Розподіл амортизаційних відрахувань на нафту і розчинений газ здійснено пропорційно об'єму видобутої продукції.

Для свердловин норма амортизації встановлена у відсотках до їх первісної вартості, а саме: 1 рік - 10%, 2 рік - 18%, 3 рік - 14%, 4рік - 18%, 5 рїк - 18%, 6 рік -7%, 8 рік - 7%, 9рік - 7%, 10 рік - 6%, 11 рік - 3%

Амортизація свердловин наведені в таблиці 3.3.

Річна норма амортизації об'єктів облаштування, встановлюється у відсотках до балансової вартості кожної з груп основних засобів на початок звітного періоду у таких розрахунках: І група - 5%, II група - 40%, III група - 15%, IV група - 60%.

Амортизація обладнання наведені в таблиці 3.4.

Розробка покладів нафти здійснюється 5 свердловинами.

Свердловини № 1-2 знаходяться в експлуатації 14-)6 років. Св. № 3, 4, 5 знаходяться в експлуатації 5 років.

Первісна вартість св. № 3 складає 18000 тис. грн., св. № 4 - 19000 тис. грн. та св. № 5 - 23500 тис. грн.

Балансова вартість основних засобів:

I група - 8500 тис. грн.

II група - 6500 тис. грн.

III група - 4300 тис. грн.

IV група - 500 тис. грн.

Вартість інших основних фондів по групах визначена пропорційно кількості свердловин і об'єму видобутку нафти.

Балансову вартість основних фондів, які згідно із статтею 8 цього Закону підпадають під визначення груп 1, 2, 3 та 4, введених в експлуатацію до набрання чинності цим Законом, визначено на рівні їх залишкової вартості за станом на момент набрання чинності цим Законом з включенням їх до відповідної групи основних фондів з метою подальшої амортизації.

Норми амортизації визначені статтею 8 цього Закону, застосовуються на

2007 рік і на наступний період з коефіцієнтом 1.

Розрахунки експлуатаційних витрат на видобуток нафти, нафтового і природного газу виконано на їх товарну кількість (коефіцієнт переводу влової продукції в товарну кількість складає по нафті 0,982, по нафтовому газу 0,935, по природному газу 0,275) (таблиця 3.5).

Таблиця 3.1 Нормативи капітальних вкладень включені на розробку родовища.

Показники | Вартість, тис.грн

Поновлення обладнання, тис.грн./ діючу свердловину в рік | 18

Поточний ремонт | 21,87

Капітальний ремонт видобутої свердловини | 347,48

Таблиця 3.2 Нормативи експлуатаційних витрат

Калькуляційні статті | Величина

на нафту

1. Витрати на енергію. грн. на 1 т. | 30,42

2. Витрати по штучній дії на пласт. Грн. на 1 т | 16,87

3. ФОП. тис. грн. на 1 св. | 6,88

4. Нарахування на зарплату, 38% від п.3 | 38%

5. Витрати по збору і транспортуванню н і г. грн. на 1 т. | 10,58

6. Витрати по технологічній підготовці, грн. на 1 т. | 10,85

7. Витрати на утримання і експл. обладн., . тис. грн. на 1 св. | 10,45

8. Інші виробничі витрати, . тис. грн. на 1 св. | 10,37

9. Плата за надра, грн. на 1 т. | 13

10. Відрахування за ГРР, грн. на 1 т. | 20,5

На розчинений газ

1 Витрати по штучній дії на пласт. грн. на 1000м | 12,54

2. ФОП. тис. грн. на 1 св. | 4,88

3. Нарахування на зарплату, 38% від п.2 | 38%

4. Витрати по збору і транспортуванню н і г. грн. на 1000м | 30,06

5. Витрати на утримання і експл. обладн., . тис. грн. на 1 св. | 6,53

6. Інші виробничі витрати, . тис. грн. на 1 св. | 8,74

7. Плата за надра, % від збору ГРР за нафту | 20

8. Відрахування за ГРР, грн. на 1000 м | 3,21

Собівартість - це грошовий вираз частини витрат, що спрямований на виробництво та реалізацію продукції, робіт і послуг. Вона вираховується як експлуатаційні витрати на видобуток нафти (газу) поділені на видобуток нафти (газу).

Експлуатаційні витрати складаються з поточних витрат, відрахувань за ГРР, плата за надра та амортизаційних відрахувань. Нормативи експлуатаційних витрат на видобуток нафти і газу розраховані згідно фактичних даних по НГВУ “Надвірнанафтогаз”.

Чистий прибуток – визначається, як різниця між джерелами фінансування капітальних вкладень та сумарними капітальними вкладеннями.

Рентабельність – це відносний показник у загальній форміобчислюється як відношення прибутку до витрат ресурсів. Вона має ряд модийікацій залежно від того, який саме прибуток і ресурси використовуються у розрахунках : рентабельність застосованих ресурсів і рентабельність продукції.

3.2 Аналіз економічних показників розробки

Рудавецького родовища першого варіанту

Подальша промислова розробка родовища повинна забезпечити найбільш повне використання наявних запасів вуглеводної сировини. Здійснення цього завдання пов'язане зі значними капітальними вкладеннями та експлуатаційними втратами на видобування нафти.

В процесі роботи над проектом було розглянуто 1 варіант розробки який передбачає розробку родовища на природному режимі існуючим фондом свердловин з реконструкцією та переоблаштуванням діючої системи нафтовидобутку і веводез еканням в експлуатацію трьох свердловин внаслідок обводнення.

Економічні показники розраховані на період 2008-2037рр. Розробка покладів нафти здійснюється 5 свердловинами.

Експлуатаційні витрати розраховані згідно нормативів, наведених у таблиці 3.2, інші показники — відповідно пояснень, наведених у розділі 3.1

При розробці Рудавецького родовища за варіантом 1 за ЗО років (2008-2037р.р.) забезпечується видобуток нафти - 318,18 тис.т, розчиненого газу 270,61 млн.м3 (таблиця 3.6 ).

При розрахунку економічних показників розробки старого Рудавецького родовища враховано капітальні вкладення та експлуатаційні витрати.

На 1.01.2007р. з покладу видобуто 9,226 тис. т нафти, 9,228 тис. т рідини та 1,13 млн. м3 газу. Темп відбору від затверджених ЦКЗ початкових видобувних запасів складає 1,77%. Всього відібрано 27,96% запасів нафти.

Капітальні вкладення за період