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 + … + hn*fn) / (f1 + f2 + f +3 … fn) = 19.83
где h1; h2; h3; … hn – средние эффективные нефтенасыщенные толщины пласта;
f1 + f2 + f +3 … fn – 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 + … + mn*fn) / (f1 + f2 + f +3 … fn) = 17.75
m= m’/100=17.75/100=0.17
m – коэффициент эффективной пористости
где m1; m2; m3; …; mn – пористость на каждом отдельном участке;
f1 + f2 + f +3 … fn – 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 (Кв), т.е.
β = 1 – Кв /100,
где β – коэффициент нефтенасыщенности;
Кв /100 – коэффициент водонасыщенности.
Кв – количество связанной воды (%).
Кв = 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
Qи = 8845377 * 40/100=3361243 т
· Рассчитать Годовой амплитудный дебит нефти на месторождении по формуле:
Aн=g*t*n
Ан = 42*333*14=195804 т
· Установить срок эксплуатации нефтяной залежи
Тэ= Qи/ Ан
Тэ = 3361243/195804 = 17.16
· Вычислить Годовую стоимость добытой нефти товарной продукции
по формулам:
Ø Сд= Ан * Цд
Сд =195804 *3000= 629 370 000 р
Цд – цена 1 т добытой нефти (3000 р/т)
Ø Сг= Аи * Цн
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
Зп- удельные затраты на извлечение 1 т нефти (500 р/т)
Зт- 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:
Пч =Пг-Нп
Пч = 342 230 417 р
· Определить Предстоящие капитальные вложения в разработку нефтяного месторождения (Кп) по формуле:
Кп=(Зк+Зл) * n
n- количество эксплуатационных скважин
Зк- капитальные вложения в расчете на одну эксплуатационную скважину (Зк=10 млн. р)
Зл – средства на ликвидацию одной эксплуатационной скважины(на охрану окружающей среды), резервируемые в банке (Зл= 2 млн.р)
Кп = 168 000 000 р
· Вычислить величину Среднегодовых капитальных вложений в освоение месторождения по формуле:
Кг = Кп/ Тэ
Кг = 9 790 209.79
· Подсчитать величину Чистой Годовой прибыли с учетом амортизационных отчислений Ао по формуле:
П'ч = Пч + Ао
П'ч = 342 230 417 +11407000=353637417
Ао=Ко * 0.0068=11407000
Ко= Кф + Кп – ОБ
Кф= 1500 млн. р
Ко= 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 (ЧДПи) инвестора
ЧДПи=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
