Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	23.08.2008
Размер файла	4,0 M

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

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

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

Страница:

7. Ознакомление с ПЛА производственно-технического персонала должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку.

8. ПЛА (или его оперативная часть) должен быть вывешен на видном месте, определенном руководителем объекта (участка). Полные экземпляры ПЛА должны находиться у технического руководителя предприятия, в диспетчерской, у газоспасателей, в отделе техники безопасности и на рабочем месте.

9. Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие действительному положению на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия.

10. Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, оговоренных настоящими Правилами, устанавливается организацией с учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.

2.12.2. Оперативная часть плана ликвидации аварий

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Вид аварии - по нефтегазодобывающей и газоперерабатывающей промышленности, геологоразведочным работам:

· неконтролируемые выбросы нефти и газа при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин (открытый фонтан (ОФ) - это неуправляемо истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствие грифонообразований.);

· полное или частичное разрушение и (или) падение буровых вышек (мачт) и их частей;

· падение талевой системы на буровых установках, агрегатах для ремонта скважин;

· взрывы и пожары на подконтрольных объектах;

· полное или частичное разрушение объектов добычи и подготовки нефти и газа, внутри промысловых трубопроводов, сопровождающееся или приведшее к разливу (утечке) нефти в объеме 10 и более кубометров или утечкой природного (попутного) газа в объеме 10 тысяч и более кубометров;

· несанкционированные взрывы на скважинах при проведении прострелочно-взрывных и сейсморазведочных работ, а также в геологоразведочных горных выработках.

Инцидент - отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от технологического процесса, нарушение положений настоящего Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - вид осложнения отклонение от технологического процесса, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через устье можно регулировать или приостанавливать с помощью противовыбросового оборудования.

1. Первый, заметивший один из основных признаков НГВП, немедленно предупреждает всех членов вахты.

2. Во всех случаях, при возникновении признаков НГВП, старший вахты обязан:

· принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у устья скважины и радиотелефона.

· если старшему вахты необходимо принимать решения на устье скважины (в случае не герметичности), то сообщает о нестандартной ситуации в ЦИТС его заместитель (пом. бурильщика, оператор).

3. Запорная компоновка ПВО должна находиться на рабочей площадке у устья скважины в исправном состоянии с открытой задвижкой, шаровым затвором, шаровым краном, с установленными переводниками по типу и размеру погружного оборудования до начала работ.

4. Во всех случаях простоя и перерыва в работе, устье скважины должно быть загерметизировано.

5. При эксплуатации ПВО не позволяющего герметизировать устье скважины с кабелем, нельзя оставлять устье без внимания.

6. При промывке скважины под рабочей трубой устанавливается обратный клапан.

7. Работы по ликвидации НГВП на устье скважины проводятся только искробезопасным инструментом.

8. Все работы на скважине при газонефтеводопроявлении после герметизации устья, ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР, обученных по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при возможных газонефтепроявлениях».

9. Машинист подъемного агрегата выполняет все указания старшего вахты (бурильщика, ст. оператора).

10. При СПО с кабелем, если ПВО не позволяет герметизировать трубу с кабелем, кабель перерубается приспособлением для рубки канатов и закрепляется к трубе клямсами.

11. Замер газовоздушной среды производится ежесменно перед началом работ, согласно карте отбора проб воздуха на кустовой площадке.

2.13. Затраты на проведение мероприятий в рамках темы дипломного проекта

Затраты на охрану труда и промышленную безопасность учтены в стоимости бригадо-часа КРС, и составляют 58,6 руб. В эту стоимость входят затраты на: спецодежду, средства индивидуальной защиты, обучение рабочих и ИТР.

По проекту планируется провести 10 комплексных обработок РАСПО+ПСКО. Средняя продолжительность одного ремонта скважины составляет 150 бригадо-часов. В целом затраты на охрану труда и промышленную безопасность по проекту на 10 скважин составят 87 900 руб.

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР

4.1. Нормативно-правовая база

Настоящая глава написана в соответствии с РД 153-39-007-96 и других нормативных документов по охране окружающей среды и недр.

Район разработки нефтяного месторождения является территорией повышенной техногенной нагрузки на окружающую среду. Загрязнению в этом районе подвергается воздушный бассейн, почва, растительность, животный мир, поверхностные и подземные воды, памятники природы и недра. Разработка Мишкинского месторождения также сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния существующей и намечаемой деятельности объектов нефтедобычи на окружающую природную среду и недра предусматривается комплекс мероприятий, направленный на ее охрану и восстановление.

При выполнении данного раздела выбраны и учтены санитарно-гигиенические и экологические ограничения (водоохранные зоны, зоны санитарной охраны водозаборов подземных вод, санитарно-защитные зоны, уровни физического воздействия, природные особенности).

Выбор проектных решений и дальнейшая эксплуатация объектов должна проводиться с учетом российских нормативно-правовых актов и региональных инструктивно-методических указаний в области охраны окружающей природной среды, безопасных и комфортных условий проживания населения, в том числе:

· Закон РФ «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ;

· Закон РФ «О недрах» от 21 февраля 1991 г № 2395-1, в ред ФЗ от 03.03.1995 № 27-ФЗ, от 10.02.1999 № 32-ФЗ, от 02.01.2000 № 20-ФЗ, от 14.05.2001 № 52-ФЗ, от 08.08.2001 № 126-ФЗ, от 29.05.2002 № 57-ФЗ;

· Водный кодекс РФ, № 167 -ФЗ, 18.10.1995;

· Закон РФ «Об экологической экспертизе», 1995;

· Закон РФ «Об особо охраняемых природных территориях» от 14.03.1995 № 33-ФЗ;

· Закон РФ «О животном мире» от 24.04.1995 г., № 52-ФЗ;

· Лесной кодекс РФ, № 22-ФЗ, 29.01.1997;

· Земельный Кодекс РФ, № 136-ФЗ от 25.10.2001 г.

· Закон РФ «Об отходах производства и потребления», от 24 июня 1998 г. № 89-ФЗ, в ред. ФЗ от 29.12.2000 № 169-ФЗ г.;

· Закон РФ «Об охране атмосферного воздуха», от 4 мая 1999 № 96-ФЗ;

· Кодекс РФ «Об административных правонарушениях, № 195-ФЗ от 30.12.2001 г.

4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

Предприятие на месторождение имеет согласованные проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу, предельно допустимых сбросов (ПДС), проект нормативов образования отходов и лимитов на их размещение. Все выбрасываемые и сбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ, ПДС. Также получены лимиты на размещение отходов производства и потребления. Промышленных объектов, а также полигонов хранения и утилизации промышленных отходов в контуре месторождения нет.

Основным источником загрязнения атмосферы на Мишкинском месторождении являются нефтепромысловые объекты, расположенные на площадках ДНС-1, сепараторы, насосы, факел сжигания газа. В атмосферный воздух выделяются оксиды углерода и азота, диоксид азота, серы диоксид, сероводород, смеси углеводородов.

Отходы производства и потребления

В процессе эксплуатации Мишкинском месторождения отходы образуются на всех этапах работы. При эксплуатации ДНС и скважин образуются следующие виды отходов производства и потребления:

- нефтешлам при зачистке оборудования;

- изношенные ремни;

- отработанная сальниковая набивка;

- обтирочный материал, загрязненный маслами;

- лом и отходы черных металлов;

- мусор от бытовых помещений организаций несортированный;

- отходы из выгребных емкостей.

Ликвидацией аварийных разливов нефти занимается ООО «Нефтетрубопроводсервис», ремонтом скважин занимается ООО «ТОТ», обслуживанием энергохозяйства и сменой ламп занимается ООО «Удмуртэнергонефть», на всех входящих в состав предприятий ООО «РЦСУ-Ижевск» и ОАО «Удмуртнефть». Образующиеся отходы накапливаются в специально отведенных местах.

4.3. Оценка уровня воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

В результате работ по мониторингу отмечается, что уровень загрязнения атмосферного воздуха объектами с повышенной техногенной нагрузкой находится на низком уровне. В связи с этим, основное внимание при прогнозе уделяется водным объектам и почве.

4.4. Методы уменьшения уровня воздействия на окружающую среду

Воздействие на водные ресурсы

Поверхностные воды

Воздействие на поверхностные воды может иметь место, в основном, при попадании в них загрязняющих веществ в случае аварийной ситуации. После приема загрязненных стоков происходит ухудшение физических свойств воды (замутнение, изменение цвета, вкуса, запаха). Осаждение нефтепродуктов и солей на дно водоемов вызывает загрязнение донных отложений.

При аварийных ситуациях миграция загрязненных стоков в поверхностные водотоки возможна по поверхности земли только при разрушении обваловок площадок, а также аварий на трубопроводах. При возникновении аварийной ситуации, учитывая расчетное время продвижения загрязняющих веществ, необходимо принять меры по сокращению распространения фронта сточных потоков.

Водоводы и трассы дорог расположены с учетом того, что полотно дороги будет служить преградой поверхностному стоку в водотоки. В пониженных местах в водопропускных трубах предусматриваются шибера.

Прямых сбросов сточных вод при эксплуатации скважин в поверхностные водотоки не предусмотрено. В условиях нормальной эксплуатации, при соблюдении запроектированных природоохранных мероприятий опасность загрязнения поверхностных вод сводится к минимуму.

Подземные воды

Загрязнение подземных вод возможно при разливе нефти и минерализованных вод в результате инфильтрации загрязненных стоков через зону аэрации в водоносные горизонты. Нефтяное загрязнение относится к «умеренно опасным» (4 класс опасности). В подземных водах под влиянием биогенного разложения и химического окисления нефть разрушается, при этом образуются нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, карбонильные соединения. Загрязнение подземных вод минерализованными водами происходит в основном, сульфатами и хлоридами (4 класс опасности), которые благодаря высокой активности и миграционной активности за короткое время быстро насыщают водовмещающие и водоупорные толщи, остальные химические компоненты сточной воды в результате сорбционных процессов удерживаются в породах зоны аэрации. По стойкости хлориды являются не разлагающимися и несорбирующимися веществами, поэтому последствия их загрязняющего действия могут проявляться долго.

Воздействие на геологическую среду

На этапе обустройства под эксплуатацию нефтяного месторождения воздействие на геологическую среду будет осуществляться в пределах четвертичных и верхнепермских отложений при строительстве нефтепромысловых объектов, трасс коммуникаций (дорог, трубопроводов, ЛЭП и т.д.) При строительстве нефтепромысловых объектов нарушается поверхностный и подземный сток, изменяются фильтрационные и физико-механические свойства грунтов.

К постоянным факторам воздействия на недра следует отнести сам процесс добычи нефти, химические реагенты, используемые для обработки призабойной зоны и восстановления приемистости скважины, ППД.

При добыче нефти изменения в виде деформации массива пород возможны лишь при длительном вытеснении нефти нагнетанием в пласт воды без соблюдения параметров отбора жидкости (водонефтяной эмульсии) и нагнетания воды. По показателям разработки нефтяных залежей превышение закачки жидкости над отбором составляет 115-130%, которое не должно привести к негативным геологическим процессам. Существующие нормативы на качество воды, используемой в системе поддержания пластового давления, регламентируют содержание в ней механических примесей (КВЧ) и нефтепродуктов в количестве 50 мг/л. Водоносный комплекс, используемый для закачки, надежно изолирован от поверхности земли и открытых водоемов, не имеет связи с другими водоносными горизонтами, используемыми для водоснабжения или других хозяйственных целей.

При проведении работ по восстановлению приемистости пласта применяется ряд кислот, растворителей. Применяемые вещества относятся к 3 и (или) 4 классу опасности. Кислоты в процессе применения практически полностью взаимодействуют с пластом, а отработанные продукты можно классифицировать как взвешенные вещества. После обработки отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой.

В эксплуатационных скважинах производится контроль гидрохимической и гидродинамической обстановки разрабатываемых горизонтов.

Воздействие на почвенно-растительный слой

Загрязнение почв напрямую связано с возможными аварийными ситуациями. При аварийных ситуациях на площадке скважин загрязнения участков почвенно-растительного покрова нефтью имеет достаточно локальный и временный характер. Прогнозировать масштаб загрязнения практически невозможно, так как оно носит эпизодический характер и связано, в основном, с аварийными ситуациями, предотвращение или минимизация которых гарантируется проектными решениями.

Воздействие на почвенный покров при штатном режиме функционирования в значительной мере связано с загрязнением выхлопами автотранспорта и выбросами загрязняющих веществ, возможными эрозионными процессами, связанными как с природными, так и с антропогенными факторами.

Наиболее значительное воздействие на почву оказывают:

- уплотнение;

- эрозия в результате изменения наклона поверхности и запруживания воды;

- изменение условий стекания воды;

- загрязнение в результате сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов.

Потенциально-опасными объектами с точки зрения воздействия на почвенный покров, как при нормальном функционировании, так и в случае аварийных ситуаций, являются все кусты скважин, подъездные пути, трассы коммуникаций, а/д.

Воздействие отходов на окружающую среду

Организованные места временного хранения отходов при соблюдении правил хранения отходов и периодичности вывоза не являются источниками загрязнения атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, почвы. Также на месторождении предусмотрен постоянный визуальный контроль за состоянием мест временного хранения и своевременного вывоза отходов. При выполнении этих правил воздействия отходов на окружающую среду не будет.

Аварийные ситуации

При аварийной ситуации приземные концентрации загрязняющих веществ кратковременно превышают ПДК рабочей зоны на санитарно-защитной зоне.

Ущерб окружающей среде при аварийных ситуациях, сопровождающейся разливами нефти, оценивается в каждом конкретном случае индивидуально, с учетом объема потерь и конкретных природных условий.

При возникновении аварийной ситуации действия персонала должны проводиться в четком соответствии с планом ликвидации возможных аварий с применением средств защиты органов дыхания и оповещением всех необходимых служб. При необходимости должна быть организована эвакуации людей, не задействованных на ликвидации аварии, и жителей ближайших населенных пунктов на безопасное расстояние.

В целом, проектные решения предусматривают ведение технологического процесса с учетом всех требований и норм проектирования, в том числе норм пожарной и экологической безопасности. Планируемые природоохранные мероприятия направлены на минимизацию производимого влияния при штатном режиме функционирования и возникающей аварийной ситуации. Предусмотрен запас сорбентов и применение других профилактических мер, направленных на быструю ликвидацию аварийных ситуаций.

4.5. Расчет затрат при превышении норм ПДВ И ПДС

Результаты расчета приземных концентраций по всем загрязняющим веществам на границе санитарно-защитной зоны (300м) показали, что выбросы не превышают значений ПДК_м.р., все выбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ.

Данные по мониторингу основных загрязняющих веществ выбрасываемых в атмосферу за 2002-2004 гг. приведены в табл. 19.

Таблица 19

Изменение среднего уровня загрязнения атмосферного воздуха и максимальные разовые концентрации загрязняющих веществ за 2002-2004 гг.

Месторождение	год	NO	NO₂	SO₂	H₂S	CO	C₁- C₁₀
		сред	max	сред	max	сред	max	сред	max	сред	max	сред	max
Мишкинское	2002	0,001	0,01	0,036	0,057	0,008	0,021	0	0,001	2,0	2	5,69	8,07
	2003	0	0	0,007	0,012	0,006	0,007	0	0	2,0	2	2,15	2,25
	2004	0	0,003	0,004	0,012	0,009	0,013	0,001	0,001	3,0	3,0	1,19	1,28

Содержание загрязняющих веществ в атмосферном воздухе на Мишкинском место-рождении исследовалось в пяти точках мониторинга.

Относительно высокое значение максимальной разовой концентрации диоксида азота С_мах = 0,14 ПДК; С_Сред. = 0,05 ПДК вызвано расположением пунктов мониторинга рядом с ав-тодорогами, Содержание в атмосферном воздухе оксида азота близко к нулю. Уровень за-грязнения диоксидом серы С_мах=0,026ПДК; С_сред. = 0,018 ПДК и оксидом углерода С = 0,6 ПДК несколько вырос по сравнению с 2003 г.

В соответствии с программой мониторинга замеры основных загрязняющих веществ (оксид и диоксид азота, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, предельные углеводороды) проводятся в пунктах наблюдения минимум 25 раз в год. Выполненные измерения позволяют считать уровень загрязнения воздушного бассейна на Мишкинском месторождении низким.

Организационные и технико-технологические мероприятия в области охраны окружающей среды.

Предлагаемые мероприятия должны привести к стабилизации экологической обстановки на месторождении при его эксплуатации. При обустройстве месторождения главным критерием должно быть безоговорочное выполнение всех проектных решений, в том числе и по охране окружающей среды. В общем виде перечень основных мероприятий по охране природного комплекса выглядит следующим образом:

Мероприятия по охране атмосферного воздуха

- Выбор оборудования, соответствующего технологическому режиму. Полная герметизация всей системы сбора и транспортировки нефти и газа. Соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех систем сбора, транспорта и подготовки нефти.

- Внедрение трубопроводов с внутренним изоляционным покрытием для снижения аварийности.

- 100 % контроль сварных соединений при строительстве трубопроводов.

- Газ с предохранительных клапанов направляется на факел сжигания газа. Попутный газ будет использоваться для нагрева водонефтяной эмульсии на УПН. Тем самым уменьшается выброс вредных веществ в атмосферу.

- Предусмотрена автоматизация и блокировка технологического процесса для предупреждения аварийных ситуаций.

Мероприятия по охране водных объектов

Источником водоснабжения дожимных насосных станций ДНС-2, 3, 5, 7 служат арте-зианские скважины №№ 5003, 70581, 5004, 5005 и водовод с водозабора «Сива». Вода из ар-тезианских скважин, используется на хозяйственно-бытовые нужды. Вода с водозабора «Си-ва» используется на противопожарные нужды ДНС. Хозяйственно-бытовые стоки поступают в подземные емкости. По мере накопления стоки спецмашиной вывозятся на очистные со-оружения г. Воткинска.

- Надежное обвалование площадок нефтепромысловых объектов.

- Мероприятия по охране пресных подземных вод от загрязнения в результате заколонных перетоков разрабатываются при бурении скважин и учитываются в соответствующем разделе.

- Для контроля за состоянием подземных и поверхностных вод предусматривается проведение гидрохимических исследований.

- Принятые технические решения предусматривают бережное отношение к водным ресурсам.

Мероприятия по охране почвенного покрова

- Максимальное использование малоценных земель под строительство нефтепромысловых объектов.

- Перед проведением любых строительно-монтажных работ:

- снятие плодородного слоя на определенную глубину;

- перемещение плодородного слоя почвы в места временного складирования и хранения для повторного использования при восстановлении земель.

- Прокладка трубопроводов и коммуникаций в одном коридоре для сокращения отводимых земель.

- Своевременное проведение технической и биологической рекультивации и противоэрозионных работ.

Мероприятия по охране геологической среды

- Вскрытие нефтенасыщенных пластов осуществляется буровым раствором, плотность которого обеспечивает создание гидростатического давления в скважине, превышающее пластовое на 10-15 %;

- Для исключения загрязнения водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения вскрытие их осуществляется с использованием промывочной жидкости, приготовленной на основе малотоксичных материалов, а при креплении скважины направлением и кондуктором, подъем тампонажного раствора в затрубном пространстве осуществляется до устья;

- Применяемые в процессе строительства скважины и при ОПЗ химические вещества классифицированы по токсикологическому, санитарно-токсикологическому, санитарному и органолептическому показателям. Они практически полностью используются в технологическом процессе, а содержание их в отработанных растворах не превышает ПДК и, следовательно, не будет оказывать отрицательного воздействия на компоненты природной среды. Все используемые химреагенты сертифицированы.

- Для предотвращения сероводородного заражения пластовых жидкостей необходимо проводить обработку нагнетаемой воды бактерицидами. Кроме того, закачка минерализованных вод для целей ППД позволит уменьшить вероятность образования сульфатвосстанавливающих бактерий.

Мероприятия по охране биоты

- Очистку, раскорчевку участков, выделенных для буровых площадок и трасс коммуникаций, не следует проводить в период гнездования птиц;

- Во избежание гибели животных необходимо производить ограждение движущихся частей машин и механизмов.

Специальные мероприятия

- Организация системы мониторинга на месторождении силами специализированных аккредитованных организаций.

- Проведение комплекса геолого-промысловых и геофизических исследований состояния пластов, эксплуатационных и нагнетательных колонн и своевременная профилактика противокоррозионных процессов.

Природоохранная деятельность. Производственный мониторинг

ОАО «Удмуртнефть», как головное предприятие, так и его подразделения имеют планы природоохранной деятельности, планы внедрения системы экологического менеджмента. ОАО «Удмуртнефть» в июле 2003г. получило международный сертификат соответствия ГОСТ ИСО 14001 («Система управления окружающей средой»). Среди постоянно проводимых мероприятий являются замена трубопроводов на трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием, строительство и восстановление обваловок, поддержание чистоты и порядка, ликвидация замазученности, утилизация попутного газа, строительство ливневой канализации, установка пакеров, поведение геофизических исследований на скважинах и утилизация нефтешламов, снижение аварийности.

Полная программа экологического мониторинга предусматривает организацию наблюдений за источниками и факторами техногенного воздействия, изменениями природных компонентов и комплексов. Для контроля за состоянием основных компонентов природной среды (гидросферы и почвенного покрова) сформирована система ведомственного экологического мониторинга. Основными методами контроля в процессе эксплуатации месторождения будут являться визуальный и инструментальный (физико-химические, гидрохимические) методы анализа.

Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения и регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функции технической эксплуатации месторождения.

Инструментальный метод контроля проводится группой мониторинга и химико-аналитической лабораторией ОАО «Удмуртнефть».

Гидромониторинг

Отбор проб производится на постоянных точках на реках Шаркан, Березовка, Сидоровка и ручей Тронин Лог. Результаты химических анализов поверхностных вод за 2004 гг. приведены в табл. 20.

Таблица 20

Химический анализ поверхностных вод за 2004 г.

Место отбора	р. Шар кап выше мос-та, п. 52-01	р. Шаркан верховье Боткин, пруда, п. 52-02	р.Березовка мост у АБЗ п.52-03	р.Березовка центр, н/л п.52-04	р. Сидоров-ка, 350 м В к 10 п. 52-05	ручей Тронин Лог, 18 ряд. п. 52-06	ручей Тронин Лог, н/л, к.24. п. 52-07	р.Сидо-ровка 350м ЮВ к.23. п. 52-08	р.Сидо-ровка мост на Кель-чинском тракте п. 52-09
Дата отбора	20.10.04	09.08.04	25.10.04	25.10.04	21.10.04	21.10.04	21.10.04	21.10.04	21.10.04
Компоненты	Содержание мг/дм
Жесткость, м моль/дм	5,085		9,595	7,676	3,355			4,41	5,528
РН	8,28		7,83	8,02	7,84			7,74	7,96
Кальций	60,89		133,6	105,3	44,82			64,7	79,5
Минерализация	515,8		931,2	691,4	279,9			335,9	501
Гидрокарбона-ты	335,5		187,3	154,3	148,2			151,9	159,2
Хлориды	36,5	28,6	420	300	47,3	1400	350	81,2	177
Магний	24,89		35,62	29,48	13,6			20,29	62,87
Сульфаты	14,81		18,93	12,35	10,7			9,876	9,876
Натрий+Калий	49,68		146,1	95,7	21,68			20,29	62,87
Нефтепродукты	0,4	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05
Сухой остаток	390	250	870	650	310	2900	980	440	470

Степень влияния нефтепромысла на качество речных вод имеет от слабовыраженной до опасной. По результатам исследований наиболее загрязненными являются р. Берёзовка и ручей Тронин Лог. Как и в предыдущие годы, воды имеют высокое содержание сухого ос-татка и хлоридов: от 0365 до 2,9 г/дм3 (0,65-2,9 ПДК) и 300-1400 мг/дм3 (1,0 - 4,6 ПДК) соот-ветственно. В сравнении с 2003 годом загрязнение данных водотоков минерализованной во- дой возросло. В реках Шаркан и Сидоровка концентрации хлоридов колеблются от 28,6 до 177 мг/дм3 (ниже ПДК). Нефтепродукты не обнаружены.

Подземные воды

Подземные пресные воды представляют наибольший интерес с точки зрения воздей-ствия на окружающую среду, т.к. они используются для водоснабжения и с другой стороны они в значительно большей степени подвержены воздействию различных возможных загряз-нений, чем минерализованные воды нижележащих горизонтов. Результаты химических ана-лизов поверхностных вод за 2004 гг. приведены в табл. 21.

Таблица 21

Результаты химических анализов подземных вод за 2004 г.

Место отбора	14 ряд, арт.скв.5002	ДНС-2, арт.скв.5003	ДНС-5, арт.скв.5004	ДНС-7, арт.скв.5ОО5	ДНС-3, арт.скв.70581	п/х «Лес-ное поле», арт.скв.844
Дата отбора	25.10.04	04.02.04	25.10.04	20.10.04	21.10.04	06.08.04
Компоненты	Содержание мг/дм
Жесткость м моль/дм³	4,929	8,456	10,30	0,401	4,2
рН	8,09	7,89	7,65	9,1	7,87
Кальций	61,94	84,22	115,4	3,383	45,67
Минерализация	349,7	602,8	798,4	492,7	333,5
Гидрокарбонаты	155,6	195,2	193,4	329,4	182,4
Хлориды	79,9	230	350	4,23	32,3	14,5
Магний	22,35	51,73	55,27	2,822	23,35
Сульфаты	21,67	6,64	11,44	14,58	7,695
Нитраты	0,095	4,355	4	1,975	32,43
Натрий + Калий	8,19	33,6	73,14	136,3	9,65
Железо		0,181
Нефтепродукты	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05	<0,05
Сухой остаток	371,6	654,8	780	387,1	292,3	236,8

В сравнении с предыдущими годами состояние подземных вод остается неизменным. Напорные подземные воды уржумской водоносной серии остаются относительно чистыми. Величина сухого остатка вод составляет не более 0,40 г/дм3, и только в районе ДНС-2 и ДНС-5 увеличивается до 0,78 г/дм3. Повышенное содержание хлоридов остается в скважинах № 5003, 5004, 70580, от 211 до 350 мг/дм3 (0,6-1,0 ПДК). В этих же скважинах повышенное содержание железа в концентрациях до 1,8 ПДК и высокая жесткость 8,5-10,3 ммоль/дм (1,21-1,47 ПДК). Нефтепродукты отсутствуют.

Состояние качества грунтовых вод (первого от поверхности водоносного горизонта) в сравнении с прошлыми годами ухудшилось. Загрязнение грунтовых вод носит локальный характер и наиболее сильно проявляется на территориях со значительной техногенной на-грузкой (УПН, ДНС, ряды скважин). Минерализация воды на особенно загрязненных участках изменяется от 1,1 до 9,1 г/дм , содержание хлоридов от 366 до!600 мг/дм (1,05-4,6 ПДК).

В качестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.

Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация, Сl^- , SO₄^2-, НСО_з^-, Са²⁺, Na⁺ + K⁺, Mg²⁺, СО₃^-, нефтепродукты.

Почвенный мониторинг

Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах - вблизи производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P₂O₅, K₂O, плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.

Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений на Мишкинском месторождении необходимо:

· Осуществлять регулярный визуальный контроль на производственных площадках кустов скважин, подъездных путях к ним, а/д.

· При возможной аварийной ситуации отбор образцов производят в начальной стадии аварийной ситуации на загрязненной почве и вблизи ее, и после проведения восстановительных работ.

4.6. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, литосферу, гидросферу, биоту

Плата за загрязнение окружающей природной среды по видам загрязнения определяется путем умножения соответствующих ставок платы на величину указанных видов загрязнения. Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от стационарных источников приняты в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».

В соответствии с приложением 2 к указанному Постановлению Правительства РФ, к расчету платы вводится коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние атмосферного воздуха и почвы), по территориям экономических районов РФ. Как следует из письма Министерства экономики УР от 25.06.03г. №05-17/078, Удмуртская Республика относится к Уральскому экономическому району Российской Федерации. Соответственно, по данному району коэффициент для атмосферного воздуха равен 2. Расчет платежей за загрязнение атмосферного воздуха на период строительства и на период эксплуатации проектируемых объектов представлен в табл. 22.

Таблица 22

Расчет платы за выброс загрязняющих веществ в атмосферный воздух в течение года

Наименование загрязняющих веществ	Выброс, т/год	Норматив платы за выброс 1 т загрязняющих веществ, руб	Плата с учетом коэффициента, учитывающего экол. Факторы по территориям экон. районов РФ, руб/год
Период эксплуатации
Предельные углеводороды С1-С10	15,7752	5	157,75
Сероводород	0,2450	257	125,93
Метанол	0,0012	5	0,012
Изопропиловый спирт	0,0088	3,7	0,07
Период строительства
Оксиды железа	0,060583	52	6,300
Марганец и его соединения	0,00443194	2050	18,04
Диоксид азота	0,1032782	52	10,4
Соединения кремния	0,004060	21	0,17
Углерод черный (сажа)	0,013368	80	2,08
Сернистый ангидрит	0,011625	21	0,462
Вториды	0,0038	410	3,12
Оксид углерода	0,485229	0,6	0,58
Керосин	0,066118	2,5	0,33
Оксид азота	0,14999	52	15,6

Определение ущерба от выбросов строительной и передвижной техники, сварочных постов (период строительства) не проводилось, а в случае, если используемые транспортные средства, сварочные посты стоят на балансе подрядных организаций, привлекаемых к строительным работам, данные предприятия самостоятельно вносят плату за выбросы в установленном порядке.

Расчет платежей за загрязнение водных объектов

Согласно проектным материалам, в период эксплуатации Мишкинского нефтяного месторождения загрязнений поверхностных и подземных вод не произойдет. Соответственно, ущерб, нанесенный водным объектам, будет равен 0.

Расчет платежей за размещение отходов производства и потребления.

Расчет платы за размещение отходов не приводится, т.к. все отходы, образующиеся в период эксплуатации объектов Мишкинского месторождения, подлежат переработке на других предприятиях.

Расчет за использование земельных ресурсов

Плата за землю производится за использование сельскохозяйственных угодий в штатном режиме на основании Постановления Правительства РФ от 07.05.2003 г. №262 «Правила возмещения собственникам земельных участков, землепользователям, землевладельцам и арендаторам земельных участков убытков, причиненных изъятием или временным занятием земельных участков, ограничением прав собственников земельных участков, землепользователей, землевладельцев и арендаторов земельных участков, либо ухудшение качества земель в результате деятельности других лиц», Акта об определении убытков и затрат сельскохозяйственного производства.

Плата за землю на лесных угодьях нелесного фонда производится в штатном режиме на основании Постановления Правительства РФ №278 от 29.04.2002 г. и в соответствии с Правилами взимания и учета платы за перевод лесных земель в нелесные и за изъятие земель лесного фонда (с изменениями на 11 июля 2003 года), Постановления Правительства РФ №55 от 03.09.2004 года, Постановления Правительства РФ от 17.11.2004 года № 647 «О расчете и возмещении потерь лесного хозяйства при переводе лесных земель в нелесные земли для использования их в целях, не связанных с ведением лесного хозяйства, пользованием лесным фондом, и при переводе лесных земель лесного фонда в земли других категорий», Актом об определении убытков и потерь лесохозяйственного производства.

Ущерб при аварийных ситуациях

Ущерб от аварий на опасных производственных объектах включает полные, разовые потери организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, на котором произошла авария; расходы на ликвидацию аварии, социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей, вред, нанесенный окружающей среде, материальный ущерб и потери государства от выбытия трудовых ресурсов.

Экологический ущерб определен как сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды:

П_экол=Э_а+Э_в+Э_п+Э_б+Э_о (4)

где П_экол - экологический ущерб, руб.;

Э_а - ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;

Э_в - ущерб от загрязнения водных ресурсов, руб.;

Э_п - ущерб от загрязнения почвы, руб.;

Э_б - ущерб, связанный с уничтожением биологических (в т.ч. лесных) ресурсов, руб.;

Э_о - ущерб от засорения территории обломками (осколками) зданий, сооружений, оборудования и т.д.

При аварийных ситуациях на Мишкинском нефтяном месторождении воздействие будет оказано на все компоненты природного комплекса, соответственно, ущерб от загрязнения определяется для всех компонентов природной среды.

Основные выводы

Приведенные материалы свидетельствуют о том, что:

Экологических и санитарно-гигиенических ограничений для хозяйственной деятель-ности на Мишкинском месторождении нет.

Уровень химического и физического загрязнения находится в допустимых пределах;

При соблюдении общепринятых природоохранных мероприятий (обваловка, обуст-ройство амбаров, герметичность колонн и т.д.) можно исключить и поверхностные загрязне-ния почв, грунтовых вод и поверхностных водотоков;

В случае аварийных ситуаций на сложных участках трассы трубопроводов возможно локальное загрязнение почвенно-растительного покрова и водных объектов.

Воздействие, связанное с загрязнением атмосферы выбрасываемыми веществами, не оказывает заметного влияния на флору и фауну.

Исходя из вышеприведенных выводов, можно сделать комплексное заключение о том, что на стадии эксплуатации Мишкинского месторождения нефти, природоохранная деятельность дифференцируется в соответствии со способностью биоты восстанавливаться и оставаться в исходном состоянии под воздействием нефтепромысловой нагрузки на террито-рию. Биотическим сообществам свойственны вследствие процесса синантропизации, упро-щенная структура, высокая резистентность по отношению к нефтепромысловому воздейст-вию и значительные восстановительные способности.

Возможные аварийные ситуации приведут к трансформации биоты, но значимых по-следствий для биоты Воткинского района Удмуртской Республики не будет.

Соблюдение регламентирующих и рекомендованных требований, а также применение передовых методов в области охраны окружающей среды не приводит к нарушению (дегра-дации) природного комплекса в целом.

При сложившейся техногенной нагрузке и полном выполнении природоохранных ме-роприятий, загрязнение окружающей природной среды находится в допустимых пределах.

Проводимые мероприятия по охране окружающей природной среды позволяют ми-нимизировать возможный ущерб от эксплуатации месторождения и при возникновении аварий-ных ситуаций.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Обоснование показателей экономической эффективности

Для расчета прогнозируемых экономических показателей проекта использовали совокупность критериев, описанных в РД 153-39-007-96.

Эффективность проведения РАСПО+ПСКО оценим системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев, экономическая эффективность предлагаемого проекта будет заключаться в дополнительно добытой нефти.

Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные показатели эффективности:

- дисконтированный поток денежной наличности (NPV), должен быть больше 0;

- индекс доходности (PI), в НК «Роснефть» при PI больше 1 предлагаемый проект может быть принят к реализации;

- период окупаемости вложенных средств (П_ок), в НК «Роснефть» период окупаемости вложенных средств должен быть не более 5 лет, при соблюдении этого параметра проекты принимаются к реализации.

- экономический эффект от внедрения мероприятия.

В систему оценочных показателей включаются также:

- эксплуатационные затраты на добычу нефти;

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды страны).

Для экономической оценки вариантов разработки могут использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые цены.

3.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических показателей проекта и расчет показателей

Исходные данные для расчета экономических показателей проекта представлены в табл. 23.

Таблица 23

Исходные данные для расчетов экономических показателей

Показатель	Значения
Цена реализации нефти, руб.	4 374,85
Налоги учитываемые в себестоимости, руб.	2 221,19
Стоимость бригадо-часа КРС, руб.	2 460,00
Продолжительность КРС, бригадо-час.	150,00
Стоимость РАСПО, руб/т.	18 000,00
Стоимость комплекса ГИС, руб.	89 000,00
Дополнительная добыча нефти, тонн	22 141,30

3.2.1.Выручка от реализации

Выручка от реализации продукции (В_t) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:

(5)

где Ц_н, - соответственно цена реализации нефти в t-м году;

Q_н, - соответственно добыча нефти в t-м году.

В нашем случае выручка от реализации будет идти от дополнительно добытой нефти. Рассчитаем показатели за 1 год.

Цена реализации нефти в 2007 г. - 4 734,85 руб.

Дополнительная добыча нефти от реализации проекта отражена в табл. 15.

Так по скважине 562 выручка от реализации составит:

4 734,85 руб. * 1 696,00 тонн = 8 030 171,83 руб.

По остальным скважинам приведем данные в табл. 24.

Таблица 24

Выручка от реализации по проекту

Месторождение	№ скв.	Прирост Q нефти, т/сут	Дополнительная добыча нефти за 1 год, тонн	Выручка от реализации, руб.

Мишкинское	562	4,6	1696,0	8 030 171,83
Мишкинское	504	7,2	2609,8	12 357 182,46
Мишкинское	510	6,6	2404,8	11 386 533,44
Мишкинское	514	4,8	1765,2	8 357 739,09
Мишкинское	524	8,9	3265,5	15 461 630,15
Мишкинское	533	4,5	1652,4	7 823 730,12
Мишкинское	2075	4,4	1606,7	7 607 285,80
Мишкинское	347	4,4	1603,8	7 593 533,42
Мишкинское	1505	7,8	2860,5	13 544 010,61
Мишкинское	1509	7,3	2676,8	12 674 061,63
В целом по проекту	60,7	22141,3	104 835 878,53

3.2.1. Эксплуатационные затраты

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов - статьям калькуляции или элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

- обслуживание добывающих и нагнетательных скважин:

- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

- поддержание пластового давления;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- технологическая подготовка нефти;

- капитальный ремонт скважин;

- амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается, исходя из удельного расхода электроэнергии и стоимости 1 кВтЧч электроэнергии.

По проекту РАСПО+ПСКО эксплуатационные затраты будут складываться из: затрат на капитальный ремонт скважин, проведение ГИС, затрат на РАСПО.

Стоимость капитального ремонта скважины определяется как произведение стоимости бригадо-часа работы бригады КРС - 2 460 руб., на продолжительность ремонта скважины - 150 бригадо-часов:

2 460 руб. * 150 бр.-час. = 369 000 руб.

Стоимость комплекса ГИС по одной скважине составляет 89 000 руб.

Стоимость 1 тонны РАСПО - 18 000 руб.

Полностью все эксплуатационные затраты по каждой скважине отражены в табл. 25.

Таблица 25

Эксплуатационные затраты по проекту

Месторождение	№ скв.	Затраты на КРС, руб.	Затраты на ГИС, руб.	Затраты на РАСПО, руб.	Всего эксплуатационных затрат, руб.

Мишкинское	562	369000,00	89000,00	138600,00	596 600,00
Мишкинское	504	369000,00	89001,00	143640,00	601 641,00
Мишкинское	510	369000,00	89002,00	113400,00	571 402,00
Мишкинское	514	369000,00	89003,00	152460,00	610 463,00
Мишкинское	524	369000,00	89004,00	178920,00	636 924,00
Мишкинское	533	369000,00	89005,00	126000,00	584 005,00
Мишкинское	2075	369000,00	89006,00	131040,00	589 046,00
Мишкинское	347	369000,00	89007,00	22680,00	480 687,00
Мишкинское	1505	369000,00	89008,00	95760,00	553 768,00
Мишкинское	1509	369000,00	89009,00	131040,00	589 049,00
В целом по проекту	3690000,00	890045,00	1233540,00	5 813 585,00

3.2.2. Платежи и налоги

Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды страны, и показан порядок их расчета (см табл. 26).

От фонда оплаты труда исчисляются платежи в размере 26 %.

Плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения и установленных ставок в руб./га.

Таблица 26

Перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды

Показатели	Ед. изм.	Значения
1.Налог на добавленную стоимость	%	18,0
2. Единый социальный налог	%	26,0

Показатели	Ед. изм.	Значения
3. Обязательное страхование от несчастных случаев	%	0,5
4. Налог на добычу полезных ископаемых	руб./т.	290,00
5. Налог на имущество	%	2,2
6. Добровольное личное страхование	%	3,0
7. Налог на прибыль	%	24,0
8. Подоходный налог	%	13,0

Таблица 27

Составляющие затрат учитываемые в себестоимости

Статья затрат
Сырье, материалы и топливо, %	2,48
Энергия, %	3,68
Заработная плата, %	3,01
Амортизация, входящая в себестоимость, %	6,61
Затраты на капитальный и текущий ремонт всех основных средств, %	4,78
Затраты на геофизику и сейсморазведочные работы, %	0,66
Затраты на проведение ГТМ (зарезка 2-х стволов и др.), %	2,63
Затраты на транспорт, %	2,51
Имущественные платежи, %	0,25
Другие расходы, %	6,81
Налоги и платежи, учитываемые в себестоимости, %	67,35

3.2.3. Прибыль от реализации (nt)

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения.

(6)

где n_t- прибыль от реализации продукции;

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

B_t - выручка от реализации продукции в t-м году;

Э_t - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;

H_t - сумма налогов;

Е_н - норматив дисконтирования, доли ед.(0,1);

t, t_p - соответственно текущий и расчетный год.

Рассчитаем прибыль от реализации по скважине 562:

Прибыль от реализации по остальным скважинам и в целом по проекту представлены в табл. 28.

Таблица 28

Прибыль от реализации по проекту

Месторождение	№ скв.	Выручка от реализации, руб.	Эксплуатационные затраты, руб.	Сумма налогов, руб.	Прибыль от реализации, руб.
Мишкинское	562	8 030 171,83	596 600,00	3 767 068,14	3 333 185,18
Мишкинское	504	12 357 182,46	601 640,00	5 796 930,54	5 416 919,92
Мишкинское	510	11 386 533,44	571 400,00	5 341 585,24	4 975 952,91
Мишкинское	514	8 357 739,09	610 460,00	3 920 734,61	3 478 676,80
Мишкинское	524	15 461 630,15	636 920,00	7 253 271,23	6 883 126,29
Мишкинское	533	7 823 730,12	584 000,00	3 670 223,39	3 245 006,12
Мишкинское	2075	7 607 285,80	589 040,00	3 568 686,27	3 135 963,21
Мишкинское	347	7 593 533,42	480 680,00	3 562 234,83	3 227 835,08
Таблица 28 (продолжение)
Месторождение	№ скв.	Выручка от реализации, руб.	Эксплуатационные затраты, руб.	Сумма налогов, руб.	Прибыль от реализации, руб.
Мишкинское	1505	13 544 010,61	553 760,00	6 353 688,55	6 033 238,23
Мишкинское	1509	12 674 061,63	589 040,00	5 945 583,08	5 581 307,77
В целом по проекту	104 835 878,53	5 813 540,00	49 180 005,88	45 311 211,51

3.3. Расчет экономических показателей проекта

3.3.1. Поток наличности (NPV)

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации, амортизационных и инвестиционных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения - определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году.

(7)

где NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

n_t - прибыль от реализации в t-м году;

A_t - амортизационные отчисления в t-м году;

K_t - первоначальные инвестиции в проект в t-м году.

Амортизационных отчислений в связи с отсутствием капитальных затрат по данному проекту нет.

Рассчитаем поток наличности по скважине 562:

Поток наличности по остальным скважинам и в целом по проекту приведен в табл. 29.

Таблица 29

Поток наличности по проекту

Месторождение	№ скв.	Эксплуатационные затраты, руб.	Прибыль от реализации, руб.	Поток наличности, руб.
Мишкинское	562	596 600,00	3 333 185,18	2 487 804,70
Мишкинское	504	601 640,00	5 416 919,92	4 377 527,20
Мишкинское	510	571 400,00	4 975 952,91	4 004 139,01
Мишкинское	514	610 460,00	3 478 676,80	2 607 469,81
Мишкинское	524	636 920,00	6 883 126,29	5 678 369,36
Мишкинское	533	584 000,00	3 245 006,12	2 419 096,47
Мишкинское	2075	589 040,00	3 135 963,21	2 315 384,74
Мишкинское	347	480 680,00	3 227 835,08	2 497 413,71
Мишкинское	1505	553 760,00	6 033 238,23	4 981 343,85
Мишкинское	1509	589 040,00	5 581 307,77	4 538 425,25
В целом по проекту	5 813 540,00	45 311 211,51	35 906 974,10

3.3.2. Индекс доходности (PI)

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:

(8)