Вход

«Экономическая оценка инвестиционного проекта разработки нефтяного месторождения (на примере ООО «ТНК-Уват»)

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Дипломная работа*
Код 296828
Дата создания 01 апреля 2014
Страниц 146
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 29 марта в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
5 850руб.
КУПИТЬ

Описание

Дипломный проект на тему «Экономическая оценка инвестиционного проекта разработки нефтяного месторождения (на примере ООО «ТНК-Ува») включает 146 с. печатного текста, 30 рис., 36 табл., 16 источников.
Объектом исследования является проект разработки пробной эксплуатации Протозановского месторождения в ООО «ТНК-Уват».
Целью дипломного проекта является создание проекта пробной эксплуатации Протозановского месторождения и исследование одного из методов формализации неопределенности и риска данного проекта.
В рамках работы оцениваются перспективы добычи нефти, как на участке пробной эксплуатации, так и при варианте разработки месторождения на полное развитие. Задачей дипломной работы является анализ возможности применения теории нечетких множеств при оценке риска неэффективности инвестиций. В ...

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
1. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ЦЕНТРАЛЬНОГО УЗЛА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВАТСКОГО РЕГИОНА
1.1. Жизненный цикл инвестиционных проектов
1.2. Оценка вариантов
1.3. Проект разработки Демьянского месторождения на этапе «Выбор»
1.4. Переход на стадию «Реализация»
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Общие сведения и состояние разработки месторождения
2.2. Проектирование разработки Протозановсокого месторождения
2.2.1. Обоснование выделения эксплуатационных объектов
2.2.2. Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики, анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти
2.3. Методы оценки эффективности разработки нефтяного месторождения с учетом рисков
3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА 3.1. Показатели экономической оценки эффективности
3.2. Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат
3.3. Налоговая система
3.4. Анализ технико-экономических показателей вариантов разработки
3.5. Метод оценки риска неэффективности инвестирования на основе нечетких множеств
3.6. Применение нечетко-множественной модели к оценке эффективности инвестиционного проекта «Пробная эксплуатация Протозановского месторождения»
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Приложения

Введение

Инвестиционный проект предполагает планирование во времени трех основных денежных потоков: потока инвестиций, потока текущих (операционных) платежей и потока поступлений. Поток текущих платежей и поток поступлений не могут быть спланированы вполне точно, поскольку нет и не может быть полной определенности относительно будущего состояния рынка. Цена и объемы реализуемой продукции, цены на сырье и материалы и прочие денежно-стоимостные параметры среды по факту их осуществления в будущем могут также сильно отличаться от предполагаемых плановых значений, которые оцениваются с позиций сегодняшнего дня.
Неустранимая информационная неопределенность влечет столь же неустранимый риск принятия инвестиционных решений. Всегда остается возможность того, что проект, признанный состоятельным, позже окаже тся убыточным, поскольку достигнутые в ходе инвестиционного процесса значения параметров отклонились от плановых, или же какие-либо факторы вообще не были учтены. Инвестор не располагает всеобъемлющей оценкой риска, так как число разнообразий внешней среды всегда превышает управленческие возможности лица принимающего решения, что предполагает наличие слабоожидаемого сценария развития событий, который, будучи неучтен в проекте, тем не менее, может состояться и сорвать инвестиционный процесс. В то же время инвестору необходимо измерять рискованность своих инвестиционных решений, как на стадии разработки проекта, так и в ходе инвестиционного процесса, чтобы повышать уровень своей осведомленности. Если степень риска будет расти до недопустимых значений, а инвестор не будет об этом знать, то он обречен действовать вслепую.
В общем случае анализ рисков представляет собой достаточно трудоемкую процедуру, требующую рассмотрения большого количества альтернативных вариантов реализации проекта и построения для каждого варианта детальной модели финансовых потоков. В связи с этим несомненный практический интерес (с точки зрения экономии времени и ресурсов) представляют методы экспресс-анализа уровня риска инвестиционных проектов и оценка его устойчивости во времени.
Неопределенность - неполнота или неточность информации об условиях, связанных с исполнением отдельных плановых решений, за которыми могут быть определенные потери. Неопределенность порождает неблагоприятные ситуации и последствия, которые характеризуются понятием «риск». Даются различные определения понятия риска, которые, в основном, сводятся к следующему: риск - это вероятность (угроза) потери лицом или организацией части своих ресурсов, недополучения доходов или появления дополнительных расходов в результате осуществления определенной производственной и финансовой политики.
Инвестиционный проект - частный случай реальных инвестиций; отсюда риск инвестиционного проекта - вид ситуации, связанной с выбором альтернативного исхода в ходе осуществления мер и мероприятий, присущих инвестиционному проекту.
В мировой практике финансового менеджмента используются различные методы анализа рисков инвестиционных проектов. К наиболее распространенным из них следует отнести: метод корректировки нормы дисконта, анализ чувствительности критерия эффективности (чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности и другие), метод сценариев, анализ вероятностных распределений потоков платежей, деревья решений, метод Монте-Карло (имитационное моделирование), метод нечетко-множественной оценки.
Целью дипломной работы является создание проекта пробной эксплуатации Протозановского месторождения и исследование одного из методов формализации неопределенности и риска. В рамках работы оцениваются перспективы добычи нефти, как на участке пробной эксплуатации, так и при варианте разработки месторождения на полное развитие. Задачей дипломной работы является анализ возможности применения теории нечетких множеств при оценке риска неэффективности инвестиций. В анализе опора на исследования, касающиеся использования нечетких чисел в анализе риска инвестиций. Будет попытка ответить на вопрос, является ли данный метод более точным в сравнении с другими известными методами оценки риска неэффективности инвестиций. Для этого используются не только математические выводы, но и конкретный инвестиционный проект, реализующийся на предприятий ООО «ТНК-Уват».
Дипломный проект выполнен с учетом всей имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации по состоянию изученности на 01.01.2008 г. В работе выделены эксплуатационные объекты, на основе построенных адресных трехмерных геолого-технологических моделей пластов рассмотрено 12 вариантов, дана их технико-экономическая оценка, освещены вопросы техники и технологии добычи нефти и охраны окружающей среды, определена программа исследовательских работ. Экономические показатели вариантов разработки рассчитаны при действующих условиях налогообложения, проведен анализ чувствительности проекта. Экономические нормативы приняты в соответствии с фактическими показателями работы предприятия.

Фрагмент работы для ознакомления

Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 234,9 тыс. м. По варианту 3 размещение скважин осуществляется по площадной обращенной девятиточечной системе воздействия с плотностью 31,2 га/скв. С 2010 года планируется пробурить 81 скважину (60 добывающих и 21 нагнетательных скважин). Разведочная скважина №18 расконсервируется в добычу нефти и интегрируется в элемент системы разработки. Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 234,9 тыс. м. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть. В Блоке II - Обоснование плотности сетки скважин, на базе выбранной обращенной семиточечной (вариант 2) системы воздействия с плотностью 31,2 га/скв. рассмотрена возможность разработки месторождения системой как с увеличеннием плотностью сетки скважин до 21,7 га/скв., так и с разрежением до 42,4 га/скв.Вариант 4 предусматривает размещение скважин по обращенной семиточечной системе воздействия с расстоянием между скважинами 500 м (плотность 21,7 га/скв.). Бурение 126 проектных скважин, в том числе 84 - добывающих, 42 – нагнетательных. Схема формирования расчетных вариантов. Объект БС81ВАРИАНТ 1ВАРИАНТ 2ВАРИАНТ 3ДЕВЯТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАПЛОТНОСТЬ 31.2 га/скв.ПЯТИТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАПЛОТНОСТЬ 31.2 га/скв.ПЛОТНОСТЬ 31.2 га/скв.СЕМИТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАБЛОК I. Выбор системы разработкиРЕЖИМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯОБЪЕКТ БС81Рис. 2.5БЛОК III. Пробная эксплуатацияВариант 5ПЛОТНОСТЬ 42.4 га/скв.СЕМИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАВариант 4ПЛОТНОСТЬ 21.7 га/скв.СЕМИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАБЛОК II. Обоснования плотности размещения скважинРазведочная скважина №18 расконсервируется и интегрируется в элемент системы разработки в 2009 году. Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 348 тыс. м, начало буровых работ с 2010 года. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть. Основные исходные данные для вариантов расчетов сведены в табл. 2.2. Предлагается 5 вариант с применением обращенной семиточечной системы воздействия с расстоянием между скважинами 700 м (плотность 42,4 га/скв.). Фонд скважин для бурения за весь срок разработки составит 65 единиц, в том числе: добывающих – 42, нагнетательных – 23. Разведочная скважина №18 расконсервируется в добычу нефти и интегрируется в элемент системы разработки. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть. Для объекта Ю4 Протозановского месторождения сформировано шесть вариантов разработки.В Блоке I с целью выбора наиболее оптимальной системы рассматриваются следующие системы разработки:пятиточечную (плотность сетки скважин – 31,2 га/скв.) - вариант 1;обращенная семиточечную (плотность сетки скважин – 31,2 га/скв.) - вариант 2;обращенная девятиточечную (плотность сетки скважин – 31,2 га/скв.) - вариант 3.Критерием выбора рационального варианта является достижение максимальной величины КИН при условии рентабельности инвестиций.На следующем этапе, выбирается оптимальная плотность сетки скважин. Вариант формируется на основе наиболее рационального (по технико-экономическим показателям) варианта из I блока. Рассматриваются варианты размещение скважин с плотностью сетки 21,7 га/скв. и 42,4 га/скв. В третьем блоке формируется вариант освоения участка пробной эксплуатации с учетом выбранного варианта 2 на полное развитие (блок II) и программы исследовательских работ.Схема формирования вариантов расчетов объекта Ю4 представлена на рис.2.6.В Блок I - Выбор системы разработки по Варианту 1, разработка месторождения осуществляется наклонно-направленными скважинами с вертикальной проходкой продуктивной части разреза объекта Ю4. Система размещения проектных скважин квадратная пятиточечная с плотностью сетки равной 31,2 га/скв. Проектный фонд размещается до границ нефтеносности и составляет 10 скважин (5 – добывающих и 5 – нагнетательных), фонд к бурению составляет 10 (5 – добывающих и 5 – нагнетательных) скважин.Бурение проектных скважин начинается с 2010 года. Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 30 тыс. м. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть.По Варианту 2 размещение скважин осуществляется по площадной обращенной семиточечной системе воздействия с расстоянием между скважинами 600 м (плотность 31,2 га/скв.).Проектный фонд размещается до границ нефтеносности и составляет 10 скважин (7 – добывающих и 3 – нагнетательных), фонд к бурению составляет 10 скважин (7 – добывающих и 3 – нагнетательных).Схема формирования расчетных вариантов. Объект Ю4ВАРИАНТ 1ВАРИАНТ 2ВАРИАНТ 3ДЕВЯТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАПЛОТНОСТЬ 31.2 га/скв.ПЯТИТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАПЛОТНОСТЬ 31.2 га/скв.СЕМИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАБЛОК II. Обоснования плотности размещения скважинВариант 4ПЛОТНОСТЬ 21.7 га/скв.ПЛОТНОСТЬ 31.2 га/скв.СЕМИТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАБЛОК I. Выбор системы разработкиВариант 5ПЛОТНОСТЬ 42.4 га/скв.СЕМИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМАРЕЖИМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯОБЪЕКТ Ю4Рис. 2.6БЛОК III. Опытно-промышленные работыБурение проектных скважин начинается с 2010 года. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть. Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 30 тыс. м. По Варианту 3 размещение скважин осуществляется по площадной обращенной девятиточечной системе воздействия с плотностью сетки скважин 31,2 га/скв. С 2010 года планируется пробурить 10 скважин (7 добывающих и 3 нагнетательных), Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 30 тыс. м. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть.В Блоке II - Обоснование плотности сетки скважин на базе выбранной обращенной семиточечной (вариант 2) системы воздействия рассмотрена возможность разработки месторождения как с увеличенной плотностью сетки скважин (21,7 га/скв), так и с уменьшенной (42,4 га/скв).Вариант 4 предусматривает размещение скважин по обращенной семиточечной системе воздействия с расстоянием между скважинами 500 м (плотность 21,7 га/скв.). Бурение 13 проектных скважин, в том числе 9 - добывающих, 4 – нагнетательных. Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 39 тыс. м, начало буровых работ с 2010 года. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть. Предлагается 5 вариант с применением обращенной семиточечной системы воздействия с расстоянием между скважинами 700 м (плотность 42,4 га/скв.). Фонд скважин для бурения за весь срок разработки составит 8 единиц, в том числе: добывающих – 5, нагнетательных – 3. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Нагнетательные скважины переводятся под нагнетание через шесть месяцев, после отработки на нефть.Общий объем буровых работ по эксплуатационному фонду скважин составляет 24 тыс. м В Блоке III - Опытно-промышленные работы, обоснование выбора участка пробной эксплуатации Протозановского месторождения. Выбор участка пробной эксплуатации обосновывается следующими критериями:расположение в районе разведочной скважины №18, в которой получены промышленные притоки нефти из обоих пластов; расположение в зонах максимальных эффективных нефтенасыщенных толщин;размещение участка в зонах взаимного расположения с пластами БС81 и Ю4 с целью обеспечения всего комплекса мероприятий по доизучению этих пластовОсновываясь на вышеперечисленных критериях, участок опытно-промышленной разработки размещается в районе разведочной скважины №18.Вариант 2а Объекта БС81 формируется с учетом участка опытно-промышленной эксплуатации и варианта 2 (блок II) на полное развитие объекта БС81. Предлагается выделение одного элемента площадной обращенной семиточечной системы разработки. В 2009 году запланирован перевод в добычу 18 разведочной скважины после чего осуществляется перевод в ППД. Фонд скважин к бурению составит шесть добывающих скважин. Бурение планируется с 2010 года - 5 добывающих скважин. В 2011 году предусматривается ввод одной добывающей скважины. Очередность ввода и конструкция скважин участка пробной эксплуатации представлены в табл.2.1. В период пробной эксплуатации в 2011 году запланировано проведения ГРП на одной добывающей скважине объекта БС81.Таблица 2.1Очередность ввода и конструкция скважин участка пробной эксплуатацииГод ввода№ скважиныТип скважиныПримечаниеОбъект БС81200918 (разведочная)ННС (нагнетательная)расконсервация2010844ННС -2010848ННС-2010845ННС-2010841ННС-2010842ННС-2011838ННС-Объект Ю42010404ННС-2011410ННС (нагнетательная)-Вариант 2а Объекта Ю4 формируется с учетом участка пробной эксплуатации и варианта 2 (блок II) на полное развитие объекта Ю4. Предлагается бурение двух скважин площадной обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м. в районе скважины №18. В 2010 бурится одна добывающая скважин и в 2011 одна нагнетательная, которая отрабатывается на нефть и затем переводится в ППД. В период пробной эксплуатации в 2011 году запланировано проведения ГРП на одной добывающей скважине объекта Ю4. Фонд скважин для бурения на полное развитие составит 10 единиц, в том числе: добывающих – 7, нагнетательных – 3. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Фонд скважин для бурения на полное развитие составит 81 единица, в том числе: добывающих – 59, нагнетательных – 22. В чисто нефтяной зоне предусмотрено проведение 23 скважино-операций ГРП на добывающем фонде скважин. Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом и оборудуются насосами ЭЦН. Фонд к бурению по участку пробной эксплуатации составит восемь скважин, в том числе семь добывающих и одна нагнетательная. Предусматривается расконсервация разведочной скважины №18 в 2009 году.Основные задачи, которые планируется решить по результатам работ участка пробной эксплуатации следующие:Уточнение геологического строения пластов БС81 и Ю4;Исследование эксплуатационных характеристик наклонно-направленных скважин на различных технологических режимах;Оценка эффективности применения в наклонно-направленных скважинах гидравлического разрыва пласта.В период опытно-промышленной эксплуатации на объекте БС81 будет сформирован один замкнутый элемент в районе разведочной скважины №18 с использованием технологий наклонно-направленного бурения.На объекте Ю4 запланировано бурение двух скважин в районе скважины №18 с целью доизучения геолого-промысловых характеристик залежи. По состоянию на 01.01.2008 г. на государственном балансе, числятся геологические запасы нефти по категориям С1+С2 по месторождению в количестве 24044 тыс.т. (протокол № 18/814-пр от 11.12.2006 г.), в том числе по категории С1 – 1889 тыс. т. (8% от суммарных запасов). Извлекаемые запасы составляют 7134 тыс.т., они отражены в табл. 2.2.Таблица 2.2Начальные геологические запасы нефти Протозановского месторождения, числящихся на государственном балансе (01.01.2008 г.)ПластКатегорияНачальные геологические запасы, тыс.т.КИН, доли ед.Начальные извлекаемые запасы, тыс.т.БС81С17940,300238С2219240,3006577С1+С2227190,3006816Ю4С110950,240263С22300,24055С1+С213250,240318ВсегоС11889501С2221546632С1+С2240447134По результатам выполненных расчётов значения коэффициентов нефтеизвлечения по объекту БС81 изменяются от 0,280 д.ед. в пятом варианте до 0,320 - в варианте четыре с более плотной сеткой скважин (21,7 га/скв.), где коэффициент охвата достигает максимального значения 0,741 доли ед. По рекомендуемому варианту 2а коэффициент нефтеизвлечения несколько ниже (0,303 доли ед.), чем в четвертом варианте. Но вариант 2а характеризуется наилучшими экономическими показателями и достигает коэффициент нефтеизвлечения, числящийся на госбалансе (0,300 доли ед.).По объекту Ю4 коэффициент нефтеизвлечения и охвата максимальные достигаются в варианте 4 – 0,251 и 0,740 доли ед. соответственно, но при этом вариант 4 является нерентабельным. По рекомендуемому варианту 2а КИН достигает числящийся на госбалансе (0,240 доли ед.) и составит 0,241 доли ед., при этом коэффициент охвата равен 0,71 доли ед.Выполнение проектных решений по рекомендуемому варианту, по объекту БС81, Ю4 и по месторождению в целом позволяет достичь коэффициент нефтеизвлечения, числящийся на госбалансе. КИН по рекомендуемому варианту составляет 0,300 доли ед. (числящийся на госбалансе – 0,296 доли ед.).2.3. Методы оценки эффективности разработки нефтяного месторождения с учетом рисковПри разработке программы применения методов по увеличению нефтеотдачи (МУН) и интенсификации добычи нефти (ИДН) по Протозановскому месторождению был учтен опыт применения методов повышения нефтеотдачи по месторождениям Западной Сибири.По рекомендуемому варианту разработки Протозановского месторождения в период пробной эксплуатации и за весь срок разработки, намечено провести следующие виды геолого-технологических мероприятий:гидроразрыв пласта в добывающих скважинах на объекте БС81, расположенных в ЧНЗ;физико-химические методы в добывающих скважинах, направленные на увеличение дебитов жидкости и снижение обводненности скважин за счет закачки различных химических реагентов - 73 скважино-операций;реперфорация в добывающих скважинах – 23 скважино-операций;изоляция водопритока (ремонтно-изоляционные и водоизоляционные работы) в добывающих скважинах – 19 скважино-операций;потокоотклоняющие технологии, с применением гелеобразующих и осадкообразующих составов, в нагнетательных скважинах - 123 скважино-операции;методы, направленные на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин (ВПП) за счет закачки биополимера БП-92 - 68 скважино-операций;Накопленная добыча нефти за весь период разработки Протозановского месторождения, при реализации рекомендуемого варианта, составит 7206,2 тыс. т. Объем дополнительной добычи нефти за счет проведения геолого-технологических мероприятий (ГТМ) – 733,6 тыс. т или 10,3% от общей добычи. Средняя эффективность одного мероприятия по нефти предполагается в объеме 2,14 тыс. т./скв.-опер.Динамика объемов дополнительной добычи нефти при реализации рекомендуемого варианта разработки представлены и на рис. 2.7 и в приложении 1Высокоэффективным методом интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов, за счет реализации которого предполагается получить основную часть дополнительной добычи нефти является ГРП. Средняя эффективность одного ГРП в добывающих скважинах по нефти составит 15,5 тыс. т/скв.-опер. Объем накопленной добычи за весь период разработки за счет применения ГРП составит 389,7 тыс.т нефти (5,4% от всей добычи по месторождению). Для более полной выработки извлекаемых запасов, программой ГТМ предусмотрено проведение мероприятий по зарезке боковых стволов из скважин, выполнивших свое проектное назначение и имеющих в непосредственной близости зоны с повышенной концентрацией остаточных запасов. Средняя эффективность одного мероприятия (ЗБС) по нефти составит 2,1 тыс. т/скв.-опер. Предполагается, что за счет проведения мероприятий по ЗБС, дополнительная добыча нефти составит 36,3 тыс. т.Проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости (БП-92) позволит получить прирост добычи нефти в 77,9 тыс. т или 1,08% от общей добычи (рис.2.8).81915534035Рис. 2.7Динамика добычи нефти дифференцированная по видам мероприятий386715560070Распределение накопленной добычи на Протозановском месторождении по видам ГТМ по рекомендуемому варианту, тыс. тРис. 2.8 За весь период разработки на Протозановском месторождении по рекомендуемому варианту планируется провести 349 скважино-операций по внедрению МУН и ИДН. При этом дополнительная добыча нефти за счет применения методов интенсификации и МУН составит 746,6 тыс.т.Применение данного комплекса геолого-технологических мероприятий позволит достичь значение КИН, числящегося на госбалансе.Основные задачи, которые планируется решить по результатам работ участка пробной эксплуатации следующие:Оценка добывных возможностей пластов БС81 и Ю4;Сравнение эффективности применения наклонно-направленных скважин без ГРП с гидравлическим разрывом пласта.Для доизучения месторождения и получения информации позволяющей в дальнейшем сформировать обоснованную и эффективную систему разработки, на участке пробной эксплуатации заложены следующие технологические решения: в первый 2009 год запланировано расконсервировать и запустить в добычу на объект БС81 18 разведочную скважину, после чего перевести ее в ППД. В 2010 году на объект БС81 бурится пять добывающих скважин и на объект Ю4 – одна добывающая скважина; в 2011 году запланировано бурение одной добывающей скважины на объект БС81 и одной нагнетательной скважины на объект Ю4. С целью доразведки все скважины участка пробной эксплуатации, бурятся до подошвы пласта Ю4. В связи с низкой степенью подготовленности запасов для их промышленного освоения на месторождении предусматривается реализация программы доразведки и исследовательских работ. Реализация запланированного комплекса работ позволит получить достаточное количество информации для подготовки месторождения к промышленному освоению и принятия решения об эффективности варианта разработки на полное развитие месторождения.3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА3.1. Показатели экономической оценки эффективности Задачей настоящего раздела является оценка ожидаемой экономической эффективности разработки нефтяных залежей Протозановского месторождения на весь расчетный период на условиях стандартного лицензионного соглашения, правовой основой которого является Закон РФ «О недрах». В соответствии с ним недропользователь самостоятельно реализует весь объем добываемых углеводородов и осуществляет все виды налоговых платежей, предусмотренных законодательством Российской Федерации.Расчет произведен для залежей продуктивных пластов БС81 и Ю4. Выбран экономически эффективный вариант по каждому отдельно взятому объекту, затем проведен расчет на совместную эксплуатацию залежей на основе рекомендуемых вариантов (суммарный вариант). В качестве конечного продукта проектом принята нефть. Скважинная жидкость транспортируется по внутрипромысловой трубопроводной системе на собственный ЦПС, где производится ее подготовка до товарной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 с дальнейшей транспортировкой по внешнепромысловому трубопроводу на узел учета Кальчинского месторождения.Попутный нефтяной газ используется для производства электроэнергии на газовых электрогенераторах. Продажа нефти осуществляется на внутреннем и внешнем рынках.Согласно «Методическим рекомендациям по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» цена нефти на внешнем рынке принимается в соответствии со «Сценарными условиями функционирования экономики РФ, основных параметров прогноза социально-экономического развития РФ на 2009 год и плановый период 2010 и 2011 годов». На момент проведения экономических расчетов действовала редакция по состоянию на 1.07.2008 г., где по инновационному сценарию развития данный показатель составляет 92 $/bbl. В соответствии с «Информацией о социально-экономическом положении России – 2008 год», публикуемой Федеральной службой государственной статистики, средняя цена сделок по продаже нефти на свободном рынке России в июне 2008 года составила 8454 руб./т (без НДС). Что составляет 9975 руб./т с НДС.

Список литературы

1. Аньшин В.М. Инвестиционный анализ: Учеб.-практ. пособие. / И.М. Аньшин. – М.: Дело, 2010
2. Богатин Ю.В. Инвестиционный анализ: Учебное пособие для вузов. / Ю.В. Богатин, В.А. Швандер – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2012
3. Коссов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. / В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. - М.: Экономика, 2013.
4. Крылов Э.И. Анализ эффективности инвестиционной и инновационной дефтельности предприятия: Учеб. пособие. / Э.И. Крылов, И.В. Журавкова – М.: Финансы и статистика, 2011
5. Липсиц И.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. / И.В. Липсиц, В.В. Коссов - М.: Изд-во БЕК, 2013
6. Лукасевич И.Я. Методы анализа рисков инвестиционных проектов. / И.Я. Лукасевич. // Финансы. – 2012. - №9
7. Недосекин А.О. Нечетко-множественный анализ риска фондовых инвестиций. СПб, Сезам, 2008. - Также на сайте: http://sedok.narod.ru/sc_group.html#book_2 .
8. Недосекин А.О. Простейшая оценка риска инвестиционного проекта // Современные аспекты экономики, №11, 2013. – Также на сайте: http://sedok.narod.ru/sc_group.html.
9. Пиндайк Роберт С. Микроэкономика: Пер. с англ. / Р.С. Пиндайк, Д.Л. Рубинфельд. – М.: Дело, 2012
10. Сакс Дж.Д. Макроэкономика. Глобальный подход: Пер. с англ. / Дж.Д. Сакс, Ф.Б. Ларрен. – М.: Дело, 2012
11. Шеремет В.В. Управление инвестициями: В 2-х т. / В.В. Шеремет, В.М. Павлюченко, В.Д. Шапиро и др. – М.: Высшая школа, 2012
12. Чернов В.А. Инвестиционная стратегия. / В.А. Чернов. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2013
13. Westen J. F. The Profit Concept out Theory : A Restatement. / J. Fred Westen. [online] Режим доступа к ресурсу: <http://gallery.economicus.ru/cgi-ise/gallery/frame_rightn.pl?type=in&links;=./in/westen/works/westen_w1.txt&name=westen&img=works_small.jpg>
14. «Методические рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов» 2012 г.
15. «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». Приказ МПР России № 61 от 21.03.2007г.
16. «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96)
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.00516
© Рефератбанк, 2002 - 2024