油田开发经济评价报告实用Word格式文档下载.docx
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原油销售价格是方案最敏感因素;
其次是原油产量。
因此,一方面要积极进行原油销售市场的预测分析、促销,尽可能降低油价带来的风险;
另一方面,要确保油田中、后期开采的持续稳产,是确保油田在开发全期获得盈利的重
要条件
⑶2%采速方案建百万吨产能投资19.48亿元。
通过对油藏设计方案的经济评价,得出以下主要结论:
⑴油藏作为边际油田开发各方案都具有很好的经济效益。
由财务分析结果可知,方案二作为推荐方案。
在评价期内该方案具有强的盈利能力和清偿能力。
⑵盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有很强的抗风险能力。
参加本课题研究的有****等。
在课题的研究过程中,得到项目组油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程等课题成员的大力支持,在此致以感谢。
项目概况
1.1基本情况
某油田位于****;
该油田交通便利。
某油田于1990年在*井见到油气显示。
1996年*井在1373~1504m地层测试获得工业性油气流,折算日产油212.5m3,天然气14.18X104m3,从而正式发现某油田。
1999年5月,向国家储委提交并审查批准某油田含油气面积为25km2,
探明石油地质储量为451X104t,溶解气地质储量为15.59X108m3o
某油田共提交国家储委并获得审批储量两次,两次累计探明含油面积为23.5km2,石油探明储量为831X104t,溶解气加凝析气地质储量为37.52X
108m3,溶解气油比为435m3/t,含油丰度为36.6X104t/km2。
属于古岩溶残丘和缝洞发育控藏,无边水存在。
1.2开发基础数据
油藏均利用天然能量进行衰竭式开发,在此前提下油藏工程针对根据不同井距、不同采油速度设计了多套技术上可行的开发方案,各方案基础数据见表1-2-1、表1-2-2;
由于油藏储量规模不大,开发难度大,油藏工程课题只能对油藏开展开发技术论证,并提出了继续评价的多个方案,各方案基础数据见表1-2-3o
项目
万案一
万案二
方案四
方案五
万案八
推存方案
1•总投入井数(口)
20
30
34
24
27
25
利用已完钻井数(口)
新钻直井井数(口)
10
14
4
新钻水平井数(口)
7
1
2•直井平均井深(米)
1600
2160
3•水平井平均井深(米)
4•评价期内累计产油量
(万吨)
126.90
154.80
164.80
139.20
150.40
161
149.90
5•评价期末米出程度(%)
16.08
2132
21.7
18.56
19.43
21.10
20.37
6•评价期内累计产气量
(亿方)
16..47
16.2
16.80
17.01
16.4
16.01
16
7•评价期内累计产水量
(万方)
382.51
396
394
398
409.12
440.21
425
1.5%
2%
3%
4%
4•评价期内累计产油量(万吨)
195.66
174.90
160.34
135.77
5•评价期末采出程度(%)
22.04
23.20
22.13
20.67
6•评价期内累计产气量(亿方)
17.47
19.91
17.2
15.76
7•评价期内累计产水量(万方)
172.91
234.21
218.45
238.43
8
6
3
2
1400
3•评价期内累计产油量(万吨)
24.45
26.52
24.19
23.40
4•评价期末米出程度(%)
7.15
7.67
6.85
6.66
5•评价期内累计产气量(亿方)
0.32
0.47
0.33
6•评价期内累计产水量(万方)
24.76
27.70
32.31
33.35
投资估算与资金筹措
2.1.投资估算
2.1.1勘探工程投资
某油田目前共有成功探井6口(开发)。
截止2001年底,根据2001年固定资产统计年报,6口探井的净值总计4066万元。
2.1.2开发钻井工程投资
截止2001年底,某油田已完钻开发井14口,其中:
3口,净值总计3776万元;
11口,净值总计26120万元。
(根据2001年固定资产统计年报)。
根据《钻井工程》课题研究成果,新钻开发直井平均井深1600米,水平井平均井深2160米;
油藏新钻开发直井平均井深1400米。
直井单位综合成本1703.19元/米,油藏直井单位综合成本1391.49元/米,水平井单位综合成本2193.01元/米,侧钻水平井每口井244万元。
2.1.3采油工程投资
采油工程投资依据《采油工程》课题研究成果,根据采油工程设计的具体工作量和投资、费用进行投资估算。
和油藏的采油工程投资估算都采用统一的估算标准。
各项投资按单井具体估算,详见表2-1-5。
表2-1-5采油工程投资估算表
金额
1.射孔完井
2•投产(万元/口井)
其中:
自喷采油(万元/口井)
112
水平井投产(万兀/口井)
159
机抽(万元/口井)
115
3.酸压(万元/口井)
200
4.动态检测设备总投资(万兀)
54.7
流温流压测试仪1套(万元)
19
毛细管测压装置1套(万元)
35.7
2.1.4地面建设工程投资
开发新建地面工程投资依据《地面建设工程》课题研究成果中的投资估算,详细估算见表2-1-6。
油藏做为边际油田进行开发,评价时只考虑新建井的井口配电和集输油气管线投资。
表2-1-6地面工程投资估算表
序号
工程或费用名称
数量
估价(万兀)
-一-
工程费用
2310.24
计量站油气集输
2座
1378.41
干气返输部分(含3座配气站)
510.61
井口配电设施完善
421.22
-二二
其他费用
312.82
土地征用及补偿费
35.59
277.23
合计
2623.02
某油田开发新建地面工程投资总计:
2623.02万元(不含预备费)。
2.1.5预备费
以工程费用为计算基础估算,基本预备费率取12%;
近几年物价运行的
比较平稳,价差预备费暂不考虑。
与油藏各方案的预备费,详见表2-1-7、表
2-1-8、表2-1-9。
2.1.6固定资产投资方向调节税
固定资产投资方向调节税,按照国家规定本项目税率为零。
2.1.7流动资金
流动资金采用分项详细法估算。
根据中国人民银行2002年2月21日起执行的国内人民币贷款年利率,六个月至一年(含一年)贷款利率为5.31%,
因此流动资金投资贷款年利率取5.31%。
流动资金投产第一年全部投入,按
全年计息,贷款利息进财务费用。
各开发方案所需流动资金见表2-1-7、表
2.1.8建设期利息
根据中国人民银行2002年2月21日起执行的国内人民币贷款年利率,三至五年(含五年)贷款利率为5.76%,固定资产贷款利率按5.76%计算,该项目为边建设边生产,因此长期贷款利息计入当期财务费用,不计入总投资。
2.1.9项目总投资
不同井网和不同采速下的各开发方案的投资估算,详见表2-1-7、表2-1-8
表2-1-7不同井网方案总投资估算表
开发方案(单位:
万元)
推荐方案
方案一
方案二
方案三
方案六
一、工程费用
46194
102311
89274
59958
72734
83618
63013
1.钻井工程投资
30186
50924
66687
42982
52578
62175
46744
⑴.已完钻成功探井
4066
⑵.已完钻开发井
26120
⑶.新钻开发直井
20738
36501
8295
⑷.新钻开发水平井
12796
22392
31989
3199
⑸.侧钻
5064
2.采油工程投资
55
34746
4845
1023
1674
2325
1416
3.地面建设工程
15953
16641
17742
18482
19118
14853
二.预备费
321
732
896
437
516
594
485
三、流动资金
1604.
2226
2625
1910
2278
2471
1573
总投资
48119
105269
92795
62305
75528
86683
65071
百万吨产能投资
(亿元)
19.53
18.40
18.38
16.78
16.65
16.19
19.48
表2-1-8同一井网、不同米速方案总投资估算表
53848
63426
⑸•侧钻
5688
15266
911
1128
1411
1401
55244
65039
65322
65312
油藏各开发方案的投资估算,详见表2-1-9。
表2-1-9油藏方案总投资估算表
6307
4665
9102
4442
3776
7507
3731
2531
889
1335
666
260
304
107
191
80
458
332
365
298
7069
5104
9658
4820
2.2.资金筹措
截止2001年底,某油田已形成的固定资产(包括:
成功探井、开发井及地面油建工程等)在评价中均按自有资金考虑,不计息、不考虑预备费、不贴现。
根据新财会制度规定,本项目新增流动资金和固定资产投资中30%为
自有资金,70%为银行贷款。
成本费用估算
采油成本和费用包括操作成本、折旧、财务费用、管理费用和销售费用。
操作成本包括材料费、燃料费、动力费、生产人员工资、职工福利及附加费、井下作业费、测井试井费、修理费、污水处理费、轻烃回收费、油气处理费、其他开采费等。
根据《石油工业建设项目经济评价方法与参数》第三版及2001年某公司
实际生产成本并结合《采油工程》设计的作业量确定采油成本费用定额。
通过研究成本项目与开发指标的关系,将成本项目划分为与总井数有关的费用、与产油量有关的费用、与产液量有关的费用及与投资有关的费用:
⑴与井数有关的费用:
材料费:
22.82万元/井.年
燃料费:
4.48万元/井.年
动力费:
2.37万元/井.年
生产工人工资:
该项目定员8人,年均工资为3.6万元职工福利及附加费:
按生产工人工资的54%计提井下作业费:
9.82万元/井.年
测井试井费:
7.67万元/井.年
⑵与产油(液)量有关的费用:
维护及修理费:
2.66元/吨油油气处理费:
8.32元/吨液
轻烃回收费:
7.09元/吨液
污水处理费:
0.0058元/千方
其他开采费:
18.80元/吨油
⑶与投资有关的费用:
固定资产折旧:
采用综合折旧法。
油气集输设施14年,油气井
10年,残值率为0%。
⑷财务费用:
固定资产借款和流动资金借款利息计入财务费用。
⑸管理费用:
包括矿产资源补偿费和其它管理费用。
矿产资源补偿费根据国务院1994年2月27日第150号令,石油、天然气矿产资源补偿费按销
售收入的1%计征;
其他管理费用按每年618.30万元计。
⑹销售费用:
根据某公司近年实际销售情况,按每年120.78万元计。
油藏作为边际油田开发,评价时成本中不考虑生产工人工资、福利及附加费、管理费用。
推荐方案成本费用估算见附表1-7。
油藏推荐方案成本费用估算见附表8-14。
销售收入、税金及附加估算
4.1.产品商品率、售价及销售收入
参照某公司近年的实际销售原油资料,估算原油商品率为95%。
某油田
油藏原油为轻质油,取近几年国际油价的平均值1380元/吨(含税);
原油为中质油,取近几年国际油价的平均值1200元/吨(含税)作为方案评价油价。
4.2.税金及附加
本项目应缴纳的税种主要有两类:
销售税金及附加(增值税、城市建设附加费、资源税、教育费附加)和企业所得税。
具体税率如下:
按照石油建设项目行业规范,进项税扣除比例见表4-2-1
表4-2-1进项税扣除比例
进项税扣除比例(%)
修理费
50
油气处理费、井下作业费、测井试井费
和油藏各方案销售税金及附加估算见表5-1、
表5-2、表5-3。
利润的估算与分配
年利润总额二年产品销售收入-年成本费用-年销售税金及附加
所得税后利润(可供分配利润)二利润总额-所得税
本项目所得税后利润,按15%的比例提取盈余公积金和公益金,剩余部
分为未分配利润,与折旧费一起用于归还固定资产投资借款。
⑴各方案在评价期内总销售收入、成本费用和利润,见表5-1-1、表5-1-2
表5-1-1不同井网方案总收入、成本及利润表
项目
开发方案
销售收入
140448
182172
219792
164388
197676
202687
170886
成本和费用
75817
109745
126915
93728
112199
122971
88506
销售税金和附加
22503
28770
34663
26212
31423
32238
27641
利润总额
42127
43647
58214
44448
54053
47477
54739
表5-1-2同一井网、不同采速方案总收入、成本及利润表
180690
197117
159828
136800
90496
101362
89030
86522
29200
31653
25414
21735
60992
64103
45383
28543
⑵油藏各方案在评价期内总销售收入、成本费用和利润,见表5-1-3
表5-1-3油藏方案总收入、成本及利润表
32064
34765
31713
30683
14736
10549
14872
9706
4881
5472
4915
4834
12447
18744
11925
16144
财务评价
根据《石油工业建设项目经济评价方法与参数》第三版进行财务评价。
结合《油藏工程》课题设计的各方案生产期确定项目评价期8年,建设期
1年。
6.1财务评价(行业)基准参数
1)行业基准内部收益率(ic)
是指行业内项目投资应当获得的最低财务盈利水平。
石油开采与管道基准内部收益率为12%。
2)基准投资回收期(Pc)
投资回收期(投资返本年限)是反映项目在财务上投资回收能力的重要指标,它是指通过项目的净收益(包括利润和折旧)来回收全部投资(包括建设投资、固定资产投资方向调节税和流动资金)所需要的时间。
本项目基准
投资回收期为6年
6.2财务盈利清偿能力分析
对《油藏工程》课题设计的和油藏的多个方案进行财务盈利和清偿能力分析。
⑴方案评价:
针对设计的不同井网方案分别进行评价,各方案财务指标见表6-2-1。
表6-2-1不同井网方案财务评价指标汇总表
开发方案(单位万元)
推荐方案
基准值
税前内部收益率
(%)
30.12
28.68
29.24
33.28
31.76
29.43
29.51
12
税后内部收益率
19.06
14.81
17.11
18.10
18.16
14.23
18.57
税前财务净现值
16706
17383
19416
22277
19119
20987
>
税后财务净现值
6858
3140
7357
5969
7683
2734
8051
投资回收期(年)
4.23
4.37
4.60
4.03
4.30
4.39
4.63
投资利润率(%)
10.94
7.37
8.53
8.92
8.95
10.52
投资利税率(%)
16.79
12.23
13.61
14.18
14.15
11.50
15.83
15
借款偿还期(年)
<
结论
可行
由表6-2-1可知,针对不同井网设计的7个方案的税后内部收益率及税后财务净现值都达到行业标准;
税后内部收益率介于14.23%〜19.06%之间,税
后财务净现值介于2734〜8051万元之间。
因此,这7个方案均为可行方案。
7个方案静态投资回收期介于4.03〜4.63年之间,均小于行业标准6年,固定资产投资借款偿还期(从借款开始年算起)均小于1年,表明方案投资中的借款能在当年还清。
综上所述,7个方案在评价期内都具有较强的盈利能力和清偿能力。
油藏工程推荐方案的税后财务净现值最大为8051万元,因此推荐方案设计的开采井网最优。
油藏工程在最优井网的基础上设计了不同采速的方案。
对设计的同一推荐井网、不同采速的各方案进行评价,财务指标见表
6-