- •Пояснительная записка
- •Федеральное агенство по образованию
- •«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
- •Задание по дипломному проектированию
- •1.Геолого-геофизическая характеристика мало-балыкского
- •1.2.Сейсморазведочные работы.
- •1.3 Поисково-разведочное бурение.
- •1.4. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •Меловая система.
- •Верхний мел.
- •Палеогеновая система.
- •Четвертичная система.
- •1.5. Тектоническое строение
- •1.6. Гидрогеологическая характеристика месторождения
- •1.7. Нефтеносность залежей Мало-Балыкского месторождения.
- •Краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения
- •2. Специальная глава
- •2.1.2 Емкостно-фильтрационные свойства пластов по керну.
- •Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов ач2
- •Статические ряды распределения проницаемости пласта ач2
- •2.1.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды
- •Свойства нефти
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.2 Доразведка пластов ачимовской толщи мало-балыкского нефтяного месторождения
- •2.2.1 Цели и задачи проектируемых работ
- •Проектные глубины проектных разведочных скважин
- •2.2.2 Обоснование количества проектных скважин
- •2.2.3 Обоснование подсчетных параметров
- •Обоснование категорий запасов
- •Геолого-физическая характеристика пласта ач (в пределах границ запасов категории с2 с1)
- •2.2.4 Пересчет запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов
- •3.1 Геофизические исследования скважин и изучение разреза
- •Рекомендуемый комплекс геофизических исследований проектных разведочных скважин Мало-Балыкского месторождения
- •3.2 Технологии бурения
- •Фактические параметры промывочной жидкости
- •3.3 Вскрытие продуктивных пластов
- •3.4 Вызов притока
- •3.5 Характеристика бурового раствора
- •Проектные параметры бурового раствора
- •3.6 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ
- •3.7 Обоснование проектной конструкции скважин
- •Геологическое исследование скважин
- •3.8 Отбор керна и шлама
- •3.9 Лабораторные исследования керна
- •3.10 Опробование, испытание и исследование скважин
- •4. Безопасность экологического проекта
- •4.1 Охрана труда
- •4.1.1. Характеристика условий труда на рабочем месте обеспечивающих соблюдение требований пб-08-37-93 «Правил безопасности при геологоразведочных работах»
- •Нормы освещения
- •Вредные вещества в бурении (гост 12.1.005-88)
- •4.1.2. Обеспечение безопасности труда
- •4.2 Охрана окружающей среды и рациональное природопользование
- •4.3 Безопасность производства в чрезвычайных ситуациях
- •5. Оценка экономической эффективности проекта доразведки
- •5.1. Расчет затрат на реализацию проекта
- •5.2 Расчет необходимых капитальных вложений
- •5.3 Расчет эксплуатационных затрат
- •5.4 Расчет показателей экономической эффективности внедрения проекта
- •Рис 5.1
- •Диаграмм «Паук»
- •Рис 5.2
- •Список использованной литературы:
5.4 Расчет показателей экономической эффективности внедрения проекта
Поток денежной наличности рассчитываем по формуле:
ПДНi=∆Вi-Кi-Нi, где (11)
∆Вi – изменение выручки, после реализации проекта в году i, руб.;
Кi – капитальные вложения, осуществляемые в году i, руб.;
Нi – налоги, относимые на финансовый результат, руб.;
i – год, для которого ведется расчет.
Прирост выручки за один год:
Вi=Qi*Цср (12)
В1=15,76т*2*300*15900руб/т=85104000руб=150,584млн.руб
Прирост нефтеизвлечения Q обуславливается среднесуточным дебитом q, увеличением действующего фонда скважин n, и времени работы Т в соответствующем году расчетного периода.
Q=qi*ni*Ti (13)
Q=15,76т*2*360=11347 т - прирост нефтеизвлечения за 1 год.
Расчет налога на имущество:
Ним=Сост*n (14)
Ним1=(249,63-18,45465233333333)*0,022=5,13
Ним15=0*0,022=0млн. руб.
Сост=249,63 *16,64= 232,99 млн. руб. – остаточная стоимость ОС.
Спп=∑Кi – первоначальная стоимость соответствует общей сумме капитальных затрат.
Годовая сумма амортизационных отчислений:
Аi=Cпп*Nа (15)
Аi=249,63 млн. руб.* 0,0666666666666667=16.64млн. руб.
Nа=1/Т (16)
Nа=1/15 где Т=15 лет – срок полезного использования нефтяных скважин, Nа – норма амортизации.
Расчет налога на прибыли вычисляется по формуле 17:
Нпр=Прi*n (17)
где прибыль прибыль рассчитывается по формуле 18
Прi=(∆Bi-Ai-Иi-Нимi) * 0.2 (18)
Нпр1=(250,584-18,546925595-143,183-0)*0,2=25,07млн. руб.
Поток денежной наличности для каждого года:
ПДНi=Вi-Кi-Иi-Нi (19)
ПДН1=В1-К1-И1-Н1=250,584-249,63 -3,76-5,09-17,77=-132,71млн. руб.,
Накопленный поток денежной наличности рассчитаем последовательным суммированием денежных потоков наличности за предшествующие годы по формуле:
НПДН=∑ПДНi, (20)
НПДН1=-132,71млн. руб.,
Для определения дисконтированного потока денежной наличности необходимо рассчитать коэффициент дисконтирования для каждого года:
а=1/[(1+Кинф)*(1+Ен)]Тр-Тт
а1=1/[(1+0)*(1+0,1)]0=1/1,10=1
ДПДНi=ПДНi*аi, (21)
ДПДН1= -25,7млн. руб.*1 = -132,71млн. руб,
Чистая текущая стоимость:
ЧТС=∑ДПДНi, (22)
ЧТС1=-132,71млн. руб.,
КОК=ЧТС/ЧТСинв+1 (23)
КОК=682,26/249,63+1=3,73 значит, один рубль дисконтированных инвестиций дает 2,73 рубля дисконтированного дохода.
Рис 5.1
Ниже приведем график зависимости чистой текущей стоимости от среднесуточного дебита Q, колеблющегося в пределах [-30%; +10%], цены на нефть Ц [-20%; +20%], капитальных затрат К [-5%; +25%], и налогов Н [-20%; +20%] (диаграмма «Паук»):
График зависимости чистой текущей стоимости от дебита Q
% |
ЧТС(Q) |
% |
ЧТС(Ц) |
% |
ЧТС(К) |
% |
ЧТС(Н) |
-30 |
398,2306 |
-20 |
491,1274 |
-5 |
694,63 |
-20 |
728,32 |
10 |
776,9376 |
20 |
873,3942 |
25 |
620,39 |
0 |
636,2053 |