1.2.5Текущие расходы предприятия нефтедобычи

Эксплуатационные затраты в добычу нефти рассчитаны на основе исходной информации, отражающей фактические издержки на добычу нефти на месторождениях, территориально расположенных в данном регионе. Эксплуатационные расходы рассчитаны в соответствии с технологическими показателями проекта и фактически сложившимися и предоставленными заказчиком удельными текущими затратами в разрезе следующих статей:

• энергетические затраты на добычу нефти;

• обслуживание скважин;

• затраты на применение методов повышения и интенсификации нефтеотдачи пластов;

• сбор и транспорт нефти;

• энергетические затраты цеха ППД;

• текущие расходы цеха ППД;

• технологическая подготовка нефти;

• ликвидационный фонд (ежегодные отчисления в ликвидационный фонд в размере 10% от стоимости бурения скважины);

• амортизация скважин и прочих основных средств.

В состав текущих издержек включены все обязательные налоги и отчисления по установленным законодательством нормам и ставкам.

Проектная среднегодовая себестоимость добычи нефти на Средне-Хулымском нефтяном месторождении (франко-промысел) определена расчетами по вариантам разработки и приводится в таблицах 7.2.5-1–7.2.5-12 Табличных приложений.

Как показали расчеты, текущие затраты возрастут за счет применения гидроразрыва пласта (ГРП) – на 3 млн.руб./скв., а также за счет закачки газа (1,0 руб./м³).

Стоимость бурения бокового горизонтального ствола (для вариантов 2, 3 и 4) принята в размере 16,3 млн. руб.

1.2.6Прибыль от реализации продукции

Общая совокупная чистая прибыль нефтедобывающего предприятия на Средне-Хулымском нефтяном месторождении по предложенным вариантам за рассматриваемый период, на основании расчетов, представлена в таблицах 7.2.6-1 – 7.2.6-12 Табличных приложений.

Суммарный дисконтированный поток наличности за рассматриваемый период работы нефтедобывающего предприятия на Средне-Хулымском нефтяном месторождении отражен по вариантам разработки месторождения в таблицах 7.2.6-13 – 7.2.6-24 Табличных приложений.

Как показали расчеты, все варианты разработки являются рентабельными, но к реализации рекомендуется вариант 3, так как только по нему достигается проектный КИН. Суммарный рекомендуемый вариант разработки месторождения имеет положительный поток денежной наличности, как простой, так и дисконтированный. По рекомендуемому варианту дисконтированный поток наличных денег составляет, при ставке дисконтирования D=10 %, 4417 млн. руб. за проектный период.

Расчетные значения этих показателей при базовых исходных параметрах и существующей тяжести налоговой системы определяют, что разработка данного месторождения с учетом действующего законодательства является экономически целесообразной по всем вариантам. К внедрению можно рекомендовать любой вариант на усмотрение недропользователя, но так как технологические показатели варианта 4 лучше, то анализ чувствительности проведен по нему.

1.2.7Доход государства

Налоги и платежи, подлежащие к отчислению в различные уровни бюджетов при полном налогообложении предприятия за рассматриваемый период по всем вариантам, представлены в таблицах с 7.2.7-1 по 7.2.7-12 Табличных приложений. По предлагаемому варианту доход государства составит 31486 млн.руб.