N- количество эксплуатационных скважин

А. Площадь нефтеносности (F)

Площадь нефтеносности (F) определяется границами распространения нефти в пределах продуктивного пласта. Она измеряется планиметром или другими способами на подсчётном плане по линии, проведённой между внешним и внутренним контурами нефтеносности и с учётом масштаба подсчётного плана

F = 12649812 м²

Б. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h)

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h) определяется как средняя арифметическая величина, взвешенная по площади с помощью карты эффективных нефтенасыщенных толщин по формуле:

h = (h₁*f₁ + h₂*f₂ + h₃*f₃ + … + h_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n) = 19.83

 

где h₁; h₂; h₃; … h_n – средние эффективные нефтенасыщенные толщины пласта;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка

В.Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m)

Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m) характеризуется отношением объёма сообщающихся пор в породе к объёму породы.

При подсчёте запасов нефти используется средняя величина открытой пористости, которая рассчитывается как средняя арифметическая взвешенная по площади величина на карте эффективной открытой пористости по формуле:

m’ = (m₁*f₁ + m₂*f₂ + m₃*f₃ + … + m_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n) = 17.75

m= m’/100=17.75/100=0.17

m – коэффициент эффективной пористости

 

где m₁; m₂; m₃; …; m_n – пористость на каждом отдельном участке;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка с одинаковой пористостью (м²).

 

г.Коэффициент нефтенасыщенности пород (β)

Коэффициент нефтенасыщенности пород (β) выражает отношение объёма содержащейся в породе нефти к суммарному объёму пор.

Этот коэффициент определяется через процентное содержание связанной воды в породах (К_в), т.е.

β = 1 – К_в /100,

 

где β – коэффициент нефтенасыщенности;

К_в /100 – коэффициент водонасыщенности.

К_в – количество связанной воды (%).

К_в = 40%

β = 0,6

С учетом полученных значений извлекаемые запасы нефти составляют:

Q = F * h * m * β * ρ * θ * η,

Q = 12649812 *19.83*0.17*0,6*0,873*0.66*0.6= 8845377 т

 

где Q – извлекаемые запасы нефти (т);

F – площадь нефтеносности (м²);

h – средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта (м);

m – коэффициент эффективной пористости;

β – коэффициент нефтенасыщенности;

ρ – плотность нефти на поверхности (т/м³);

θ – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти;

η – коэффициент нефтеотдачи.

 

Оценка месторождения нефти

· извлекаемые запасы нефти (т);

Q= 8845377 т

 

 

Оценка месторождения нефти на стадии его освоения

· извлекаемые запасы нефти (т);

Q = F * h * m * β * ρ * θ * η,

Q = 8845377 т

 

· Определить величину извлекаемые запасы нефти (т);

Qи =Q *Kи

Q_и = 8845377 * 40/100=3361243 т

· Рассчитать Годовой амплитудный дебит нефти на месторождении по формуле:

A_н=g*t*n

А_н = 42*333*14=195804 т

· Установить срок эксплуатации нефтяной залежи

Тэ= Q_и/ А_н

Тэ = 3361243/195804 = 17.16

· Вычислить Годовую стоимость добытой нефти товарной продукции

по формулам:

 

Ø Сд= Ан * Цд

 

С_д =195804 *3000= 629 370 000 р

Ц_д – цена 1 т добытой нефти (3000 р/т)

Ø С_г= А_и * Ц_н

 

Сг= 195804 * 3300 = 692 307 000 р

Цн- цена 1 т нефти на рынке (3300р/т)

· Расситать Годовые эксплуатационные затраты на добычу и транспортировку нефти по формуле:

Зг= Аи * (Зп+Зт)

Зг = 107 692 200 р

З_п- удельные затраты на извлечение 1 т нефти (500 р/т)

З_т- затраты на подготовку и транспортировку на рынок 1 т нефти (50 р/т)

· Определить величину Налогов учитываемых в себестоимости товарной продукции при стандартном налогообложении:

o Налог на добычу полезных ископаемых -16,5 % от годовой стоимости добытой нефти (Сд) = 103 846 050 р

o Дорожный налог -2,5 % от годовой стоимости товарной продукции (Сг)= 17 307 675 р

 

 

Нс = 121 153 725 р ( Налог, учитываемых в себестоимости товарной продукции при стандартном налогообложении)

 

· Рассчитать Годовую прибыль от эксплуатации нефтяной залежи по формуле:

 

Пг =Сг – (Зг+Нс)

Пг = 463 461 075 р

 

o Налог на прибыль (24% Пг) = 111 230 658 р

o Налог на имущество в размере 2 % его среднегодовой стоимости (500 млн р) =10 000 000

Нп = 121 230 658 р ( Налог, относимых на финансовый результат)

 

· Вычислить Чистую Годовую пробыль по формуле:

 

П_ч =П_г-Н_п

П_ч = 342 230 417 р

· Определить Предстоящие капитальные вложения в разработку нефтяного месторождения (К_п) по формуле:

К_п=(З_к+З_л) * n

n- количество эксплуатационных скважин

З_к- капитальные вложения в расчете на одну эксплуатационную скважину (З_к=10 млн. р)

З_л – средства на ликвидацию одной эксплуатационной скважины(на охрану окружающей среды), резервируемые в банке (З_л= 2 млн.р)

К_п = 168 000 000 р

· Вычислить величину Среднегодовых капитальных вложений в освоение месторождения по формуле:

К_г = К_п/ Т_э

К_г = 9 790 209.79

· Подсчитать величину Чистой Годовой прибыли с учетом амортизационных отчислений А_о по формуле:

П'_ч = П_ч + А_о

 

П_'ч = 342 230 417 +11407000=353637417

 

 

А_о=К_о * 0.0068=11407000

 

 

К_о= К_ф + К_п – ОБ

К_ф= 1500 млн. р

К_о= 1500000000 + 180000000 – 0.25 * 10 000000=1677500000

 

· Установить Чистую дисконтированную прибыль за весь срок эксплуатации нефтяной залежи по формуле:

 

 

584 009 908

· Вычислить индекс прибыльности по формуле

 

 

 

1.37

 

 

· Определить Срок окупаемости капитальные вложения по формуле:

 

 

7.6

 

 

· Установить значение Чистой дисконтированной прибыли (ЧДП_и) инвестора

 

ЧДП_и=467 207 926

 

· Глубина каждой скважины равна 1800 м

Количество скважин 14

1800 м * 14= 25 200 м

· Нормы времени на бескерновое бурение скважин стационарными, передвижными и самоходными буровыми установками с поверхности земли с Диаметром- 93 - 112 мм 0,14 часов через каждый метр

25 200м * 0,14 = 3 528 ч.

· Нормы основных расходов на колонковое и бескерновое бурение скважин стационарными и передвижными буровыми установками с вращателем шпиндельного типа с поверхности земли с углом заложения менее 80° породоразрушающим инструментом диаметром до 132 мм (электродвигатель)

· (в рублях на одну станко-смену)

№ строки	Глубина скважин, м	Категория пород	Всего основных расходов	В том числе
затраты на оплату труда	отчисления на социальные нужды	материальные затраты	амортизация
При работе во всех районах, кроме районов Крайнего Севера и местностей, приравненных к ним
При использовании электроэнергии, получаемой от госсети
	1546-2060	I-VII

 

 

основные комплексы (один зонд ГК, КС) 0,69 * 18=12.42

Дополнительный метод (ННК, ГНК, НГК) 0,76 * 18=13.68

Инклинометрия скв. Через 5-10 м 0,41* 18=7.38