- •Авторский надзор за разработкой павловского газонефтяного месторождения
- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •4. Технологические показатели вариантов разработки
- •4.2. Технологические показатели вариантов разработки
- •Вариант I
- •Вариант II
- •Вариант III
- •4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
- •Турнейская залежь
- •Визейская залежь
- •Башкирская залежь
- •Верейская залежь
- •5. Технико-экономическая оценка проектных решений
- •5.1. Основные положения и допущения
- •5.2. Налоговый режим
- •5.3. Критерии оценки
- •5.4. Капитальные вложения
- •5.5. Текущие затраты
- •5.6. Анализ экономических показателей
- •5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации
- •6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •Технические характеристики базового «ма-ПермНипИнефть»
- •Результаты испытаний магнитных аппаратов и рекомендации
- •Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки
- •Результаты использования икд на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений
- •Межфазное натяжение на границе жг с нефтями
- •Комплекс «Лотос-1» для ввода жидких вспенивающих пав
- •Пневматический комплекс «Лотос – 1»
- •Плунжерный лифт
- •Установка плунжерного лифта
- •Самоуплотняющийся плунжер
- •Плунжер типа «Летающий клапан»
- •Cостав для удаления жидкости с забоя скважины, разработанный внииГаз
- •6.3. Принципиальные решения по обустройству месторождения
- •6.3.1. Основные технические и технологические решения по сбору и транспорту нефти и газа
- •7. Анализ выполнения проектных решений по конструкциям скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважины № 883
- •Фактическая конструкция скважины № 1052
- •8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт
- •9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения
- •10. Охрана окружающей среды и недр
- •10.1. Естественные фоновые параметры окружающей среды
- •10.1.1.Естественные фоновые характеристики гидросферы Поверхностные воды
- •Подземные воды
- •10.1.2. Характеристика почв, растительности и животного мира
- •10.1.2.1.Почвы
- •10.2.2 Растительность
- •10.2.3. Животный мир
- •10.2. Экологические ограничения
- •10.2.1.Особо охраняемые объекты
- •10.2.2. Водоохранные зоны
- •10.2.3. Зоны санитарной охраны водных объектов
- •10.3.4. Санитарно-защитные зоны населенных пунктов
- •10.3. Оценка нефтепромыслового воздействия на основные элементы окружающей природной среды
- •10.3.1. Загрязнение атмосферы
- •10.3.2. Оценка состояния почв и растительности
- •10.3.3. Состояние пресных поверхностных и подземных вод
- •10.4. Рекомендации по охране окружающей среды
- •10.4.1. Охрана пресных поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •10.4.2. Охрана недр
- •10.4.3. Защита почв и рекультивация земель
- •10.4.4. Охрана воздушной среды
- •10.5. Формирование системы производственного экологического мониторинга основных элементов окружающей среды
- •10.5.1.Контроль качества атмосферного воздуха
- •10.5.2.Гидрохимические наблюдения за состоянием поверхностных вод
- •10.5.3.Наблюдения за подземными водами
- •10.5.4.Периодические наблюдения за состоянием почв, растительности и животного мира (биотический мониторинг)
- •Заключение
- •Выводы и рекомендации
- •Литература
5. Технико-экономическая оценка проектных решений
5.1. Основные положения и допущения
Экономическая оценка эффективности разработки Павловского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» выполнена в рамках «Технологической схемы разработки Павловского месторождения».
Оценка экономической эффективности Павловского месторождения проводилась:
- согласно «Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений»- РД 153-39-007-96 от 23.06.96 года [1];
согласно «Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов» (вторая редакция). Официальное издание. Утверждено: Министерство экономики РФ, Государственный комитет по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 года [92];
- в соответствии с техническим заданием;
-с учетом действующего налогового законодательства Российской Федерации на дату расчета.
Определения основных показателей и выходные таблицы соответствуют требованиям вышеупомянутых руководящих документов.
В расчетах предполагается, что 30% добываемой нефти реализуется на внешнем рынке по цене 204,4 долларов за тонну, на внутреннем рынке цена нефти принята 3758,9 рубля за тонну (без НДС). Внутренняя цена на природный газ (без налогов и акциза) – 828,00 руб./тыс.м3. Внутренняя цена на попутный газ (без налогов) – 709,74 руб./тыс.м3. Обменный курс доллара – 31 рубль.
5.2. Налоговый режим
В расчетах были приняты налоги и платежи, соответствующие действующему налоговому законодательству Российской Федерации с учетом изменений и дополнений от 8 августа 2001 года № 126-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в часть вторую налогового кодекса Российской Федерации и в некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившим силу отдельных актов законодательства Российской Федерации»:
- налог на добычу с 1 января 2002 года в соответствии с учетом изменений и дополнений от 8 августа 2001 года № 126-ФЗ до 2004 года – 853,7 руб./т, с 2005 года по 2006 год – 902,7 руб./т, с 2007 года – 16,5%;
- налог на добычу газа – 107 руб./тыс.м3;
- экспортная пошлина в размере 34,3 долл./т;
- налог на прибыль – 24%;
- налог на имущество –2,2% от остаточной стоимости основных фондов (из прибыли);
- единый социальный налог – 36,4% (среднее значение).
5.3. Критерии оценки
Оценка экономической эффективности проводилась по следующим критериям (экономическим показателям), соответствующим требованиям Российских государственных органов и общепринятой мировой практике:
- дисконтированный поток денежной наличности – сумма прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капитальных вложений, направляемую на освоение;
- индекс доходности (PI) – характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарного приведенного потока наличности к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений;
- окупаемость капитальных вложений определяется количеством лет, по истечении которых начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются последующими ее положительными значениями;
- внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) определяется вычислением такого переменного норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока денежной наличности за расчетный срок равна нулю.