй зонi встановлено, що розкриття продуктивної товщi на площi запроектованих робiт очiкується з горизонтів микитівської, картамиської та араукаритової світ. Лiтологiчно продуктивна товща представлена чергуванням пiсковикiв, алевролiтiв, аргiлiтiв i рідше вапнякiв. Покришкою для пiщано-алевролiтового комплексу служать аргiлiтові утворення. Товщина пластiв-колекторiв на площi для окремих горизонтiв буде складати вiд 15 до 100 м. Покришками мiж горизонтами в цьому районiслужать породи-покришки, представленi тонко вiдмiченими аргiлiтовими i ущільненими алевролiтовими рiзностями. Товщини покришок, якi розділяють продуктивнi горизонти, складають 10-20 м.

Дослідно-промислова експлуатація покладів микитівської світи розпочалася в 1965 р. З 1971 р в експлуатації перебуває 5 свердловин. Режим їх розробки газовий. Початкові запаси покладу микитівської світи 3817 млн. м3 ,початковий пластовий тиск 31.4 МПа, робочий - 10.6 Мпа. З березня 1988 р після завершення розробки покладу А-3(видобуто 3436 млн. м3 газу, або 90% початкових запасів газу) резервуар світи використовується як підземне сховище газу.

1.4 КОРОТКА ІСТОРІЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

До 1952 року усі дослідження, що проводилися на території району, носили регіональний характер, маючи на меті загальне вивчення будови Дніпровсько-Донецької западини.

Вивчення геологічної будови даного району розпочалося у 1952 році геологічною зйомкою масштаба 1:100000.

Геофізичними роботами в 1953 р була виявлена Павлівська структура, а в 1958-1960 рр сейсморозвідкою і структурно-пошуковим бурінням у відкладах пермі і верхнього карбону встановлене при штокове Кегичівське підняття.

В розрізі палеозою структура є похованням міжкупольним підняттям. По покрівлі продуктивного горизонту А-6-7 це брахіантикліналь субширотного простягання, східна перикліналь якої зруйнована Павлівським соляним штоком.

Дослідно-промислова експлуатація Кегичівського родовища розпочалась з розробки покладів микитівської світи в 1965 р. З 1971 р в експлуатації перебуває 5 свердловин. Режим їх розробки газовий. Початкові запаси покладу микитівської світи 3817 млн. м3 ,початковий пластовий тиск 31.4 МПа, робочий - 10.6 Мпа. З березня 1988 р після завершення розробки покладу А-3(видобуто 3436 млн. м3 газу, або 90% початкових запасів газу) резервуар світи використовується як підземне сховище газу. Залишкові запаси становлять 381 млн. м3 газу.



2. ТЕОРЕТИЧНІ ОСНОВИ ГЕО ЗАПАСІВ ТА РЕСУРСІВ ГАЗУ

2.1 МЕТОДИКА ПОДАЛЬШИХ ГЕОЛОГО-РОЗВІДУВАЛЬНИХ РОБІТ НА РОДОВИЩІ ТА ТЕХНОЛОГІЧНІ ПОКАЗНИКИ

Експлуатаційні свердловини Кегичівського родовища характеризуються різною продуктивністю. Початкові робочі дебіти свердловин становлять -11тис. м3/добу. В процесі розробки родовища робочі дебіти знизились за рахунок виснаження пластової енергії до 9 тис. м3/добу.

Розробка покладів газу з конденсатом з 2014 по 2019 роки здійснюватиметься 5 свердловинами, з 2020 по 2023 році - 6 свердловинами, 2024 - 2026 році - 7 свердловинами, у період з 2027 по 2035 роки - 9 свердловинами, починаючи з 2037 по 2039 роки експлуатація здійснюватиметься 6 свердловинами, а з 2040 по 2041 - 4, ще два роки лише 2 свердловинами. У 2020 році планується пробурити свердловину №14, глибиною 2100м. А в 2024 р. - свердловину № 17, глибиною 2150 м.

Основним резервом підтримання видобувних можливостей родовища та довивчення покладів є раціональне використання наявного фонду свердловин. Доцільним є відновлення для експлуатації ліквідованих пошуково-розвідувальних свердловин або добурювання нових свердловин чи переведення свердловин з інших продуктивних горизонтів. У зв'язку з цим протягом 2020 і 2024 років добурили по одній свердловині . Також у 2027 році відбувається переведення свердловини в експлуатацію з нище залягаючи горизонтів, оскільки вони не є ефективними.

З 2014 року проводяться поновлення та планово-попереджувальні ремонти обладнання. Проведені ремонтно-профілактичні заходи забезпечують потрібну якість очищення і безперебійність, і безаварійність роботи системи збору, підготування і подачі газу.

Cвердловини працюють за колекторною схемою збору. Ефективність її очевидна як з огляду на охорону навколишнього середовища, так і зменшення затрат на підключення свердловин з УКПГ.

Починаючи з 2036 року планується провести ряд ліквідацій свердловин у зв'язку зі зниженням річного рівня видобутку. Так у 2036 році планується ліквідувати 3 свердловини, у 2039 - 2, а в 2042 - також 2 свердловини.

Прогнозні технологічні показники розробки Кегичівського родовища наведені в таблиці 2.1.

2.2 ТЕОРЕТИЧНО-МЕТОДИЧНІ ОСНОВИ ГЕО

родовище геологічний газоносність технологічний

Згідно проведеного аналізу результатів техніко-економічних розрахунків розробки Наріжнянського родовища підраховані запаси вуглеводнів за промисловим значенням та ступенем техніко-економічного вивчення віднесені до групи балансових (вірогідних) та позабалансових (потенційно-економічних); обгрунтовані за детальною геолого-економічною оцінкою (ГЕО-1) та попередньою геолого-економічною оцінкою (ГЕО-2); за ступенем геологічного вивчення - до групи розвіданих. Балансові запаси (код класу 111+221) приурочені до центральної частини покладу .

Геолого-економічна оцінка (ГЕО) геологорозвідувальних робіт була проведена як комплексний аналіз результатів геологічного та техніко-економічного вивчення перспективних горизонтів відкритого родовища з метою встановлення промислового значення очікуваних запасів газу та показників економічної ефективності довгострокових капітальних вкладень (інвестицій), необхідних для реалізації конкретного проекту ГРР на газ. При цьому геологічне вивчення об'єктів ГРР передбачено визначення їхньої геологічної будови та умов залягання покладів газу в надрах, кількості, якості та фізико-хімічних властивостей вуглеводнів в надрах і на поверхні для обґрунтування проектних рішень щодо способу та систем їх видобування.

В структурі ГЕО зазвичай виділяється дві складові - геологічна й економічна.

Геологічною складовою ГЕО є обґрунтування очікуваних геологічних результатів ГРР і розроблення багатоваріантного сценарію проведення пошуково-розвідувальних робіт і розробки промислових скупчень нафти і газу.

Економічною складовою ГЕО є розрахунки для визначення фінансового результату використання капітальних вкладень в реалізацію вибраного варіанта проведення ГРР.

В процесі гелогорозвідувальних робіт було визначено,що проводилась детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО-1) з метою визначення рівня економічної ефективності виробничої діяльності нафтогазовидобувного підприємства, створення або реконструкція якого передбачається, та доцільності інвестування робіт з його облаштування для видобутку вуглеводнів. ГЕО-1 проводилась на підставі розвіданих запасів нафти і газу та подавалась у вигляді техніко-економічного обґрунтування (ТЕО) параметрів для їх підрахунку. Детальність техніко-економічних розрахунків і надійність фінансових показників ГЕО-1 забезпечували прийняття рішення про інвестування без додаткових досліджень. А також попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО-2) для обґрунтування економічної доцільності промислового освоєння відкритого родовища газу та інвестування геологорозвідувальних робіт з його розвідки і підготовки до розробки. ГЕО-2 проводилась на підставі розвіданих запасів і оформлялась як техніко-економічна доповідь (ТЕД) про доцільність подальшої розвідки, в тому числі дослідно-промислової розробки родовища (покладу). При цьому оцінка ефективності інвестицій визначається з урахуванням витрат на геологорозвідувальні роботи, видобуток і підготовку вуглеводневої сировини до транспортування. Техніко-економічні показники визначалися розрахунками з використанням конкретних вихідних даних та даних доведеної аналогії.

Геолого-економічна оцінка родовищ нафти і газу - це встановлення їх промислової цінності й економічного ефекту від видобутку сировини на ближню і дальню перспективу (економічна оцінка) на основі визначення кількості та якості запасів нафти і газу, умов їхнього залягання та вилучення (геологічна оцінка). В процесі ГЕО відкритих нафтових і газових родовищ проводиться визначення економічної доцільності подальшої розвідки й підготовки запасів до промислової розробки. Для родовищ нафти і газу оцінка результатів ГРР виконується за схемою ГЕО-2 та ГЕО-1.

Геологічна оцінка газоконденсатно-перспективного об'єкта та родовища проводиться на матеріалах проведеного комплексу геолого-геофізичних досліджень, результатів буріння та випробування свердловин, які узагальнюються при підрахунку ресурсів або запасів нафти і газу. Інтерпретація одержаних даних із врахуванням вимог, що враховують особливості родовищ, а також умов, що забезпечують рентабельність видобутку, раціональне використання надр і охорону довкілля є підставою для прогнозних висновків про перспективи нафтогазоносності надр досліджуваної території. Науковою основою для вироблення таких висновків щодо перспектив нафтогазоносності окремих регіонів, зон, площ і родовищ є вчення про закономірності формування і розміщення скупчень нафти і газу в земній корі. Принципи якісного і кількісного прогнозування нафтогазоносності надр розглядалися в попередніх розділах підручника.

Економічна оцінка газоконденсатно-перспективного об'єкта та родовища базується на результатах підрахунку ресурсів чи запасів нафти, газу і конденсату та розрахунків цінності одержаної продукції та витрат на її видобування. При цьому проводиться аналіз показників, які визначають ефективність капітальних вкладень на відкриття родовища чи підготовку його до промислового освоєння (питомі капітальні витрати, загальна сума та терміни окупності капвкладень, рентабельність на вкладені засоби тощо) та ефективність розробки родовища (оптимальні робочі дебіти свердловин, видобуток нафти і газу та його собівартість, прибуток і рентабельність розробки тощо).

Промислова значущість родовища встановлюється кондиціями на газ і конденсат, тобто сукупністю вимог до якості та кількості нафти і газу в надрах, параметрів для підрахунку їх запасів і гірничо-геологічних умов розробки відкритих покладів.

На основі результатів ГЕО родовища провели віднесення запасів покладів до балансових та позабалансових :

– балансові запаси ,які на момент підрахунку можна економічно ефективно видобувати і використовувати за умови застосування сучасної техніки і технології видобутку та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечують дотримання вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього середовища;

– позабалансові запаси,видобуток і використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним,але в майбутньому вони можуть стати об'єктом промислового значення.

За ступенем геологічної вивченості запаси газу віднесені до група розвіданих запасів категорії С1, яка характеризується детальною вивченістю, що забезпечує отримання вихідних даних для економічного обґрунтування доцільності подальших робіт з організації промислової розробки.

Основними показниками економічної ефективності освоєння об'єкта є: чистий дисконтований дохід, індекс дохідності, внутрішня норма рентабельності, термін окупності. Ефективність інвестицій визначається як для підприємства (державного чи недержавного), так і для держави, яка отримує дохід у вигляді податків і платежів.

Для всіх об'єктів оцінка базувалася на критеріях і показниках кінцевої економічної ефективності для ланок всього ланцюга використання надр.. Показники і критерії економічної ефективності підлягають визначенню за даними доведеної аналогії або за розрахунками.



3. ЕКОНОМІЧНА ОЦІНКА ГЕОЛОГОРОЗВІДУВАЛЬНИХ РОБІТ НА НАФТУ

3.1 ОБГРУНТУВАННЯ КАПІТАЛЬНИХ ВКАДЕНЬ У ГРР

Під капітальними вкладеннями розуміють матеріальні,грошові та трудові витрати на створення нових, а також на розширення,реконструкцію і модернізацію діючих основних засобів нафтогазових підприємств. Це також всі вкладення, пов'язані зі створенням, відновленням і приростом основних засобів. Капітальні вкладення забезпечують просте і розширене відтворення основних засобів.

Визначення капітальних вкладень на видобуток вуглеводнів із родовищ залежить від типу об'єктів (родовищ) вуглеводнів Ї нафта чи газ.

Обґрунтуванню підлягає газоконденсатне родовище. Капітальні вкладення на облаштування і видобуток з газових об'єктів розраховується по роках (періодах) видобутку за такими статтями:

1) витрати на буріння свердловин визначаються як добуток вартості 1 м буріння і обсягів буріння у 1-му році (періоді).

2) витрати на обладнання і облаштування враховують витрати на:

- обладнання для бурових організацій;

- обладнання для підприємств газовидобутку;

- обладнання для підприємств переробки і транспортування ВВ;

- облаштування свердловин.

На 2020 р. в експлуатацію буде введено 1 свердловину з глибиною буріння 2100м, вартість якої становитиме 25200,00 тис. грн. В 2024 році відбудеться, також, буріння 1 свердловини глибиною 2150 м, вартість якої складатиме 26195,00 тис.грн.

Нормативи капітальних вкладень для розрахунку економічних показників розробки родовища використовували із складених на базі фактичних витрат, що склалися в окремих нафтогазоносних регіонах і нафтогазовидобувних управліннях, та аналогічно щодо перспективних об'єктів родовищ. Таким чином:

– буріння свердловини:

· глибиною до 3000м становить 12 тис. грн за 1 метр

– будівництво ДКС 10800 тис. грн;

– поновлення обладнання 35 тис. грн. (проводиться щорічно,залежить від кількості свердловин);

– фонтанна арматура залежить від кількості свердловин(450,00 тис. грн. на одну свердловину);

Виходячи з цього, розраховуємо капітальні вкладення на перший рік: добуток середньозваженої вартості одного погонного метра буріння і глибини свердловини. Для розрахунку капітальних вкладень на другий рік потрібно просумувати величину обладнання і об'єктів облаштування. Щоб розрахувати капітальні вкладення на наступні роки, потрібно кількість експлуатаційних свердловин помножити на величину поновлення обладнання.

Враховуючи ці нормативи був проведений прогноз капітальних вкладень який склав 72824,2 тис. грн. на протязі тридцяти років. Відповідно була складена відомість основних засобів. Ці дані приведені в таблиці 3.1.1

Облік основних засобів повинен забезпечити нормальний процес їх відтворення та збереження, контроль за використанням. Він здійснюється в натуральній і вартісній формах.

Під основними засобами розуміють матеріальні активи,які використовують у процесі виробництва протягом багатьох виробничих циклів,зберігають при цьому свою натуральну форму,а їх вартість переноситься на створювану продукцію поступово,частинами до завершення строку їх служби,який повинен бути більший одного року або операційного циклу.



3.2 ВИЗНАЧЕННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ ВИТРАТ НА РОЗРОБКУ РОДОВИЩА

Виробнича діяльність підприємства завжди супроводжується витратами ресурсів, необхідних для досягнення його цілей.

Під витратами розуміють зменшення економічних вигод у вигляді вибуття активів або збільшення зобов'язань, які призводять до зменшення власного капіталу. Необхідно розрахувати:

а) експлуатаційні витрати - витрати виробництва, пов'язані з підтриманням у працездатному стані використовуваних систем, машин та устаткування.

б) умовно-постійні витрати - витрати матеріальних і трудових ресурсів на виробництво і реалізацію продукції, що не залежать від обсягів виробництва, а зумовлені тільки структурою та організацією управління виробництвом. До них відносяться адміністративні витрати, витрати на утримання основних засобів та інших необоротних активів і умовно 50 % інших операційних витрат.

в) умовно-змінними називаються витрати, загальна сума яких за певний час залежить від обсягу виконаних робіт. До умовно-змінних витрат належать витрати, абсолютна величина яких зростає із збільшенням обсягу випуску продукції і зменшується із його зниженням.

Залежно від виробничого призначення витрати групуються в статті витрат.

У формі статті розуміють витрати, які відрізняються між собою функціональною роллю у виробничому процесі і місцем виникнення. За статтями визначають витрати на одиницю продукції і робіт, тобто здійснюють калькуляцію.

На геологорозвідувальних підприємствах витрати калькулюються за такими статтями: матеріальні витрати, витрати на оплату праці, відрахування на соціальні заходи, амортизація основних засобів і нематеріальних активів, послуги допоміжних виробників і зі сторони, інші прямі витрати, загальновиробничі витрати, наднормативні витрати, адміністративні витрати.

Методика розрахунку витрат на розробку родовища пов'язана з визначенням капітальних витрат на видобуток та експлуатаційних витрат.

До експлуатаційних витрат відносять поточні витрати на видобуток і збут продукції нафтогазодобувних підприємств. Експлуатаційні (поточні) витрати класифікуються за економічними елементами, тобто економічно-однорідними витратами (матеріальні, оплата праці, відрахування на соціальні заходи, амортизація основних фондів та інші).

Експлуатаційні витрати на освоєння газових та газоконденсатних родовищ розраховуються по роках видобутку вуглеводнів за такими елементами витрат:

1) умовно-змінні витрати, залежні від рівня видобутку газу і конденсату, а саме:

- матеріальні витрати (допоміжні матеріали, тощо);

- паливо і енергія на технологічні цілі;

- послуги виробничого характеру;

- витрати на підготовку продукції;

- прямі витрати.

Витрати за переліченими статтями визначаються множенням нормативу на кількість видобутої нафти у 1-му році (періоді) за винятком витрат на соціальні заходи, які визначаються множенням нормативного відсотка на витрати фонду оплати праці. На плановий період (30 років) умовно-змінні витрати становитимуть 4183,62 тис. грн.

2) умовно-постійні витрати, визначаються множенням нормативу, який дорівнює 324,74 на загальну кількість свердловин, і залежать від:

- витрати на оплату праці;

- відрахування на соцзаходи;

- утримання та експлуатація обладнання і споруд;

- загальновиробничі витрати.

На плановий період (30 років) умовно-постійні витрати становитимуть 62350,08 тис грн.

3) амортизаційні відрахування на відновлення основних фондів: на відновлення свердловин та на відновлення об'єктів облаштування. Планово амортизаційні відрахування становлять 74138,28 тис. грн.

4) плата за надра - добуток річного видобутку газу в млн. м3 та конденсату в тис. тон на норматив експлуатаційних витрат, який становить для газу 838,67 тис. грн, а для конденсату 2592,17 тис.грн. За цим розрахунком плата за надра на Кегичівському родовищі за проектний період (30 років) становить 339624,02 тис. грн.

Вище розраховані дані наведені в таблиці 3.2.3.

Нарахування амортизації основних засобів проводяться відповідно до ст.148 п.5 Податкового Кодексу України від 02.12.10 № 2755-VІ (із змінами, внесеними Законом України від 07.07.2011 № 3609-VI). Амортизація основних засобів нараховується із застосуванням прямолінійного методу. Суть цього методу полягає у тому, що річна сума амортизації визначається діленням вартості на строк корисного використання. Амортизаційні відрахування на обладнання у тис. грн. , проводилося для таких груп:

- 4 група - машини та обладнання, складається з бурового обладнання, спорудження ДКС, переведення свердловин, ліквідації, строк використання 5 років (складає -14259,28 тис. грн.);

- 9 група - інші основні засоби - включає в себе поновлення обладнання та охорону навколишнього середовища, мінімально допустимий строк корисного використання 12 років,але у даному випадку на 30 років так як д вказані роботи проводяться щорічно (по родовищу становить 6720 тис. грн.).

216 тис. грн. неамортизовані до 2033 року.

Для свердловин норма амортизації у відсотках до їх первісної вартості, а саме: 1 рік-10%, 2 рік-18%, 3 рік-14%, 4 рік-12%, 5 рік-9%, 6-9 роки-7%, 10 рік-6%, 11 рік-3%.

Cума амортизаційних відрахувань залежить від вартості основних засобів, часу їх використання, витрат на капітальні ремонти та модернізацію. Амортизація нараховується відповідно до балансової вартості основних засобів, вона є елементом виробничих витрат, включаючи в собівартість продукції (робіт, послуг) і відшкодовується при її реалізації.

Амортизаційні відрахування по свердловині та амортизаційні відрахування по групах основних засобів наведені в таблицях 3.2.1 та 3.2.2.

До статті “ Амортизація основних засобів та нематеріальних активів ” включаються відрахування за встановленими нормами від балансової вартості основних засобів і нематеріальних активів загальновиробничого призначення, що використовуються безпосередньо в процесі проведення геологорозвідувальних робіт. Не відносяться до статті “ Амортизація основних засобів та нематеріальних активів ” і враховуються у складі відповідних статей амортизаційні відрахування на основні засоби, які використовуються в допоміжних та другорядних виробництвах, а також наданні безоплатно підприємствам громадського харчування.

Протягом звітного року дозволено включити до витрат будь-які витрати, пов'язані з проведенням реконструкції, модернізації та іншим поліпшенням свердловин, що використовуються для розробки нафтових та газових родовищ, у сумі, що не перевищує 10 відсотків первісної вартості окремої свердловини.

Витрати, що перевищують зазначену суму, включаються до складу відповідної групи основних засобів як окремий об'єкт свердловини, що амортизується .

Для розрахунку умовно-змінних витрат потрібно знайти суму добутків річного видобутку флюїду на матеріали, паливо і енергію на технологічні цілі, послуги виробничого характеру та витрати на підготовку продукції на 1 тон конденсату та 1000 мі газу.

Умовно-постійні витрати визначаються сумою добутків кількості видобувних свердловин на статті цих витрат, а саме витрат на оплату праці, відрахувань на соцзаходи, утримання та експлуатацію обладнання і споруд та загальновиробничі витрати.

Нормативи експлуатаційних витрат на газ та конденсат наведені нижче в таблиці.

Нормативи експлуатаційних витрат

Калькуляційні статті	Величина
1. Витрати, що залежать від кількості свердловин (умовно-постійні):
-витрати на оплату праці, тис.грн/свердл.;	39,65
-відрахування на соціальні заходи, % від витрат на оплату праці	37,17
-витрати на утримання та експлуатацію виробничого обладнання ( в т. ч. капремонт), тис. грн.
-на газову свердловину	173,23
-загальновиробничі витрати, тис. грн.	32,87
-адміністративні витрати, тис.грн.	64,25
2. Витрати, що залежать від рівня видобутку продукції (умовно-змінні):
-матеріальні витрати (матеріали, технологічні потреби, електроенергія):
-на видобуток газу, грн./тис. м3	4,22
-на видобуток конденсату, грн. /т.	7,14
-витрати на підготовку та транспортування газу, грн. /тис. м3	5,04
-витрати на внутрішньопромисловий транспорт конденсату, грн. /т.	72,7
-плата за користування надрами:
-на видобуток газу, грн. /тис. м3	838,67
-на видобуток конденсату, грн. /т.	2592,17

3.3 ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ ЕКОНОМІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ ІНВЕСТИЦІЙ

Основними економічними показниками ГЕО проектів є показники комерційної (фінансової), бюджетної і економічної ефективності.

Показники комерційної (фінансової) ефективності, які визначаються відношенням фінансових результатів до витрат, характеризують фінансові наслідки реалізації проектів ГРР. При цьому ефектом виступає грошовий потік , під яким розуміється сума грошового чистого прибутку та амортизаційних відрахувань за визначений термін. За цим показником визначається економічна доцільність інвестування конкретного варіанта проекту ГРР.

Показники бюджетної ефективності, основним з яких є бюджетний ефект (перевищення доходів відповідного бюджету над видатками), характеризують вплив реалізації проекту на доходи і видатки державного або місцевого бюджетів. Цей показник характеризує економічні інтереси держави щодо її участі у фінансуванні ГРР.

Економічну ефективність характеризують показники, які дають вартісну оцінку і відображають інтереси області, регіону, держави.

Основним критерієм економічної ефективності інвестицій (комерційної, бюджетної тощо) проектів виступає сумарний економічний ефект (прибуток), який очікується отримати в результаті реалізації видобутої продукції.

Для визначення частки сукупного прибутку, яка використовується для розрахунку тієї чи іншої ефективності, сумарний економічний ефект розподіляється на дві частини, а саме:

1) дохід держави, що дорівнює сумі всіх видів платежів і податків;

2) дохід підприємств, що проводять всі види робіт на об'єкті (ГРР і видобуток) будь-якої форми власності, який дорівнює добутку договірної норми дохідності на розмір їх капіталовкладень;

Геолого-економічна оцінка робіт з розробки родовища вуглеводнів виконується до завершального року, яким виступає:

- рік отримання нульової рентабельності видобутку;

- досягнення заданого прибутку;

- вимог інвестора, обумовлених договором.

При ГЕО проектів визначення та зіставлення економічних показників здійснюється із врахуванням фактора часу і приведення їх до визначеного (вибраного) моменту або без врахування цього фактора. Для приведення різночасових витрат і результатів до вибраного часу використовується обґрунтована величина дисконту. Терміном, до якого приводяться всі показники, рекомендується брати рік початку видобутку ВВ та отримання доходу від реалізації продукції.

Вибір оптимального варіанту проектів ГРР та зіставлення результатів ГЕО здійснюється шляхом дослідження таких основних показників:

1) дисконтованого грошового потоку - ДГП;

2) індексу дохідності (прибутковості) - ІД;

3) терміну окупності інвестицій - Ток

4) внутрішня норма рентабельності - ІRR

Крім цих показників можуть визначатися та використовуватися й інші, якщо цього вимагають інтереси учасників проекту або його специфіка.

Дохід від реалізації продукції (робіт, послуг) є загальною сумою доходів від реалізації товарів, робіт, послуг підприємства, тобто без вирахування непрямих податків (податку на додану вартість, акцизного збору тощо).

Чистий дохід ( виручка від реалізації продукції ( робіт, послуг) ) - визначається шляхом вирахування з доходу від реалізації продукції (робіт, послуг) відповідних податків ( податок на додану вартість, акцизний збір та інші вирахування і збори).

Податок на додану вартість (ПДВ) - це непрямий податок, що є частиною новоствореної вартості, яка утворюється на кожному етапі виробництва або обігу; його сума входить до ціни продажу товарів (робіт, послуг) і сплачується кінцевим споживачем. Буквально - це податок на додану вартість, створену на даному конкретному етапі руху товару, в результаті чого відбувається ліквідація кумулятивного (каскадного) ефекту оподаткування.

Розділ V Кодексу „ Податок на додану вартість ” набрав чинності з 1 січня 2011 року.

Податковим кодексом передбачено, що за податковими зобов'язаннями з податку на додану вартість, що виникли: з 1 січня 2011 року до 31 грудня 2014 року включно ставка податку становить 20 відсотків; з 1 січня 2015 року -- 17 відсотків.

Валовий прибуток різниця між чистим доходом від реалізації продукції (товарів, робіт, послуг) та собівартістю реалізованої продукції.

(2.2)

Чистий прибуток - визначається як сума прибутків від звичайної та надзвичайної діяльності за мінусом суми податків з прибутків від звичайної та надзвичайної діяльності.

(2.3)

Рентабельність - відносний показник, котрий у загальній формі обчислюється як відношення прибутку до витрат ресурсів. Показник рентабельності доповнює показник чистого прибутку.

Грошовий потік - це різниця між кількістю отриманих і витрачених грошей, фактичні чисті готівкові кошти, які надходять у фірму (чи витрачаються нею) протягом деякого визначеного періоду.

(2.4)

Дисконтований грошовий потік (ДГП) формується з суми очікуваних щорічних дисконтованих грошових потоків, приведених до року початку видобування продукції. Він є найінформативнішим показником доцільності інвестування робіт для кожного з учасників реалізації конкретного проекту. При постійній нормі дисконту ДГП визначається за формулою:

(2.5)

де Rt - цінність видобутої і реалізованої продукції в t-му році;

Вt - сукупні витрати 1-го року (капіталовкладення на ГРР і видобуток та експлуатаційні витрати без амортизаційних відрахувань);

at - коефіцієнт дисконтування (дисконтний множник);

КВ - капітальні вкладення;

Т-- розрахунковий термін реалізації проекту освоєння запасів прогнозного родовища;

t - поточний рік розрахунку.

Значення величини дисконту, за яким проводяться розрахунки, обґрунтовується за результатами аналізу тенденції змін банківських процентних ставок для довготермінових кредитів із врахуванням геологічного ризику проектних робіт. Величина дисконту, яка може бути змінною у часі, є прийнятою інвестором нормою доходу на капітал.

Коефіцієнт дисконтування інвестицій для конкретного року (а) при його постійній нормі (r) визначається за формулою:

(2.1)

де t - рік розрахунку

Вищевказані показники розраховані в таблиці 3.3.1

Індекс дохідності (прибутковості) (ІД) являє собою відношення приведеної суми ефектів без врахування капітальних вкладень до величини капітальних вкладень:

ІД= (2.6)

Індекс дохідності (прибутковості) розраховується з одних і тих же складових елементів, що і чистий дисконтований дохід. Між цими показниками існує тісний взаємозв'язок: якщо ДГП позитивний, то ІД > 1 і навпаки. При ІД > 1 проект вважається ефективним.

Індекс рентабельності даного родовища7,86.

РІ > 1 це означає, що проект потрібно прийняти.

Термін окупності інвестицій (Ток) - це мінімальний термін (місяці, квартали, роки) від початку вкладання інвестицій (КВ), за межами якого ефект (дохід) стає і в подальшому при освоєнні запасів залишається позитивним.

Вартісна оцінка (цінність продукції) результатів розраховується в базових, прогнозних або світових ринкових цінах на сиру нафту, природний газ та можливі супутні корисні компоненти. За базову береться зафіксована оптова ціна без відрахувань податку на додану вартість і рентних платежів, що склалася (очікується) на ринку ВВ на прийнятий (очікуваний) період часу (Іб). Базова ціна в розрахунках береться однаковою на протязі всього розрахункового періоду.

Сумарні витрати на розробку родовищ складаються з:

- щорічних витрат на видобуток нафти (газу), які складаються з капітальних вкладень та експлуатаційних витрат (без амортизаційних відрахувань);

- щорічних податків та платежів.

Щорічні витрати визначаються у відповідності з прогнозними техніко-технологічними показниками (враховуючи витрати на охорону природного середовища), а податки та платежі - згідно із встановленими нормативами.

Окремі показники при ГЕО проектів ГРР (витрати, податки та інші) можуть бути розраховані як з урахуванням фактора часу (дисконтуванням), так і без нього.

Проектний період розробки даного родовища становить 30 років. За цей час з надр буде вилучено 5,214 тис. т конденсату і 406,84 млн. м3 газу.

Товарна кількість конденсату становить 5,005 тис. т, а газу -398,641млн. м3. Коефіцієнт переводу валового видобутку у товарний для конденсату складає 0,96 , для розчиненого газу складає 0,98.

На реалізацію проекту потрібні капітальні вкладення сумою 72824,2 тис. грн. ,що окуповуються протягом першого року її експлуатації.

Загальна сума експлуатаційних витрат складає 480296,01 тис. грн, з них на видобуток конденсату припадає 16661,63 тис. т, на газ -463634,38 тис. грн.

Рахуючи поточні витрати ми використовували нормативи витрат та річний видобуток. Плата за надра вираховувалась добутком річного видобутку та нормативів експлуатаційних витрат, окремо на конденсат і на газ, на конденсат всього - 13515,57 тис. грн., на газ - 326108,44 тис. грн.