Персонал для проведения необходимого проектирования: инженер-геолог ГО; лаборант.

Персонал для проведения фрак-операции, состав группы ГРП: руководитель работ по ГРП; 2 оператора блендера; 8 операторов насосных агрегатов; оператор станции управления и контроля; 2 машиниста автогидроподъёмника; оператор песковоза.

Стоимость услуг по проведению ГРП приведены в табл.23.

Таблица 23

Стоимость услуг и материалов

Итого стоимость одного гидроразрыва пласта равна 3 244 056 рублей и внесена в таблицу экономические условия.

 5.2.4. Платежи и налоги

Расчет показателей эффективности данного проекта выполнен при условии применения налоговой системы, действующей в Российской Федерации на 1.01.2007г.

Налоги, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды, определены законодательством РФ и законами местных органов, перечень и порядок их начисления указан в табл.24.

Таблица 24

Ставки налогов и отчислений

В расчетах ставки налога на добычу полезных ископаемых в размере Кц=419*(Ц-9)*Р/261*Кв на 2005-2007 гг. налогооблагаемой базой является объем добытой нефти. /1/

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти:

Налог в дорожный фонд на каждый год расчётного периода:

 Ндор. = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 0,01 = 2 144 040 руб., за 2007г.

 Ндор. = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 0,01 = 1 902 240 руб., за 2008г.

 Ндор. = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 0,01 = 1 523 460 руб., за 2009г.

Итого платёж в дорожный фонд за 3 года – 5 569 140 руб.

Налог в фонд НИИОКР на каждый год расчётного периода:

 Ннии = 40 982 866,7 ∙ 0,01 = 409 828,6 руб., за 2007г.

 Ннии = 36 706 903,5 ∙ 0,01 = 367 069,1 руб., за 2008г.

 Ннии = 30 008 528,7 ∙ 0,01 = 300 085,3 руб., за 2009г.

Итого платёж в фонд НИИОКР за 3 года – 1 076 982,9 руб.

Налог в страховой фонд на каждый год расчётного периода:

 Нстр. = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 0,005 = 1 072 020 руб., за 2007г.

 Нстр. = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 0,005 = 951 120 руб., за 2008г.

 Нстр. = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 0,005 = 761 730 руб., за 2009г.

 Итого платёж в страховой фонд за 3 года – 2 784 870 руб.

 Налог на добычу полезных ископаемых на каждый год расчётного периода:

Ндпи = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 21,3/100 = 35 376 660 руб., за 2007г.

Ндпи = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 21,3/100 = 31 386 960 руб., за 2008г.

Ндпи = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 21,3/100 = 25 137 090 руб., за 2009г.

Итого плата налога на добычу полезных ископаемых составляет за 3 года расчётного периода – 91 900 710 руб.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

 Нплат. = Ндор + Ннии + Нстр + Ндпи

 Нплат. = 39 002 548,6 руб., за 2007г.; Нплат. = 34 607 389,1 руб., за 2008г.;

 Нплат. = 27 722 365,3 руб., за 2009г.

 Итого платежей и налогов, за 3-х летний период – 101 332 303 руб.

Амортизационные отчисления по скважинам на каждый год расчётного периода:

 Аскв. = 2 501 223 ∙ 6,7/100 = 167 581,9 руб. за 2007г.

 Аскв. = 2 333 641 ∙ 6,7/100 = 156 353,9 руб. за 2008г.

 Аскв. = 2 177 287,1 ∙ 6,7/100 = 145 878,2 руб. за 2009г.

Итого амортизационных отчислений по скважинам за 3 года – 469 814,1 руб.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет:

Налог на добавленную стоимость на каждый год расчётного периода:

 Нндс = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 18/100 = 38 592 720 руб., за 2007г.

 Нндс = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 18/100 = 34 240 320 руб., за 2008г.

 Нндс = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 18/100 = 27 422 280 руб., за 2009г.

Итого плата налога на добавленную стоимость, составляет за 3 года расчётного периода – 61 701 192 руб.

Акцизный сбор на каждый год расчётного периода:

 Накц. = 35 734 ∙ 0,9 = 32 160,6 руб., за 2007г.

 Накц. = 31 704 ∙ 0,9 = 28 533,6 руб., за 2008г.

 Накц. = 25 391 ∙ 0,9 = 22 851,9 руб., за 2009г.

Итого акцизный сбор составляет за 3 года расчётного периода – 83 546,1 руб.

Налог на имущество предприятия на каждый год расчётного периода:

 Ним. = 2 333 641 ∙ 2,2/100 = 51 340,1 руб., за 2007г.

 Ним. = 2 177 287,1 ∙ 2,2/100 = 47 900,3 руб., за 2008г.

 Ним. = 2 031 408,9 ∙ 2,2/100 = 44 690,9 руб., за 2009г.

Итого налог на имущество предприятия составляет, за 3 года расчётного периода – 143 931,3 руб.

Текущие затраты с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

 Зтек+н = Зтек + Нплат.

 Зтек+н = 79 985 415,3 руб., за 2007г.; Зтек+н = 71 314 292,6 руб., за 2008г.;

 Зтек+н = 57 730 894 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 209 030 601,9 руб.

 5.2.5. Прибыль от реализации

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

 Пt =  , (5.2.)

где, Пt - прибыль от реализации продукции;

 Т- расчетный период оценки деятельно-сти предприятия;

 Bt – выручка от реализации продукции;

 Эt - эксплуата-ционные затраты с амортизацией;

 Ht- сумма налогов;

 Ен – норматив дисконтирования, доли ед.;

 t, tp – соответственно текущий и расчетный год.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти на каждый год расчётного периода:

 Зэксп. = Зтек+н + Аскв.

 Зэксп = 80 152 997,2 руб., за 2007г.; Зэксп = 71 470 646,5 руб., за 2008г.;

 Зэксп = 57 876 772,2 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 209 500 415,9 руб.

Валовая прибыль от реализации на каждый год расчётного периода:

 Пt = Вt – (Зэксп + Нндс + Накц + Ним)

 П1 = 98 177 146,8 руб., за 2007г.; П2 = 86 749 683,3 руб., за 2008г.;

 П3 = 68 840 022 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 253 766 852,1 руб.

Налог на прибыль на каждый год расчётного периода:

 Нпр. = 98 177 146,8 ∙ 24/100 = 23 562 515,2 руб., за 2007г.

 Нпр. = 86 749 683,3 ∙ 24/100 = 20 819 923,9 руб., за 2008г.

 Нпр. = 68 840 022 ∙ 24/100 = 16 521 605,3 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 60 904 044,4 руб.

Прибыль предприятия на каждый год расчётного периода:

 Ппр. = Пt – Нпр

 Ппр. = 74 614 631,6 руб., за 2007г.; Ппр = 65 929 759,4 руб., за 2008г.;

 Ппр. = 52 318 416,7 руб.

Итого за 3 года расчётного периода – 192 862 807,7 руб.

Дисконтированная прибыль на каждый год расчётного периода:

 Ппр.диск. = 64 882 288,3 руб., за 2007г.; Ппр.диск. = 57 330 225,5 руб., за 2008г.;

 Ппр.диск. = 45 494 275,4 руб.

Итого за 3 года расчётного периода – 167 706 789,2 руб.

5.3. Расчет экономических показателей проекта

5.3.1. Поток денежной наличности

Дисконтированный поток денежной наличности, определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

NPV = , (5.3.)

 где , NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

 Пt- прибыль от реали-зации в t-м году;

 At – амортизационные отчисления в t-м году;

 Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году;

 Дисконтированный поток денежной наличности (NPV) на каждый год расчётного периода:

 NPV1 = 47 162 043,6 руб., за 2007г.; NPV2 = 40 585 269,1 руб.;

 NPV3 = 30 284 029,2 руб.

Итого NPV за 3 года расчётного периода – 118 031 341,9 руб.

 Положительная величина чистого дисконтированного дохода (NPV>0) свидетельствует об эффективности проекта, поскольку поступлений от его реализации достаточно для того, чтобы возместить затраты и обеспечить минимально требуемый (равный норме дисконта – 15%) уровень доходности этого капитала.

5.3.2. Индекс доходности

Индекс доходности (РI) - отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных вложений:

 PI = (5.4.)

Определим индекс доходности (PI) :

PI = (56 058 867,7/1,15) / (32 440 560/ 1,15) = 1,7

Как видим, индекс доходности является положительным, то есть PI > 1, а это является критерием эффективности проекта.

5.3.3. Период окупаемости вложенных средств

Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

 ,(5.5.)

где, Пок - период возврата вложенных средств, годы.

Определим прибыль предприятия в месяц:

 Пср = 192 862 807,7 / 36 = 5 357 300,2 руб/мес.

Определим период окупаемости проведённого ГРП:

Пок = 32 440 560 / 5 357 300,2 = 6 мес. = 0,5 года.

Срок окупаемости по проектируемому варианту составит 0,5 года, период за которым значение NPV и дальше положительно.

5.4. Экономическая оценка проекта

Экономическая оценка выполнена в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», РД 153-39-007-96

Уплата всех налогов, предусматривается в полном соответствии с действующем, на 01.01.2007г. в России, законом о системе налогообложения.

Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течение полугода. За рассматриваемый период предприятие получило прибыль от дополнительной добычи нефти в размере 192,862 млн. рублей. Экономическая оценка проведения ГРП на 10 скважинах Ельниковского месторождения, приведена в табл. 25.

Таблица 25

Экономическая оценка эффективности проекта

5.5. Сравнение технико-экономических показателей базового варианта без проведения ГРП и варианта с проведением ГРП

 По каждому варианту определены основные экономические показатели, к числу которых относятся, эксплуатационные затраты на добычу нефти, дисконтированный поток денежной наличности (NPV), индекс доходности (PI), период окупаемости вложенных средств ( смотри таблицу). Данные показатели рассчитывались по 10 скважинам в динамике на 3-х летний период.

Результаты технико-экономического анализа базового и проектного вариантов в целом представлены в сравнительной табл. 26.

Таблица 26

 По результатам расчётов эффективным по основным экономическим параметрам является вариант с применением ГРП, при котором инвестор получает дополнительный дисконтированный доход в размере 118,031 млн. руб., дисконтированный доход государства составит 195,8 млн.руб. за 3 года. При осуществлении гидравлического разрыва пласта дополнительная добыча за 3 года составит 92,8 тыс.тн. нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На месторождениях Удмуртии остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам. ГРП в настоящее время является одним из наиболее эффективных способов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.

В данном дипломном проекте описано геологическое строение Ельниковского месторождения. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля­ются терригенные отложения яс­нопо­лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона. Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-фи­зических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего мате­риала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости.

 Выполнен анализ результатов проведенной компании по производству ГРП на девяти скважинах Ельниковского месторождения, в среднем по каждой скважине получен прирост нефти на 50%. На основе этого, а также учитывая опыт применения ГРП на других месторождениях нефти выдвинута идея выполнения ГРП на ряде скважин Ельниковского месторождения. Целью дипломного проекта является подбор ряда скважин для производства ГРП. По результатам геофизических и нефтепромысловых исследований произведен подбор десяти скважин. Описана технология проведения ГРП, техника, оборудование и материалы, применяемые при ГРП, которые на сегодняшний день предлагают фирмы подрядчики. В результате расчета мы получили 92 828 тонн дополнительной нефти, срок окупаемости проекта полгода, экономический эффект в размере 192,862 млн.рублей. Рассмотрен вопрос охраны труда при выполнении подготовительных операций и ГРП на скважине, нормативно-правовая база. Также следует учитывать вопрос охраны окружающей среды и недр, так как Ельниковское месторождение находится вблизи населенных пунктов, рек, лесов.

В итоге, при проведении ГРП на предложенных десяти скважинах, учитывая основные статьи расходов на это, получен довольно неплохой экономический эффект за непродолжительный период времени. Это свидетельствует о целесообразности и успешности данного проекта на сегодняшний день. Но следует отметить, что подбор скважин для подобных операций необходимо проводить с особой тщательностью и учитывать все требования и рекомендации. В противном случае мы можем нанести непоправимый вред нашей природе и недрам.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.   «Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского месторождения (Книга 1)», УДК 622.276.1/4 003, учетный № 2390, г.Ижевск, «ИННЦ», 2005г., с.441

2.    Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.

3.   Блажевич В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961-131с.

4.   Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Москва: Недра, 1986 – 165 с.

5.   Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004, 720 с.

6.   Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998-40с.

7.    Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967 – 139 с.

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА

Плакат 1 Геологический профиль Ельниковского месторождения

Плакат 2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Плакат 3 Запасы нефти по объектам

Плакат 4 График изменения дебитов до и после ГРП

Плакат 5 Схема расстановки наземного оборудования при ГРП

Плакат 6 Сравнение текущих и прогнозируемых показателей разработки до и после проведения ГРП (визейский объект)

Плакат 7 Сравнение технико-экономических показателей вариантов разработки с проведением ГРП и без проведения ГРП по 10 скважинам

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17