Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин несмотря на увеличение из года в год все равно отстает от проектного коэффициента в среднем за данный период на 30%. Не высокий коэффициент использования скважин показывает, что большинство скважин находится в бездействующем фонде, причина этому не выполнение программы вывода скважин из бездействия.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин равен проектному значению и составляет 0,9 д.ед.

Вывод: Исходя их вышеизложенной характеристики сравнения проектных и фактических показателей разработки по месторождению, можно отметить, фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений (2-28%). Проектные решения в период 2006-2014 гг. не выполняются в полном объеме.

Среди причин вызвавших отставание уровней добычи нефти выделяются:

· меньший коэффициент использования скважин (особенно нагнетательных скважин), чем был предусмотрен в проекте;

· несоответствие фактического фонда действующих скважин проектному фонду;

· более высокие темпы обводнения скважин;

· отставание темпов отбора от темпов отбора, заложенных в проекте.

На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 год накопленная добыча нефти и жидкости составила 56915 тыс.т и 111039 тыс.т. Что составляет 54% от утвержденных начальных извлекаемых запасов (101564 тыс.т.). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,188 д.ед. Водонефтяной фактор - 0,95 д.ед. Годовая обводненность равна 81%. Накопленная закачка вода составляет 179338 тыс.м³. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 130% и 96% [5].

3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

С начала разработки месторождения отобрано 60260 тыс.т нефти или 53,4% от извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,155 (утвержденный 0,321), текущая обводненность продукции 82,2%, водонефтяной фактор 0,6, накопленная закачка компенсирует отбор на 132%.

С 1991г. месторождение находится в III стадии снижающейся добычи нефти.

В ретроспективе максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986 - 1991 г.г.: 2,657 млн. т. - (1986 г.), 2,870 млн. т. - (1989 г.), затем началось резкое падение добычи до 2,262 млн. т в 1992 г. Последующее небольшое увеличение добычи до 2,647 млн. т. в 1993 г. обусловлено эффективными работами по ГРП на низкопродуктивных скважинах. Этот фактор совместно с выводом в бездействие высокообводненных скважин обусловил снижение обводненности продукции с 42,6 % до 31,5 % в 1993 - 1994 г.г. Однако с 1995 г. снова наметилась тенденция роста обводненности продукции.

Рисунок 3.1 Динамика разработки Вахского месторождения за период 1.01.2003 - 1.01.2014 г.г.

В результате проведения совокупности работ связанной с интенсификацией отборов путем ГРП, геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение работы фонда, вывода в бездействие значительной части высокообводненных скважин при возросшем отборе жидкости и нефти существенно снизилась текущая обводненность продукции; с 43% в 1989 г. до 30% в 1993 г.

С начала разработки отобрано 758392 тыс.т жидкости. Максимальный его отбор 4464 тыс.т, в динамике синхронно с добычей нефти, достигнут в 1987 - 1989 г.г. В последующие годы проявляется постепенное снижение добычи жидкости в среднем по 166 тыс.т/год. В этот же период добыча нефти ежегодно снижалась почти на 100 тыс.т./год.

Текущие уровни добычи нефти и жидкости в долях примерно одинаковы от максимального, составляя соответственно 60% и 62%.

В начальный период (1980-1991 гг.) разбуривание месторождения осуществлялось высокими темпами с объемами проходки 190 - 330 тыс.м/год. По мере завершения разбуривания большей части проектного фонда Вахской, Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадей в 1995г. начато освоение Кошильской площади, которое практически сразу было приостановлено из-за получения непромышленных притоков нефти. Требовались более детальные всесторонние исследования уточнение запасов этой части Вахского региона с последующей выработкой уточненных проектных решений.

В связи с довольно интенсивным разбуриванием месторождения фонд добывающих скважин увеличивался и в период 1991-1995 г.г. составлял 770 - 800 скважин, который в последующем к 2012 г. постепенно уменьшился до 357 единиц. Выбытие добывающих скважин связано с необходимостью перевода под закачку, а также геологическим и техническим причинам.

На месторождении добыча нефти ведется из 286 скважин, из них 257 скважин работают с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН), 28 ед. - с помощью штангового глубинного насоса (ШГН) и 1 скважина - фонтанным способом (ФОН) (№1058) (рис. 3.2). В бездействующем добывающем фонде насчитывается 67 скважины, причем 78% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (52ед.). Основные причины бездействия это малодебитность, обводненность, аварийное состояние скважины и ожидание работ по подземному или капитальному ремонту. Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,810 д.ед.

Рисунок 3.2 Распределение фонда добывающих скважин по методам эксплуатации (в шт.)

В консервации (195 скв.), в ожидании ликвидации (108 скв.) и в ликвидации (100 скв.) находится 45% от всего добывающего фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 144 ед.

Эксплуатационный фонд (действующий, бездействующий и в освоении) нагнетательных скважин (319 ед.) составляет 81% от всего нагнетательного фонда скважин (391 ед.). Эксплуатационный нагнетательный фонд скважин распределяется по объектам разработки аналогично добывающему фонду скважин, наибольшее количество скважин приходится на основные объекты разработки Ю11 (147ед.) и Ю12+3 (194ед.), остальные скважины на Ю31+2 (42ед.) и Ю33+4 (1ед.). Закачка на всем месторождении на 01.01.2011 год осуществляется 163 скважинами. В бездействующем нагнетательном фонде находится 154 скважины, причем 84% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (129 ед.). Основные причины остановки -- это ограничение закачки, техническое состояние эксплуатационной колонны и ожидание капитального ремонта скважин. Коэффициент использования нагнетательных скважин равен 0,511 д.ед.

В консервации (4 скв.), в ожидании ликвидации (16 скв.) и в ликвидации (11 скв.) находится 8% от всего нагнетательного фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 41 ед.

Всего водозаборный фонд составляет 49 скважин. Эксплуатационный фонд (действующий - 9 скв., бездействующий - 23 скв., в освоении - 9скв.) водозаборных скважин составляет 84% от всего водозаборного фонда скважин [1].

Коэффициент использования водозаборных скважин равен 0,220 д.ед.

Фонд действующих добывающих скважин был максимальным (650 единиц) в 1990г., в последующий период до 2012г. сократился более чем вдвое, составив 261 единиц. Соответственно коэффициент использования фонда добывающих скважин был максимальным: 0,95 в 1989г., в дальнейшем, уже в 1992г. он резко снизился до 0,59 и в последние годы анализируемого периода он составлял 0,51 - 1999г., 0,38 - (2006-2014 г.г.) Бездействие фонда добывающих скважин, в основном, связано с низкодебитностью по нефти или высокой обводненностью продукции, в несколько меньшей мере с ожиданием целесообразных работ по подземному ремонту или выявленным аварийным состоянием скважин.

Приведенная дифференциация по классам дебитов нефти и причинам бездействия позволяет представить масштабность потерь нефти (без проведения ремонтных работ) из-за бездействия скважин.

Их остановка связана с невозможностью дальнейшей эксплуатации по техническим или выраженной нецелесообразностью по экономическим причинам. Судя по приведенным низким средним дебитам остановленных скважин в превалирующем большинстве случаев 61,4% дебит нефти менее 1 т/сут., их суммарный дебит равен 60 т/сут. или 6,45% от общего (938 т/сут.) по всему бездействущему фонду. Наибольшим потенциалом добычи 669 т/сут. (71%) выделяются 34 скважины (12% бездействующего фонда), в этой группе по каждой из скважин дебит нефти превышает 5 т/сут. Примерно половина этого количества (16 скв.) в ожидании подземного ремонта, остальные - капитального ремонта.

Таким образом, в существующем состоянии в 90% бездействующего фонда средний дебит нефти составляет 0,9 т/сут. Последний может быть существенно увеличен по большей части фонда путем проведения эффективных ремонтных работ. Это выполнимо только после целенаправленных исследовательских и ремонтных работ при определенном местоположении остаточных запасов нефти.

Отмеченная динамика в целом нарастающего бездействующего фонда, в структуре которого превалируют скважины с высокообводненной продукцией, обусловила некоторые особенности погодовой динамики обводненности продукции по месторождению в целом. Последнее выражено низким темпом прироста обводненности продукции. Необходимо также отметить, что вышеуказанное обводнение части скважин в целом согласуется с повышенной степенью выработки удельных запасов нефти. Интенсивный рост обводненности и соответственно ускоренный вывод в бездействие зачастую проявляется по наиболее продуктивным скважинам. Ежегодное сокращение их доли в работающем фонде привело к постепенному уменьшению дебита жидкости скважин с 29-32 т/сут. в период 1982-1986 г.г. до 16,7 т/сут. в 1992 г.

Последующий прирост дебита до 23 - 24т/сут. получен за счет широкомасштабных работ по ГРП. А дальнейший не менее существенный прирост с достижением 25 т/сут. в 2004 г. и 38 т/сут. в 2009 г. связан с проведением комплекса мероприятий, включающего оптимизацию системы воздействия и режимов работы скважинного насосного оборудования, ГРП, переводы на другие объекты, приобщения и т.п.

В ретроспективной динамике эксплуатации месторождения ввод системы поддержания пластового давления (ППД) осуществлен с некоторым опозданием, в результате текущая 100% компенсация отбора закачкой обеспечена в 1980г., а накопленная 100% - в 198 2г. или при отборе 5,3 млн.т жидкости с начала разработки. В последующие годы отчетные объемы закачки существенно превышали отборы жидкости, в итоге накопленная компенсация в 2012 г. составила 132%, накопленный объем закачки - 125 млн.м³, годовой - 8005 тыс.м³, что составляет 54% от прежнего максимального - 8584 тыс.м³, необоснованно завышенного объема закачки 2000г. В начальный период закачки в условиях пониженных пластовых давлений в период 1979-1982 г.г. приемистость достигала максимальных величин: 300-280 м³/сут. В последующем к 1989 - 1990гг. она постепенно снизилась до 90 - 100 м³/сут.

Практически на этом уровне (95 м³/сут.) стабилизировалась и в последующем, включая и 2000г., в 2012г. повысилась до 132 м³/сут. Приемистость скважин регулируется (штуцированием) в зависимости от динамики отборов жидкости по объектам и их участкам, руководствуясь состоянием энергетической обеспеченности.

В зависимости от удаленности нагнетательной скважины от блочной кустовой насосной станции (БКНС) давления закачки колеблются преимущественно в диапазоне 14-18 Мпа. При этом не проявляется корреляционной зависимости между приемистостью и устьевым давлением закачки, также не замечено существенных пообъектных различий в распределении упомянутых показателей. При преимущественном распределении приемистости в диапазоне 20-220 м³/сут, средние величины показателя по объектам разработки Ю₁¹, Ю₁²⁺³, Ю_2-3 практически не различаются и составляют около 100-110 м³/сут. Более низкие величины приемистости (<10-20 м³/сут) связаны с циклическими закачками. Соотношения скважин по классам приемистости в представленных распределениях по основным объектам Ю₁¹, Ю₁²⁺³, Ю ₃ ¹⁺² примерно одинаковое.

Что касается фонда нагнетательных скважин, то он практически ежегодно увеличивается. Если в год (1991 г.) максимальной закачки он составлял 243 ед., то к 2014 г. постепенно возрос до 300 ед. За сравниваемые годы (1995 г. и 2014 г.) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составило: 1:3,2 и 1:2,2, а по действующему фонду, соответственно, 1:3 и 1:2, т.е. в динамике наблюдается повышение охвата воздействием по площади и объему эксплуатируемых частей объектов. При этом соответственно сближаются зоны воздействия и отбора, осуществляется изменение направлений гидродинамических потоков, что в совокупности благоприятно влияет на повышение охвата воздействием.

Представленные выборочные показатели уровней накопленной и годовой добычи нефти, а также степени выработки запасов нефти позволяют крупномасштабно отобразить удельную значимость каждого объекта или их совокупности в пределах каждой площади месторождения. Так, если рассматривать их распределения в территориальном плане, то в качестве определяющей по уровню запасов и отборов за ретроспективный период выделялась Вахская площадь. Ей соответствует почти половина извлекаемых запасов нефти месторождения, из которых уже извлечено 59,8%. В этой же связи и из-за наиболее длительной эксплуатации упомянутой части месторождения накопленный отбор составил 64,0% от общей добычи нефти по месторождению.

По содержанию извлекаемых запасов нефти Восточно и Северо-Вахская площади соотносятся как 0,55:0,45. Восточно-Вахская площадь введена в эксплуатацию в 1985г., т.е. на 2 года ранее Северо-Вахской. Это, в основном, и определило по ней как большую степень (39,2%) выработки запасов, так и несколько большую долю (22,2%) в накопленном отборе по месторождению. Однако по годовому уровню добычи нефти обе площади между собой близки, а по темпам отбора от начальных запасов более, чем вдвое превышают таковой по Вахской площади.

По разрезу месторождения 10,4% извлекаемых запасов нефти находится в пластах Ю_2-3 тюменской свиты, по ним отобрано 35,9% от извлекаемых запасов, и в 2012 г. они обеспечивают 19,5% годового отбора по месторождению. Остальная часть годовой добычи обеспечивается объектами Ю₁¹ и Ю₁²⁺³. По степени выработки запасов наиболее близки между собой объекты Ю₁²⁺³ (41,8%) и Ю₃¹⁺² (35,7%). Наибольшей выработкой запасов (66,1%) характеризуется объект Ю₁¹. Он содержит третью часть (36,2%) начальных и 25% текущих извлекаемых запасов нефти месторождения, при этом обеспечивает почти 30% годовой добычи.

На месторождении пробурено всего 1270 скважин, из них 1161 скважина основного фонда, остальные 109 скважин - разведочные, дублеры, контрольные. В эксплуатации на нефть участвовало 925 скважин, значительная часть (353 скважин) которых переведена под закачку; по отношению к добывающему фонду (688 ед.) получается сравнительно низкая доля (46%) действующих скважин. Работающий фонд характеризуется текущей обводненностью продукции 76% и на его долю остается отобрать около половины утвержденных извлекаемых запасов нефти или 173 тыс.т/скв. На скважины уже неработающего фонда (436 ед.) приходится 35,8% накопленной добычи по месторождению или 35,8 тыс.т/скв.; аналогично по действующему фонду - 32,2% или 61,8 тыс.т/скв., т.е. удельная добыча нефти почти вдвое выше, чем по неработающему фонду.

Это обстоятельство в первом приближении позволяет констатировать о неполной выработке удельных запасов нефти скважинами неработающего фонда. И соответственно проблемности достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения эксплуатируемых объектов без реализации наиболее эффективных мероприятий. Как правило, структура остаточных запасов ухудшена в связи с их приуроченностью к интервалам с изначально пониженными ФЕС и нефтенасыщенности пород. Для выработки наиболее эффективных мероприятий по вовлечению их в активную разработку, прежде всего, требуется достаточно надежное попластовое представление распределения по территории залежей плотности остаточных запасов нефти.

Последнее, в соответствии с современными возможностями, может быть получено по результатам расчетов с использованием ПК Eclipse и проведением трехмерного гидродинамического моделирования. В то же время следует принять во внимание относительно слабую изученность объектов по ряду исходных базовых физических параметров (проницаемость, нефтенасыщенность), существенно влияющих на конечные результаты расчетов. Поэтому, с целью выявления степени их согласованности с результатами обычного геолого-промыслового анализа, выполнено изучение пообъектного распределения начальных и остаточных запасов нефти, особенностей динамики работы скважин в зависимости от геолого-физической характеристики объектов эксплуатации, технического состояния скважин и т.п. Это требовалось выполнить для большей определенности и надежности целесообразно-необходимых мероприятий, ориентированных на повышение эффективности разработки с одновременным обеспечением технико-технологических условий для отбора утвержденных извлекаемых запасов нефти.

Выраженные с 1993 г. увеличение добычи нефти по объектам месторождения и в последующем более сдержанное его падение обусловлены эффективными работами по ГРП (гидравлический разрыв пласта), проведенными в 396 скважинах. По известным причинам указанный показатель также частично включает результаты работ, проводимых по направлениям усиления системы воздействия и улучшению режимов работы механизированного фонда, что в особой мере проявилось в последние годы.

3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы

С начала разработки на месторождении при комплексном воздействии применялись следующие технологии: дополнительной перфорации (ДП); ДП и глино-кислотных обработок (ГКО); кавитационно-имплозивного воздействия (КИВ); гидропескоструйной перфорации (ГПП); соляно-кислотные обработки (СКО); импульсное дренирование струйным насосом (УОС); термо-газохимическое воздействие пороховым генератором давления (ПГД); ацетоно-кислотная обработка (АКО), метод глубоких депрессий, позволяющий снизить уровень на 1200 - 1500 м (МГД); закачка пенной системы для отклонения фильтрационных потоков (ПС); закачка ПДС и др. [2].

Эффективность применения методов воздействия на пласт, применявшиеся в последние годы показаны на рисунке 3.3.

Применение полимерно-дисперсной системы, состоящей из полиакриламида (ПАА) и глинистой суспензии (ГС) со стабилизирующими добавками, основывается на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых участков коллектора в призабойной зоне пласта, таким образом, ограничивая приток воды к добывающим скважинам. Технология предусматривает закачку ПАА и ГС через эсилзатационный фильтр добывающей скважины и последующую закачку в призабойную зону сшивателей способствующих упрочнению водоизолирующего материала, что позволяет снизить возможность его вытеснения.

Закачка ПДС проводилась в 1999г. на Вахской площади в пласт Ю₁¹. Полимерно-дисперсная система закачивалась в нагнетательную скважину № 131. Реагирующие скважины №№ 125, 126, 127, 132. Дополнительная добыча на одну скважину в 1995 г, составила 1,5 тыс. тонн.

Глино - кислотные обработки в 1999 г. проводились на ВосточноВахской площади месторождения: объект Ю₁²⁺³ обрабатывалась скв. № 803б, реагирующие скважины №№ 810, 802, 763, 765, 804, дополнительная добыча составила 200 тонн; объект Ю₁¹, обрабатывалась скв. № 1411, реагирующие скважины №№ 1401, 1402, 1403, 1419, 1418, 1420, дополнительная добыча составила 300 тонн.

В 1999г. на месторождении в качестве опытно-промышленного эксперимента производилась закачка полимерно-углеродной системы ПУС-3. Закачка проводилась на Восточно-Вахской площади, на объект Ю₁¹ в нагнетательную скважину № 1558; реагирующие скважины №№ 1092, 1079, 1080, 1559, 1102, 1101, 1100, 1542. Дополнительная добыча составила 870 тонн.

Рисунок 3.3 Дополнительная добыча нефти по методам воздействия на пласт

С целью повышения нефтеотдачи пластов и увеличения продуктивности скважин на месторождении применялся метод электроимпульсного воздействия на пласт. Электро-импульсное воздействие проводилось: на Вахской площади месторождения в скважине № 616 (объект Ю₁²⁺³), дополнительная добыча составила 510 тонн; на Восточно-Вахской площади в скважине № 1411 (объект Ю₁¹), дополнительная добыча составила 480 тонн.

На Вахском месторождении в пределах Восточно-Вахской площади пробурено три горизонтальных скважины на объекты Ю₁¹ (скв. № 1081) и Ю₁²⁺³ (скв. №№ 855бис, 1362) с проходкой по объектам 160 м (скв. № 1081) - 176 м (скв. № 1362). Продуктивная часть объектов не обсажена, спущен хвостовик - «фильтр».

3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении

Гидроразрыв пласта на Вахском месторождении на первом этапе осуществлялось Краснодарским УПНПиКРС, которое использовало технологию и жидкости, разработанные ВНИИКрнефтью.

В качестве закрепляющего трещину материала применялся кварцевый песок в количестве 20 т., объем жидкости гидроразрыва составлял 70-85 м3, темп закачки достигал 2,4 м3/мин. Работы осуществлялись без должного контроля и фиксирования основных показателей по каждой скважине, что не позволило провести соответствующие расчеты длины трещин.

В тот же период на других месторождениях Западной Сибири начали применять зарубежную технологию гидроразрыва, считавшуюся эффективней отечественной. Это послужило причиной создания совместного предприятия «ВахФракмастер Сервисиз». Преимущество канадской технологии заключается в отсутствии в жидкости гидроразрыва водной фазы, использовании для закрепления трещины искусственного материала (пропанта) с втрое большими прочностными свойствами (70МПа) и проницаемостью уплотненного (в пластовых условиях) пропанта более 200мкм2. Кроме того, проводимые операции управляемы и контролируются, что позволяет создавать трещины установленной длины. Высокие темпы закачки (500 м3/мин) обеспечивают получение коротких и широких трещин, что представляется более оптимальным с позиции технологии разработки.

На Вахском месторождении по состоянию на 1.01.2014 г. проведено 756 операций гидроразрыва. Предварительный анализ показателей свидетельствует о широком диапазоне изменения прироста дебитов жидкости и обводненности. В этой связи определенный интерес представляет оценка влияния технологических и геолого-промысловых факторов на конечные показатели.

Как показал анализ данных, по преобладающей части скважин дебит увеличился более чем в 4-5 раз, в среднем 4,2 раза, дебит нефти - в 3,65 раза, в то время как по 33 скважинам Краснодарского УПНПиКРС дебит жидкости возрос только в 2,4 раза. Увеличение дебитов по зарубежной технологии сопровождается ростом обводненности в среднем на 11%. Примечательно, что в 33 скважинах отмечается ее снижение [1].

4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

4.1 Методология экономической оценки

Геолого-экономическая оценка месторождений -- это комплексная оценка геологических и горно-технологических особенностей месторождений, промышленной ценности полезных ископаемых и вероятного экономического эффекта от использования добытого минерального сырья в народном хозяйстве. Геологическая оценка месторождений основана на результатах проведённых геологоразведочных работ, которые обобщаются при подсчёте запасов полезных ископаемых на основе кондиций, учитывающих геологические особенности месторождений, требования технологии, а также условия, обеспечивающие рентабельность, рациональное использование недр и охрану окружающей среды. Экономический аспект оценки месторождений базируется на результатах подсчёта запасов и включает анализ показателей, определяющих эффективность эксплуатации месторождения и эффективность капитальных вложений в строительство промышленного комплекса.

Геолого-экономическая оценка месторождений проводится на всех стадиях разработки месторождения.

Показатели эффективности выбранного технологического варианта разработки включают:

-- чистый доход (ЧД), млн. руб.;

-- чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. руб.;

-- внутренняя норма доходности (рентабельности) капитальных вложений, %;

-- срок окупаемости капитальных вложений, лет;

Все показатели определяют эффективность добывающего предприятия. Разработка месторождения считается эффективной, если внутренняя норма доходности принятой в расчетах нормы дисконтирования.

В связи с неполнотой информационно-аналитической базы по освоению нефтяных месторождений ряд показателей приняты на основе данных по объектам нефтедобычи в регионе. Стоимость работ по видам принимается по данным фактических значений по объекту-аналогу с корректировкой на коэффициенты-дефляторы (приведение к году расчета).

При проведении экономической оценки эффективности проекта были приняты следующие параметры:

- ценовая база- на 1.01.20014 г.;

- продолжительность расчетного периода- 12 лет (2009 - 2020 гг.);

- норма дисконта- 12 %.

Цена реализации нефти принята в соответствии с Приказом ФСТ России № 413-э/11 от 24.12.2008 г. «Об оптовых ценах на нефть и газ, добываемый и реализуемый потребителям Российской Федерации». Установленная ФСТ цена на 2009 г. скорректирована в соответствии с разработанным Министерством Экономического Развития РФ уточненным прогнозом роста тарифов на 2010-2014 годы, утвержденным на заседании Президиума Правительства РФ 13 июля 2009 г. С целью исполнения постановления Правительства РФ №333 от 28.05.2007 г. «О совершенствовании государственного регулирования цен на нефть и газ», рост тарифов на газ в 2010-2014 гг. для промышленных потребителей будет составлять 15 % ежегодно. В последующие годы цена реализации нефти принята на уровне тарифа 2012 г., однако не исключается ее дальнейшее повышение в зависимости от стоимости нефти на внешних рынках.

4.2 Капитальные вложения

Капитальные вложения в разработку Вахского месторождения определены расчетным путем на основании сметной стоимости строительства скважин и проектной стоимости объектов обустройства промысла в ценах на 1.01.09 г. (Таблица 4.1).

Средняя сметная стоимость строительства скважины оценивается в 50980956 руб., суммарные капитальные затраты на строительство 7 скважин составят 356,87 млн. руб.

Затраты на объекты обустройства определены с учетом необходимости подготовки нефти, подземной и поверхностной утилизации значительных объемов пластовых вод, создания эксплуатационной базы для обслуживания промысла.

4.3 Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты в разработке месторождения определены расчетным путем с учетом данных по объектам-аналогам в ценах на 1.01.09 г. (Таблица 4.2)

Амортизация оборудования начисляется в соответствии с «Положением о порядке начисления амортизационных отчислений по основным фондам в народном хозяйстве» и со сроком амортизации на основное технологическое оборудование (Единые нормы на амортизационные отчисления, утвержденные Госпланом СССР, Минфином СССР, Госбанком СССР, Госкомцен СССР, Госкомстатом СССР, Госкомстроем СССР 29.12.1990 № ВГ-21-Д).

4.4 Налогообложение юридических лиц

Система налогообложения юридических лиц установлена в соответствии с Налоговым Кодексом РФ.

В Таблице 4.1 представлены налоги, учитываемые при оценке эффективности инвестиций.

Таблица 4.1 - Капитальные вложения, млн. руб.

Таблица 4.2 - Платежи, налоги и отчисления