Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 7
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МУН
Методические рекомендации по расчету экономических показателей применения МУН на нефтяных месторождениях разработаны с учетом положений, изложенных в следующих документах:
- "Регламент составления проектных технологических документОБ на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" t^J-
- "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования" [2]',
- "Методика по планированию, учету и калькуляции себестоимости добычи нефти и газа" [1].
В расчет экономических показателей включаются технологические данные базового варианта разработки, и затем варианта с применением МУН Сопоставление экономических показателей по этим двум вариантам показывает степень привлекательности предлагаемой технологии.
Таким образом, экономическая эффективность новых технологии отражает соотношение затрат и результатов по вариантам разработки применительно к интересам его участников
Оценка экономической эффективности осуществляется в пределах расчетного срока, продолжительность которого принимается с учетом требований инвестора или продолжительности реализации технологии и реального физического срока службы основного технологического оборудования Расчетный срок измеряется количеством периодов, которые могут быть' месяц, квартал или год
Затраты, осуществляемые инвестором (нефтедобыва1ОЩИГ^ предприятием), входят в систему оценочных показателей эффективности проводимых мероприятий (внедряемой технологии) и включают в себя:
- дополнительные капитальные вложения, необходимы6 для реализации проекта по применению МУН (специальные установки и оборудование, реконструкция объектов обустройства месторождения, обусловленная спецификой применяемого метода увеличения нефтеотдачи);
319
• эксплуатационные затраты на добычу нефти;
• прибыль от реализации добываемой продукции;
• налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды.
Для оценки предстоящих затрат могут быть использованы базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены.
Под базисной ценой на добываемую продукцию понимается цена реализации, сложившаяся на момент оценки новой технологии. Она считается неизменной в течение всего расчетного периода. Эта цена, как правило, используется при расчете фактической экономической эффективности от применения МУН.
В соответствии с "Методическими рекомендациями" [2] на стадии составления технико-экономического обоснования (ТЭО) обязательным условием является расчет экономической эффективности в прогнозных и расчетных ценах.
Прогнозная цена Ц(0 добываемой продукции в конце t-ro года определяется по формуле:
где Ц(О - базисная цена добываемой продукции,
J(t,tH) - коэффициент изменения цен на добываемую продукцию в конце расчетного срока по отношению к начальному году расчета (в котором известны цены).
По проектам, разрабатываемым по заказам органов государственного управления, значение индекса изменения цен рекомендуется устанавливать в задании на проектирование в соответствии с прогнозами Минэкономики РФ.
В условиях ярковыраженных инфляционных процессов, трудно поддающихся прогнозированию, рекомендуется прогнозные и расчетные цены выражать в устойчивой валюте.
В качестве критерия эффективности проекта (предлагаемого мероприятия) могут быть использованы следующие показатели:
- чистый дисконтированный доход (Net Present Value - NPV);
- индекс доходности (Profitability Index - PI);
- внутренняя норма рентабельности (Internal Rate of Return - IRR);
- срок окупаемости.
При оценке экономической эффективности МУН расчет прибыли, потока наличности и других показателей производится с обязательным приведением (дисконтированием) разновременных
320
показателей к первому расчетному году. Для приведения разновременных экономических показателей к точке приведения используется норма дисконта (Е). Величина Е определяется, исходя из депозитного процента по вкладам и принимается на практике несколько больше его значения за счет инфляции и степени риска. При постоянной норме дисконта расчет разновременных показателей в t-ом периоде и приведение их к первому году производится путем умножения на коэффициент дисконтирования:
1
а, =
(!+?)'
где t - номер периода (шага) расчета (t = 0, 1,2, . . Т), Т - расчетный срок реализации проекта (месяц, квартал, год).
Чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV) или интегральный эффект от внедрения МУН определяется как сумма годовых чистых денежных потоков (Cash Flow) за весь расчетный срок, приведенная к первому году расчетного периода.
,=о
где Bt - выручка от реализации продукции в t-ом году периода;
Э( - эксплуатационные расходы на добычу без амортизационных отчислений в t-ом году;
Ht - налоговые платежи в t-ом году;
Kt - капитальные вложения на осуществление технологии МУН в t-ом году.
Индекс доходности (ИД, PI), который тесно связан с ЧДД, определяется по формуле:
Если ЧДД положителен, то ИД> 1 , проект эффективен, если И Д<1-неэффективен .
Внутренняя норма рентабельности (IRR) представляет собой ту норму дисконта (Еви), при которой соблюдается равенство приведенных эффектов приведенным капиталовложениям:
i Bt-3t-Ht .A Kt
321
Таким образом, если расчет ЧДД (NPV) показывает эффективное вложение средств в проект при некоторой заданной норме дисконта (Е) или нет, то Евн (IRR), определяется в процессе расчета и затем уже сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый в проект капитал. Если расчетное значение IRR больше или равно этой норме, то капиталовложения можно считать оправданными.
Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах и годах), начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с проектом, устойчиво покрываются суммарными результатами его внедрения.
Срок окупаемости рекомендуется определять с использованием дисконтирования.
Капитальные вложения
Реализация технологий МУН не требует дополнительных капитальных вложений на ввод новых скважин и объектов наземного обустройства нефтяных месторождений. В случае внедрения технологий на вновь вводимых мощностях капитальные вложения будут учитываться в равных объемах, как в базовом варианте, так и в варианте с технологиями МУН.
Собственно, с технологиями МУН связаны капитальные вложения на приобретение установок для закачки реагентов, оборудование лабораторий для контроля за процессом закачки и при необходимости, учитывая физическое состояние оборудования (водоводы, задвижки и др.),- реконструкции нагнетательных скважин, планируемых под воздействие.
Капитальные вложения на оборудование для методов увеличения нефтеотдачи:
К = К -N „
чуне чун мун!
где К -стоимость установки, млн.руб;
N -ввод специальных установок для закачки рабочего агента Bt-ом году, шт.
Капитальные вложения на реконструкцию системы заводнения:
К = К -N
реке рек Ht
где К к - удельные капитальные вложения на реконструкцию нагнетательной скважины, млн.руб/нагн.скв;
322
NHt - фонд нагнетательных скважин, подлежащих реконструкции в t-ом году.
Капитальные вложения в оборудование лабораторий для контроля (Кла6) определяется индивидуально, по специальному расчету.
Итого - капитальные вложения в текущем году, млн.руб.:
Итого - капитальные вложения за период, млн. руб.:
, . Эксплуатационные затраты
ч
Для расчета эксплуатационных затрат на стадии составления ТЭО целесообразно использовать укрупненные нормативы затрат, поставленные в зависимость от определяющих их факторов. В качестве таких нормативов принимаются:
• условно-переменные на 1 т жидкости- затраты, зависимые от добычи жидкости (без амортизации основных фондов и средств на оплату труда, включая отчисления в фонды социального обеспечения);
• условно- постоянные на 1 добывающую скважину- затраты, зависимые от фонда скважин (без учета амортизации скважин, прочих основных фондов и средств на оплату труда, включая отчисления в фонды социального обеспечения);
• основные фонды на 1 добывающую скважину- стоимость скважин и прочих основных средств, зависимые от фонда добывающих скважин;
• фонд заработной платы на 1 добывающую скважину- затраты на оплату труда, зависимые от фонда добывающих скважин.
Условно-переменные затраты (энергетические затраты на извлечение жидкости, расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы по сбору и транспорту нефти и газа, расходы по подготовке нефти):
Э =Э Q ,
nept nep ^ ж!
где Эле - условно-переменные затраты, тыс.руб/т жидк.; Ож1 -добыча жидкости из пласта в t-ом году, тыс. т.
323
Условно-постоянные затраты (расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, цеховые и общепроизводственные расходы)"
Э _ = Э N
пост! пост gt
где Элост - условно-постоянные затраты, тыс.руб/скв.год;
N -действующий фонд добывающих скважин в t-ом году. В вариантах с применением МУН рассчитываются эксплуатационные расходы на закачку реагентов и скважино-операции: Э = Р,ЧЦ+Э 19ЛМ
муиГ pt 'р опер i,2,i скв-опер t'
Где Р t - расход реагента в t-ом году, тыс.т.,
Ц - стоимость 1 т реагента,
Э ,,, - стоимость 1 скважино-операции (технологии 1. 2, 3),
опер 1,2,3 г ' > ' >
руб,
^скв-опе t " количество скважино-операции в t-ом году. Итого эксплуатационные расходы в текущем году:
9 =Я +9 +9
pacxt nept ^noc-rt МУН t
Итого эксплуатационные расходы за период, тыс.руб.: Амортизационные отчисления
А . = H-N г^ЮО+К-М ,-с, /100+К л-а^
оф t оф gt ату МУН yt ounp' лаб обор
Где Н. - стоимость основных фондов на 1 добывающую скважину;
N - ф°нд добывающих скважин;
а - средний фактический процент амортизации;
Кмун - стоимость 1 установки, руб;
Л' ( - действующее количество установок;
К^6 - стоимость лаборатории контроля;
ар6а - норма амортизации установки и оборудования для контроля.
Итого амортизационные отчисления за период, тыс.руб:
^Оф1
324
Фонд оплаты труда
т ФОТ, = Т,п-Ч„ ФОТ =
1=1
где Тзп - среднегодовая заработная плата одного работающего, тыс. руб.,
Ч - численность работающих, чел.
В вариантах с применением МУН фонд оплаты труда увеличивается на сумму фонда оплаты труда работников, занятых обслуживанием установок и лабораторий.
Фонды социального обеспечения (фонд социального страхования, пенсионный фонд, фонд медицинского страхования и фонд занятости) определяются по нормативу от фонда оплаты труда.
Непредвиденные расходы принимаются в размере до 2% от суммы текущих затрат.
где аяеп - норматив на непредвиденные расходы. Налога, включаемые в себестоимость:
где Haf-,JC - отчисления на ВМСБ;
оСМо '
Ннед - плата за недра; Н - плата за землю;
зе.ч '
ННИОКР - отчисления на НИОКР;
Н^ - отчисления в дорожные фонды.
Итого эксплуатационные затраты на добычу нефти:
Э, =
Себестоимость 1т нефти: Сн = 'rl! —
la,
325
Таблица 7.1
Исходные данные и нормативы для расчета технико-экономических показателей применения МУН ТПП "Когалымнефтегаз"
NN Показатели тыс. руб.
1 Стоимость 1 тонны полимера 22 392.0
2 Стоимость! тонны химреагентов 41 230.0
3 Капитальные вложения 7 590 000.0
- установка ТИО РКО" - 2 шт 5 890 000.0
-установка российского производства - 3 шт 1 800 000.0
4 Оборудованиедпя контр оля зэ процессом закачки 18 000.0
5 Норма амортизации установки и оборудования для контроля 0,2
6 Удельные кап вложения на реконструкцию 1 наш скв 643 000,0
7 Ус лов но- переменные на 1 тонну жид кости 22 600,0
8 Условно-постоянные на 1 добывающую скважину 430 900.0
9 ФЗП на 1 добываю щую скважину 41 190.0
10 Условно-постоянные на 1 нагнетательную скважину
11 Основные фонды на 1 добывающую скважину 1 879 000.0
1 2 Норматив на непред виденные расходы, доли ед 0.02
13 Общая це нэ 1 тн неф т и на 1 1097 500.0
НДС ЭЗ.З
Акциз на 1 1 0 97 65,1
Цена предприятия 351. G
Налоги на 1 тонну нефти'
- дорожный ф онд 8.8
- ВМСБ 35,2
- плата за недра 33.0
- жилищный налог 5.3
Цена предприятия без налогов 274.6
Т5 Общий фонд добывающих скважин 5 832.0
1Б Средняя заработная плата 1 человека в год 37 100.0
17 Чисп енность, чел 6 500
Ставки налогов
Таблица 7.2
Базовая ставка акциза нэ 1.10.97
Ставка НДС.%
Ставка дорожного фонда. %
Ставка ВМСБ, %
Ставка платы за недра. %
Норматив платы за землю, тыс.руб./скв.
Ставка платы за воду, %
Ставка жилищного налога, %
Ставка НИОКР, %
Ставка налога на имущество. %
Целевой сбор на благоустройство, %
Ставка налога на прибыль, %
Средний процент амортизации, %
Норма дисконта
Транспортный налог. %
Фонды социального обеспечения, доли.ед.
65,10 20 3,5 10
9,39
166,6
5
1,5
1.5
2
1,5
35
6
0,15
1
0,385
326
Продолжение табл. 7.2
Минимальная заработная плата на 1 1 0 97 Курс доллара на 1 .10.97 г. 83,490 5 890
Стоимость 1 обработки (дисперсные составы), тыс.руб. Стоимость 1 обработки {кислотная обработка), тыс.руб. Стоимость 1 обработки (СПС), тыс.руб 166 000 240 000 59 000
Расчет эксплуатационных затрат на обслуживание по закачке полимера
Таблица 7.3 одной установки
Виды затрат тыс.руб.
Среднемесячный ФОТ при 1 сменном режиме - всего мастер - 1 чел оператор по закачке - 2 чел оператор оборудования - 1 чел Texnonot-супервайаер -0,5 чел. Инженер-химик - 0 25 чел Лаборант - 0.5 чел. Пробоотборщик - 0.25 чеп. Режим работы - 2 смены 15 875,0 4 000.0 5 000.0 2 500,0 2 500,0 750,0 750.0 375,0 29 875.0
Фонд оплаты ' 1997 год среднегодовой 59 750,0 179 250.0
Отчисления в социальные фонды 1997 год среднегодовой 23 601,3 70 803,8
Итого затрат на обслуживание 1 установки 1997 год среднегодовой 83 351,3 250 053,8
Технико-экономические показатели разработки ТПП " нефтегаз" (базовый вариант), млн
Таблица 7.4 Когалым-
Показатели 1998 1Э9Э ИТОГО
Цобыча жидюсги тыс тонн 634Г*,3 63 474,3 126948,6
Добыча нефти, тыс тонн 25216.0 13 263.0 46 479.0
Фонд добывающии скважин, ед 5 В32 5832 5 832
Фонд нагнетательных скважин, ед + 13 60S 509
Продажа нефти тыс тонн 25 216 232S3 4S47S
Капитальные в пожен ив 0 0 0
Эксплуатационные расходы 4 239 128 4 Z39 12В в 478 257
Амортшация 671 746 671 746 1 343 491
Фонд оплаты труда 241 150 2*1 150 432 300
Фонды социапьиого об!сп«чеи»я 92 в« 104 897 Э2В43 104 897 185 686 209 795
Итого затрат на добычу нефти 5 349 764 5349764 10699528
Налоги, включаемые е себестоимость 2 024 385 1 874072 3 690 457
Всего затрат е амортизационными отчИсПе«ивНИ Т 37* 1*9 292 Т 221 816 31 1 145Э7 985 301
Выручка 12 609 069 11 632 486 24 241 556
Зыру-иа от реализации 12 609 069 1 1 632 4S6 2*24! 55в
НДС и акцизный сбор 3 743 124 3 »53 216 7 196 339
Эксплуатационные затрать" с амортизацией 7 374 149 7223 S36 14 597 985
Балансовая прибыль 1 491 796 955 435 2447 231
327
Продолжение табл 7 4
Показатели 1ЭЭ8 1999 ИТОГО
Налоги за счет прибыли 352 690 342 390 695 080
Прибыль к и алого обложен ню 1 139 106 613045 1 752 151
Налог на прибыль 393 687 214566 613 253
Чистая прибыль предприятия 740 419 398479 1 138 898
Амортизация 671 746 671 746 1 343 491
эзлансовая прибыль J 491 795 955 «35 244? 231
Налог на прибыль 398 687 214 566 613 253
Чиста» прибыль 740 419 398 479 1 138 898
Реинвестиции 671 746 671 746 1 343 491
Денежный поток
Выручка от реализации 12 609 069 11 632 4В6 2424! 556
Затраты на добычу нефти 4 585 176 4 585 176 Э 170 352
Общие выплаты в бюджет и внебюджетные фонды 6 611 729 59770ВВ 12 588 815
Капитальные вложения 0 0 0
Чистый денежный поток 1 412 165 1 070225 24S2 389
Инспектированный денежный поток 1 227 969 809 244 2037 213
Накопленный дисконтированный поток 1 227 989 2037213
Чистый интегральный зффект 2 037 213
Таблица 7 5 Технико-экономические показатети разработки ТПП "Когалым-
нефтегаз" (вариант с методом), млн р>б
Пена за те ли 1998 1999 ИТОГО
Добыча жидкости тыс ТПНн 63 474 3 63 474 3 126 948 В
Цо5ыча нефти тыс тонн 26 040 7 24 359 2 50 399 9
Расход реэгечтэ тис тонн a SI95 09075 : 5
Расход сшивателя тыс тонн 0 06195 0 09075 0 2
Фонд добывающих скважин ед 5 В32 5832 5832
Фонд нагнетательных скзажин ед 413 605 509
Фонд нагнетательных скважин подлежащих 41 19 61
реконструкции
Фонд скважин под кислотные обработки ед 50 73 122
Сред недействующ ее количество установок 5 5 5
Продажа нефти тыс тонн 26 041 24 359 50 400
Капитальные вл оженив 34 246 12346 46 592
в том числе установка по закачке реагента 7 690 0 7690
реконструкция нагнет скважин 26 556 12346 за 9ог
Эксплуатационные расжоды 4 255 5*8 4 263 182 8518 730
Аиортиэация 678 595 681 064 1 359 658
Фонд опиаты труда 242 046 242046 484 093
в том числе фонд оплаты труда персонала
установок по закачке реагента 896 896 1 793
Фонды социального обеспечения 93 188 93 188 186 376
Затраты на обработки нагнетательных скважин 11 894 17424 29 318
Непредвиденные расходы 105 405 105608 211 013
Итого затрат на добычу нефти 5 386 677 5402511 10 7S9 138
Нал от включаемые в себестоимость 2 088 421 1 959241 4 047 662
Всего затрат с амортизационными отчислениями 7 47 Ь 098 7 361 753 1* В36 850
Себестоимость 1 тонны нефти тыс руй 287 302 294
Таблица 7 б
Расчет прибьпи от применения МУН на месторождениях ТПП Когалымнефтегаз' (вариант с методом), млн руб


Расчет прибыли предприятия Выручка от реализации НДС л акцизный сбор 13 021 454 i 665 544 t2180633 3 615 938 25202087 7481 482
Налоги за счет прибыли 1 680 81 2 357 193 1 202 942 3*8 325 2 883 754 705518
328
Продолжение табл 7 6
Показатели 1ЭЭЯ 1999 ИТОГО
Прибыль (налогообложению 1 323 61Э 854 Б17 2 17В 236
Налог на прибыль 463 267 299 116 762 383
Чистая прибыль предприятия 860 352 555 501 1 415 853
Амортизация 678 595 681 064 1 359 658
Балансовая прибыль 1 680 812 1 202 942 2 883754
Чагюгна прибыпь 461 267 299 116 762 333
Чистая прибыль 860 352 555 501 1 415 853
Реинвестиции 678 595 БВ1 064 1 359658
Таблица 7 7
Расчет эффективности применения МУН на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз' (вариант с методом), млн руб
Показатели 1999 19ЭЭ итого
Денежный поток
Выручка от реализации 13 021 454 12 180633 25 202 087
Затраты на добычу нефти 4 614 894 4 62В 260 9243 154
Общие выплаты в бюджет и внебюджетные фонды 6 867 613 34 246 6 315 808 1 2 346 13 183 421 46 592
1 504 701 1 224 21 9 2 728 920
Дисконтированный денежный поток 1 ЗОВ 436 925 686 2234 121
Накопленный дисконтированный потоп 1 308 436 2234 121
Чистый интегральный эффект 2 234 121
Дополнительная добыча нефти тыо т 825 1 096 1 921
Дополнительные капитальные вложения 34 246 285 603 12 346 381 806 46 592 6В7 409
Дополнительные амортизационные отчисления 6 849 9318 16 167
С ебестои ыость дол добытой нефти тысруб/т 355 357 356
Затраты на внедрение МУН 36 913 52 747 89660
Затраты на внедрение МУН тыс руб /т 45 4В 47
Выручка от дополнительной добычи нефти 412 385 548 146 9ЕО 531
Чистый денежный поток 92 536 153995 246 531
Дисконтированный денежный поток 80 466 116442 196 909
Накопленный дисконтированный поток 80 466 196 909
Чистый интегральный эффект 196 909
Отчисления налогов в федеральный, местный жетные фонды ТПП "Когалымнефтегаз", млн
Таблица 7 Е бюджет и во внебюд-руб
Показатели 1Э9В 1999 итого
БАЗОВЫЙ ВАРИАНТ
НДС 2 101 512 1 938 748 4 040 259
Акцизный сбор на нефть 1 641 612 1 514468 3 156 ОВО
Отчисления ВМСБ 886 595 817 927 1 704 522
Плата за недра 832 512 768 034 1 600 546
Плата за землю 972 97Z 1 943
Транспортный налог 2 4J2 Z4t2 4 523
Налогна имущество 219 167 219 167 4за ззз
Жилищный налог 132 989 122 6В9 255 678
Налогна прибыль 398 ?37 214 5Б6 613 253
Отчислении во внебювдетные фонды 301 895 284 72В 586623
Отчисления на НИОКР 80 246 80 246 160 493
Цорожные фонды 221 649 204 482 426 1 30
ВАРИАНТ С МЕТОДОМ
г.дс 2 170 242 2 030 105 4 200 348
г*.кц*зныи сбор НА нефть 1 695 J02 1 585 S33 3281 134
Отчисления ВМСБ 915 S91 856 469 1 772 Оба
329
Продолжение табл. 7.8
Показатеп и 19Э8 199» ИТОГО
Плата за недра 859 740 804 225 1 663 965
Плате за землю 972 972 1 943
Транспортный налое 2 420 2420 4 841
Налогна имущество 219 зго 219320 438 641
Жилищный налог 137 339 128470 265 809
.Целевой сбор на благоустройство 534 534 1 069
Налогна прибыль 463 267 299 116 762 383
Отчисления во внебюждетные фонды: 309 696 295 155 604 853
Отчисления на НИОКР 80 500 81 038 161 838
Дорожные фонды 22В 898 214 117 443 015
КОМПЛЕКСНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ б 455 306 5 9 1 3 45 5 12 368 761
НДС 2 170 242 2 030 105 4 200 348
Акцизный сбор на нефть 1 695 302 1 585833 3 281 1 34
Отчисления ВМСБ 915 591 B5S 469 1 772 060
Плата за недра 859 740 804225 1 663 965
Плата за землю 972 972 1 943
Транспортный налог 2 412 2412 4 823
Hanoi на инуш.естю 219 320 219 320 438641
Жилищный налог 137 339 128 470 265 80Э
Целевой сбор на благоустройство 534 534 1 069
Налог на прибыль 453 854 285 114 738 969
Отчисления во пнебюждетные фонды: 310 095 295 746 605 842
Отчисления на НИОКР 81 198 81 629 162 827
Цорожныг фонды 228 898 214 117 443 015
Таблица 7.9
Технико-экономические показатели разработки ТПП "Когалым-нефтегаз" (комплексное воздействие - скважино-операиии), млн.руб.
Показатели 1998 1999 ИТОГО
Цобыча кид кости, тыс тонн 63 474 3 S3 474,3 126 948,6
]обыча нефти, тыс тонн 26040,7 24 359,2 50 399,9
Расход реагента.тыс тонн 0,6195 0.9075 1,5
^асхс-д сшивателя, тыс тонн 0,06195 0,09075 0,2
Фонд добывавши! скважин ед 5 832 5832 5 832
Фонд иэтиетвтеяьиыч иважин.ед 4.13. 605 509
Фонд скважин под дисперсные составы, ед аз 121 204
Фонд сквахин лоа кислотные обработки ед 50 73 122
Фонд скважин поа обработки СПС ед 330 484 814
Сред недействующее количество установок 0 0 0
Продала нефти тыс тонн 26 041 24 359 50 400
7 680 4 255 548 0 4 26 3 1 В 2 7 690 8 518 730
Амортизация 673 284 673 284 1 346 567
Фонд оплаты труда 241 150 241 150 4В2 300
Фонды социального обеспечения 92 В43 45 100 92 843 66 066 1 85 686 111 1 66
Непредвиденные расходы 105 256 105 409 210666
Итого затрат Mi добычу нефти 5 413 181 5441 933 10 855 114
Налога, включаемые 9 себестоимость 2 068 810 1 959 824 4048633
Всего затрат с амортизационными отчислениями 7 501 990 7 401 757 14 903 747
288 304 296
330
Таблица 7.10
Расчет прибыли от применения МУН на месторожденях ТПП "Когалымнефтегаз" (комплексное воздействие - скважино-операции), млн. руб.


Выручка от реализации 13 021 454 12 ISO 633 25 202 ОВ7
НДС и акцизный сбор 3 865 544 3 615 933 7 4В1 4В2
Эксплуатационные затраты Q аиортизациеи 7 501 990 7 401 757 14 903 747
Балансовая прибыль 1 653 920 1 162 938 2 316 858
Налоги за счет прибыли 357 193 348 325 705 518
Прибыль к налогообложению 1 29S 727 814 61 3 г 111 зз9
•Талогна прибыль 453 854 285 114 В95 994
Чистая прибыль предприятия 842 872 52949В 1 663 989
Амортизация 673 284 673 2В4 1 348 S67
ээлансовая прибыль 1 653 920 1 162 93G 2 816 85В
Налогна прибыль 453 854 285 114 895 994
Чистая при&ылъ S42 S72 529 498 1 SB3 в а»
Реинвестиции 673 284 673 2В4 1 346 567
Таблица 7.11
Расчет эффективности применения МУН на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" (комплексное воздействие - скважино-операции), млн.руб.
П УЭЛ 1ЭЭЭ HI Ul U
Денежный HDTDK Выручка от реализации 13 021 454 12 ISO 633 25 202 087
Затраты на добычу нефти 4 647 054 4675 807 9 322 861
Общие выплаты а бюджет и внебюджетные фонды 6 В 53 Z44 6302 044 13 160 288
Капитальные вложения 7 690 0 7 690
Чистый денежный потоп 1 SOB 466 1 202 782 2 711 247
Дисконтированный денежный поток 1 311 709 909 476 2 221 1 85
Накопленный дисконтированный потоп 1 311 709 2 221 185
Чистый интегральный эффект 2 221 185
ЗйпопинтеПьная д сбычь нефти, тыс т 625 1 096 1 921
дополнительные капитальные вложения 7 6ЭО 0 7690
Дополнительные экспл затраты с учетом налогов ЗОВ 394 415 589 723983
Дополнительные амортизационные отчисления 1 538 1 538 3 076
Себестоимость доп добытой нефти, ты с руб /т 376 381 378
Затраты на внедрение МУН 63 417 92 169 155 586
Удельные затраты на 1 тонну доп добытой нефти 77 84 81
Выручка от дополнительной добычи нефти 412 385 548 148 960 531
Чистый денежный поток 96 301 132 557 228 85В
Дисконтированный денежный поток 63 740 100 232 183 972
Накопленный дисконтированный поток 83 740 1ВЗ 972
Чистый интегральный эффект 183 972
Список литературы
1. Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи
нефти и газа: Минтопэнерго РФ.- М., 1995.
2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования: Госстрой России, Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ, Госкомпром России.- М., 1996.
3. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений-- РД 153-39-007-96: Минтопэнерго РФ, ВНИИнефть.- М.- 1996.
331
Дружное месторождение
2
пласт БС ю
ОО00О0О б ©000000
- участок № 21
- участок № 22
- участок № 33
- участок № 34
Дружное месторождение пласт БСп
- участок № 23
Дружное месторождение
пласт БС
10
©'-0
• °->& о
ОО0 © ©© ©© QpO О©-5 €
0000 О ©О 0000^
в' *
участок участок участок участок участок участок участок участок
№20 №24 №26 №28 №29 №30 №31 №32
Ватьеганское месторождение пласт ABt-2
-+ +- --f " -v -
--P -f .-P •--•••flH-'-r-^-
НАУЧНОЕ ИЗДАНИЕ
Швецов Игорь Александрович Манырнн Валерий Николаевич
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Компьютерный макет и верстка В В Белов Корректоры Н В Богомолов ,7 В Лазарева
Подписано в печать 31.12.2000 г.
Формат 60x84 '/ Печать офсетная. Бумага офсетная.
Печ. л. 20,75. Заказ № 599. Тираж 1500 экз.
Лицензия ЛР № 020316 от 04 12.96 г. Издательство"Самарский университет" 443011, г Самара, ул. Академика Павлова, 1 Отпечатано в ООО "ДСМ" i. Самара, ул. Партизанская, 246.

На главную страницу