qн = 1,85( hеф – 13 ) по ІІ та qн = 1,18( hеф – 16,93 ) по ІІІ експлуатаційним об’єктам. Точки зустрічі з покрівлею продуктивного горизонту намічались нафти картах ефективних нафтонасичених товщин, а устя прив’язувалисьчерез складні рельєфні умови до ділянок, визначених нафти місцевості, або, в разі їх відсутності, - до кущів раніш пробурених свердловин. Очевидно, що граничними умовами відкриття продуктивних горизонтів проведених вище13 м ( ІІ об’єкт ) і 17 м ( ІІІ об’єкт ), при цьому свердловини за сіткою 600х600 м охоплюють поля запасів категорії С1. Середній дебіт по 14 проектних свердловинах ІІІ об’єкту – 8 т/доб.

Обґрунтування нормативів копітальних вкладень та експлуатаційних витрат, прийнятих для розрахунків

економічних показників

Капітальні вкладення розраховані для трьох варіантів. Вартість інших основних фондів визначена пропорційно кількості свердловин і об’єму видобутку нафти. Вартість буріння вертикальної свердловини і похило-спрямованих свердловин розрахована, виходячи з кошторисної вартості 1 м проходки по родовищу в цінах 1984 року з врахуванням індексу зростання кошторисної вартості – 2,6, вартість буріння горизонтальної свердловини збільшена в 3 рази порівняно з вартістю буріння вертикальної свердловини.

Вартість буріння свердловин розраховано з врахуванням глибини по кожній свердловині.

При розрахунках витрат нафти нафтопромислове будівництво і придбання обладнання для нафтовидобутку, використано нормативи інституту “Гипровостокнефть” з врахуванням індексів до вартості устаткування і МР, а також нормативи розроблені АТ “УкрНГІ” для ВАТ “Укрнафта”.

По всіх варіантах враховано витрати нафти проведення капітальних ремонтів (середня вартість одного капітального ремонту за даними НГВУ “Надвірнанафтогаз” – 128 тис. грн..).

Поточні витрати нафти видобування нафти, нафтового і природного газу з Довбушансько-Бистрицького родовища по варіантах розробки розраховані по елементах витрат з використанням питомих витрат нафти 1 т нафти, нафти 1 м3 закачаної води, нафти 1000 м3 нафтового та природного газу, нафти одну експлуатаційну свердловину, які слалися нафти І півріччя 1998 року по НГВУ “Надвірнанафтогаз” нафти видобуток товарної продукції і були прийняті постійними за весь період розробки.

Амортизація визначена згідно статті 8 Закону України “ Про оподаткування прибутку підприємств із змінами, внесеними законами України від 04.11.97 р. та 639/97 ВР від 18.11.97 р.

Балансову вартість основних фондів, які згідно з статтею 8 цього закону підпадають під визначення груп 1, 2 та 3 , введених в експлуатацію до набрання чинності цим законом з включенням їх до відповідної групи ОФ з метою подальшої амортизації.

Норми амортизації визначені статтею 8 цього закону, застосовуються нафти 1998 р. з понижуваним коефіцієнтом 0,6., а нафти наступний період застосовано коефіцієнт 1.

Розрахунок експлуатаційних витрат нафти видобуток нафти, нафтового і природнього газу виконано нафти їх товарну кількість ( коефіцієнт переводу валової продукції в товарну кількість складає по нафті 0,984, по нафтовому газу 0,932, по природному газу 0,288 ).

Витрати нафти ліквідацію свердловин в поточних витратах враховано в сумі 5 тис.грн./свердловину.

6.ПІДГОТОВКА ГЕОЛОГО-ПРОМИСЛОВОЇ І ТЕХНІКО-

ЕКОНОМІЧНОЇ ОСНОВИ З ПРОЕКТУВАННЯ РОЗРОБКИ

6.1 Технологічні показники варіантів розробки

У відповідності з матеріалами попереднього розділу, технологічні показники розробки покладів експлуатаційних об’єктів родовища визначені по трьох варіантах – базовому, І і ІІ.

Базовий варіант розробки ІІ експлуатаційного об’єкту включає в себе базові варіанти покладів ІІ, IV, V, VI, VIII блоків Бистрицької складки.

І варіант розробки ІІ експлуатаційного об’єкту об’єднує І варіант покладу ІІ блоку з введенням у 2007 р. проектної видобувної свердловини 74 базових покладів IV та VIII блоків, І варіант покладу V блоку з введенням проектних видобувних свердловин 85 у 2010 р. та 86, 87 у 2011 р. і продовженням закачки води в нагнітальну свердловину 65, а з 2010 р. додатково в свердловину 84, І варіант VI блоку з нарощуванням видобувного фонду з 6 до 15 ( впродовж 2000-2009 р.р. вводяться свердловини 94, 95, 96, 91, 100, 101, 102, 104, 99, 103 ) та нагнітального з 1 до 5 (введення свердловин 92, 97, 105 у 2001 р., 2002 р., 2011 р. та перевід під нагнітання свердловини 7 у 2010 р. ).

ІІ варіант розробки ІІ експлуатаційного об’єкту по суті є І варіантом, розширеним за рахунок залучення в розробку покладу ІІІ блоку, де інститутом “ УкрНДІнафта ” у 1996 р. при визначенні об’єктів під горизонтальне буріння було запропоновано заложення видобувної свердловини горизонтального профілю № 300.

Більш широке застосування ГС на даний час обмежується економічним фактором – за діючими нормативами капітальних вкладень вартість одного метра буріння ГС втричі перевищує вартість вертикальної свердловини і становить 2958 грн./м. По всіх варіантах з розробкою покладів на режимі розчиненого газу проектний період відбору видобувних запасів обмежується дебітом нафти 0,1 т/доб., а в покладах з підтриманням пластового тиску – граничною обводненістю продукції ( 97 – 98 )%.

Економічні показники варіантів розробки

Умови господарської діяльності, які встановлено для ВАТ “ Укрнафта ” станом на 1.01.1992 р.:

- ціна нафти для споживача - 271 грн./т ;

- ціна попутнього газу для споживача - 189 грн/1000 м3 ;

- ціна природнього газу для споживача - 189 грн/1000 м3 ;

- рентна плата за видобування нафти - 10,28 грн/т ;

- рентна плата