Паливно енергетичний комплекс і його роль у розвитку народного господарства Росії

Федеральне агентство з освіти
Державна освітня установа
Вищої професійної освіти
"Уфімський державний нафтовий
технічний університет "
Кафедра "Економіка і управління на підприємстві нафтової
і газової промисловості "
Контрольна робота
за курсом: Економіка галузі
Виконав:
студент групи ЕГз-08-01.
залікова книжка № ЕГз-
Перевірив: Поздєєва Н.Р.
Уфа 2010

Тема: Паливно-енергетичний комплекс і його роль у розвитку народного господарства Росії

Практичне заняття № 1. Визначення внеску нафтогазовидобувного комплексу у ВВП Росії. Визначення залежності експортних доходів від цін на нафту

ЗАДАЧА № 1
Завдання:
За даними наведеним за даними таблиці 1-5 розрахувати внесок нафтогазовидобувного комплексу (НТК) у ВВП Росії.
РІШЕННЯ:
На підставі отриманих даних та інформації представленої в таблиці № 1 "Повна додана вартість по нафтогазовидобувного комплексу" визначаємо розрахункову додану вартість з урахуванням переміщення доданої вартості з НТК в посередницьку сферу.
Розраховуємо залежність експортних доходів від цін на нафту в 2003 р. використовуючи дані таблиці № 5
При виконанні завдання враховуємо, що повна додана вартість, створена в НТК, що включає видобуток нафти і газу, нафтопереробку і транспортування вуглеводнів по трубопроводах розраховується за трьома основними складовими:
експорт сирої нафти;
експорт і внутрішні потреби нафтопродуктів;
експорт і внутрішні постачання газу.
Для кожної компанії додана вартість (ДС) визначається як вартість звичайно реалізації продукції за вирахуванням матеріальних витрат і витрат на транспортування (крім трубопровідного).

Тема: Управління нафтової і газової промисловістю

Практичне заняття № 2. Оцінка ситуації в нафтогазовому бізнесі

ЗАДАЧА № 2
Завдання:
Визначити забезпеченість запасами і питома вага експорту нафти провідних російських нафтових компаній на основі інформації, представленої в таблиці:
РІШЕННЯ:
Знайдемо забезпеченість запасами нафти виходячи з представлених в таблиці даних. Уявімо рішення в таблиці:
Таким чином, виходячи з розрахованих показників видно, що найбільша забезпеченість запасами нафти виходячи з представлених в таблиці даних є:
компанія Роснефть: запасів даної компанії вистачить на 73 роки з урахуванням видобутої нафти в 2004 році,
компанія ТНК-ВР: запасів даної компанії вистачить на 53 роки з урахуванням видобутої нафти в 2004 році,
компанія ЛУКОЙЛ: запасів даної компанії вистачить на 40 років з урахуванням видобутої нафти в 2004 році.
Розглядаючи питома вага експорту нафти провідних російських нафтових компаній можна сказати, що велику частку від видобутої нафти експортують:
компанія Татнафта: питома вага експорту нафти (частка) становить 46% (або 0,46),
компанія ТНК-ВР: питома вага експорту нафти (частка) становить 42% (або 0,42),
компанія Сибнефть: питома вага експорту нафти (частка) становить 39% (або 0,39).

Тема: Управління нафтової і газової промисловістю

Практичне заняття № 3. Побудова моделей розміщення підприємств нафтогазового комплексу

ЗАДАЧА № 3
Завдання:
Нафтова компанія вирішує розширити виробництво шляхом створення заводу з утилізації попутного газу. Є два варіанти розміщення виробництва. Перелік важко оцінюваних чинників, які, на думку компанії, є важливими при вирішенні питання про новий розміщення, а також ваги і рейтингові оцінки для двох можливих місць розміщення (подані в таблиці).
Визначити методом зважування найбільш бажаний варіант.
Проаналізувати чутливість отриманого рішення про розміщення при зміні на 10 одиниць оцінки витрат на працю.
РІШЕННЯ:
Для оцінки найкращого варіанта створення заводу з утилізації попутного газу необхідно розрахувати зважені оцінки за пунктом 1 та пунктом 2. Цей розрахунок представлений в таблиці.
Значення ваги, присвоєного критерієм, множать на оцінку цього критерію у даного постачальника.
Величину рейтингу постачальника визначають підсумовуванням отриманих творів.
Порівнюючи результати рейтингу, визначають найкращого партнера, з яким надалі буде продовжено термін договору або укладено новий.
Якщо для вибору постачальника приймаються до уваги позитивні критерії, то найкращим постачальником визнається той, хто отримав найвищий рейтинг.
Якщо ж враховувати критерії негативного характеру, то перевагу віддають постачальнику з найменшим рейтингом.
Для оцінки альтернатив розміщення використовується пофакторно система ваг і рейтингова оцінка кожного фактора за шкалою від 1 до 100 одиниць. У результаті виходять загальні оцінки за варіантами розміщення:
Пункт 1 - 70,35;
Пункт 2 - 68,00.
Оскільки загальна рейтингова оцінка вище для пункту 1, приймається рішення про перевагу розміщення заводу саме в цьому пункті. Оцінка та ваги для факторів допускають зміну їх значень. Використовуючи це, можна аналізувати чутливість до подібних змін отриманих рішень про розміщення. Наприклад, в даному випадку зміна на 10 одиниць оцінки витрат на працю призведе до зміни рішення про розміщення, тобто пункт 2 стане кращим для розміщення заводу.
Змінюючи ваги або оцінки окремих факторів, фірма може встановлювати ступінь їх впливу на рішення про розміщення. Чинники, що роблять слабкий вплив на результат, можуть бути виведені з процедури прийняття рішення, тобто фірма може відмовитися від використання їх в якості критеріїв при пошуку рішення про розміщення.

Тема: Управління нафтової і газової промисловістю

Практичне заняття № 3. Побудова моделей розміщення підприємств нафтогазового комплексу

ЗАДАЧА № 4
Завдання:
При вирішенні питань будівництва складського комплексу нафтова фірма має шість родовищ, провела аналіз обсягу перевезень по родовищах на протязі місяця. Результати представлені в таблиці.

60

30

70

80

90

130

Захід-Схід

Північ-Південь

70

80

100

120

130

40

110

М6 (65; 40)

М1 (60; 95)

М2 (80; 75)

М3 (30; 120)

М4 (90; 110)

М5 (127; 130)

Рис.1 - Координати розміщення нафтових родовищ
РІШЕННЯ:
Для початку розглянемо координати кожного родовища і представимо в табличному вигляді:

Розміщення центрів роздрібної торгівлі в мережевій системі координат представлено на малюнку.
Наприклад, центр родовища 1 характеризується наступними координатами і показником :

Використовуючи цю інформацію, фірма знаходить координати центру гравітації:

0

30

60

90

120

150

30

60

90

120

Північ-Південь

Захід-Схід

М 6 (65; 40)

М 2 (80; 75)

М 1 (60; 95)

М 3 (30; 120)

Центр гравітації (77; 99)

М 4 (90; 110)

М 5 (127; 130)

Малюнок. Координати розміщення родовища
Таким чином, координати (76,9; 98,9) центру гравітації характеризують місце, де має бути розміщений новий центральний склад. Поєднання координатної сітки з картою місцевості одного масштабу дозволяє легко визначити шукану географічну точку (точку на місцевості).

Тема: Управління нафтової і газової промисловістю

Практичне заняття № 3. Побудова моделей розміщення підприємств нафтогазового комплексу

ЗАДАЧА № 5
Завдання:
Нафтова фірма розглядає три варіанти можливого розміщення заводу з утилізації попутного газу. Розрахунок витрат дав наступні результати.

Таблиця
Варіанти	Постійні витрати, млн. руб.	Змінні витрати, грн. / Тис. м 3	Ціна тис. м 3 газу	Очікуваний обсяг випуску млн. м 3
Варіант 1	30	75	120	2000
Варіант 2	60	45	120	2000
Варіант 3	110	25	120	2000

РІШЕННЯ:
Для кожного з можливих варіантів розміщення на заданий обсяг випуску будуються графіки постійних витрат, які існують і при нульовому випуску продукції, і загальних витрат, які представляють собою суму постійних і змінних витрат. Отримана в результаті карта перетинань представлена ​​на малюнку.
Загальні витрати за варіантами розміщення складуть:

0

1000

2500

30

60

110

З 1

З 2

З 3

А

Б

У

Річні витрати, млн. руб ..

Загальні витрати

Обсяг випуску

Допустимі витрати

Малюнок 5.1. Карта перетинань для аналізу розміщення виробництва:
А, Б та В - криві загальних витрат відповідно для пунктів 1, 2 і 3;
З _1, С ₂ і С ₃ - припустимі витрати для пунктів 1, 2 і 3

Варіанти	Витрати	Разом, млн. руб.
Варіант 1	30 млн. руб. + 75 руб. / Тис. м 3 * 2000 млн. м 3 = 180 млн. крб.	180
Варіант 2	60 млн. руб. + 45 руб. / Тис. м 3 * 2000 млн. м 3 = 5400000 млн. крб.	5400000
Варіант 3	110 млн. руб. + 25 руб. / Тис. м 3 * 2000 млн. м 3 = 5500000 млн. крб.	5500000

Висновок: при заданому обсязі випуску 2000 од. на рік мінімальними витратами розміщення характеризується варіант № 1 (сумарні витрати складуть 180 млн. рублів).
Очікуваний річний дохід в даному разі відповідає:
Дохід = Сумарна виручка - Сумарні витрати
Дохід = 120 * 2000 - 180 = 60 млн. руб.
Карта перетинань показує також, що при обсязі випуску менше 1000 одиниць на рік для розміщення виробництва стане краще пункт 1, а при обсязі випуску більше 2500 одиниць на рік - пункт 3. Для цих випадків точки перетинів на графі 1000 і 2500 по осі абсцис.

Тема: Економічний механізм функціонування галузі

Практичне заняття № 4. Визначення величини рентних платежів у нафтогазовидобувній промисловості

ЗАДАЧА № 6
Завдання:
Визначити величину гірничої ренти I роду (рентних платежів) у нафтовидобувній промисловості виходячи з середньодобових дебітів свердловин.

Номер інтервалу де- бітів (i)	Середньодобові дебіти свердловин, т / добу.		Обсяг видобутку нафти, т	Сума міськ- ної ренти, млн. дол
	min Д б (min i)	max Д б (max i)
1	-	9	120	0,00
2	9	13	40	2112,00
3	13	15	40	2215,38
4	15	70	60	29280,00
5	70	90	52	7220,57
6	90	102	20	2480,00
7	102	107	28	3228,24
8	107	114	20	2355,14
9	114	120	8	934,74
10	120	128	12	1428,00
Разом			400	49142,07

РІШЕННЯ:
При виконанні завдання враховуємо, що гірська рента - різновид природної ренти і зумовлена ​​гірничо-геологічними і соціально-економічними факторами видобутку корисних копалин. Виділяють абсолютну і диференційовану (I і II роду) гірську ренту.
Під абсолютною рентою розуміються дохід, одержуваний надрокористувачем від розробки створеного природою родовища. Вона виникає в процесі експлуатації родовища і визначає рівень нормативних витрат і нормативного прибутку замикаючого родовища.
Гірська рента, що приносить додатковий дохід внаслідок експлуатації кращих родовищ, називається диференціальної рентою I роду.
Джерелом формування диференціальної ренти II роду виступають високотехнологічні нововведення, що підвищують нефтеотдачу пластів і забезпечують більш повне захоплення корисних копалин, впроваджуваних надрокористувачем. По суті диференціальна рента II роду - це зниження нормативних витрат (експлуатаційних і капітальних витрат на видобуток і транспортування, а також всі податки за чинною системою оподаткування, крім ПВКК), що встановлюються на рівні середньої по галузі технології видобутку корисних копалин.
Основними факторами освіти гірничої ренти на кращих родовищах є:
кількість нафти, що добувається в одиницю часу;
кількість видобутого мінерального сировини;
стадії життєвого циклу розробки родовища;
економіко-географічні умови.
Диференціальна гірська рента I роду в нафтовидобувній промисловості з використанням кількісної залежності гірничої ренти від середньодобових дебітів свердловин визначається за формулою

де - Сума диференціальної гірничої ренти I роду, млн. дол;
- Номер інтервалу зміни середньодобових дебітів свердловин на родовищі;
- Число інтервалів I;
- Обсяг видобутку нафти в i-му інтервалі дебіту, млн. т;
- Середня ціна реалізації 1т нафти за вирахуванням витрат на транспортування (для розрахунку вона може бути прийнята 120 дол / т);
- Розрахунковий коефіцієнт, що визначається за формулою

де - Середньодобовий дебіт на замикає родовищі, т / добу (у завданні він прийнятий рівним 9 т / добу);
- Верхня межа i-гo інтервалу дебітів свердловин, т / добу.;
- Нижня межа i-ro інтервалу дебітів свердловин, т / добу.
Розрахуємо розрахунковий коефіцієнт:
Для 1 інтервалу = 9-9/0 = 0
Для 2 інтервали = 13-9/9 = 0,44
Для 3 інтервалу = 15-9/13 = 0,46
Для 4 інтервалу = 70-9/15 = 4,07
Для 5 інтервалу = 90-9/70 = 1,16
Для 6 інтервалу = 102-9/90 = 1,03
Для 7 інтервалу = 107-9/102 = 0,96
Для 8 інтервалу = 114-9/107 = 0,98
Для 9 інтервалу = 120-9/114 = 0,97
Для 10 інтервалу = 128-9/120 = 0,99
Далі розрахуємо диференціальну гірську ренту I роду:
Для 1 інтервалу = 120 * 120 * 0 = 0
Для 2 інтервали = 40 * 0,44 * 120 = 2112,00
Для 3 інтервалу = 40 * 0,46 * 120 = 2215,38
Для 4 інтервалу = 60 * 4,07 * 120 = 29280,00
Для 5 інтервалу = 52 * 1,16 * 120 = 7220,57
Для 6 інтервалу = 20 * 1,03 * 120 = 2480,00
Для 7 інтервалу = 28 * 0,96 * 120 = 3228,24
Для 8 інтервалу = 20 * 0,98 * 120 = 2355,14
Для 9 інтервалу = 8 * 0,97 * 120 = 934,74
Для 10 інтервалу = 12 * 0,99 * 120 = 1428,00
Загальна сума гірничої ренти I роду дорівнює 49142,07 млн. дол
Відповідь: величина гірничої ренти I роду (рентних платежів) у нафтовидобувній промисловості виходячи з середньодобових дебітів свердловин складе 49142,07 млн. доларів.

Тема: Економічний механізм функціонування галузі

Практичне заняття № 5. Визначення виробничих витрат і результатів виробничо-господарської діяльності нафтової компанії.

ЗАДАЧА № 7
За результатами виробничо-господарської діяльності нафтової галузі визначити виробничі витрати, повні витрати, чистий прибуток нафтових компаній (НК), власні засоби НК, вільні засоби НК, нерозподілений прибуток, ціну виробництва, ренту.

РІШЕННЯ:
Видобуток нафти в Росії склала в 2003 році 421 млн. тонн,
Переробка нафти в Росії склала в 2003 році 190 млн. тонн,
Експорт нафти в Росії склав у 2003 році 231 млн. тонн,
Експорт нафтопродуктів у Росії становив 2003 році - 77 млн. тонн.

Тема: Економічний механізм функціонування галузі

Практичне заняття № 6. Визначення доцільності оновлення основних фондів

ЗАДАЧА № 8
РІШЕННЯ:
1. Вирішення питання про дострокову заміну обладнання приймається шляхом ін середньорічних витрат для двох видів устаткування
,
де - Витрати на придбання нового устаткування, тис. руб.;

- Середньорічні експлуатаційні витрати, тис. руб.;
- Термін служби, роки.

2. З урахуванням залишкової вартості ( )
, (2)

Якщо в момент оцінки середньорічні витрати старого обладнання більше середньорічних витрат нового обладнання, то заміна доцільна. В іншому випадку необхідно продовжити експлуатацію старого обладнання і відстрочити його заміну. Розрахунок середньорічних витрат для двох видів обладнання можна здійснювати за формулою, отриманої шляхом перетворення формули (2) для старого (з індексом "з") і нового (з індексом "і") обладнання:
, (3)

Якщо дотримується дана умова то заміна обладнання на момент недоцільна.
Розрахункова формула спрощується, якщо всі залишкові вартості дорівнюють нулю
, (4)
Крім експлуатаційних витрат на обслуговування та ремонт нового обладнання, важливий також термін його служби. Отже, вирішення проблеми заміни обладнання базується лише на порівнянні між капітальними витратами на нове обладнання і різницею в експлуатаційних витратах для старого і нового обладнання. Якщо ця економія більше середньорічних капітальних витрат на нове обладнання, то вигідна негайна заміна. В іншому випадку необхідно зберегти старе обладнання. Річні капітальні на нове устаткування залежать від терміну його служби. Зі збільшенням останнього зменшується частка річних капітальних витрат.
Замість використання середньорічних капітальних витрат розраховується граничне значення вартості експлуатації, тобто термін служби, для якого продовження експлуатації старого обладнання та заміна його на нове одно вигідні. Граничне значення терміну служби для нового обладнання знаходиться з умови

або


Якщо термін служби ( ) Більше порогового значення (х), то заміна вигідна.
Таким чином, 44,94> 35 <51,39, тобто дане умова не дотримується, тому заміна доцільна.

Тема: Економічний механізм функціонування галузі

Практичне заняття № 7. Вибір економічно ефективного варіанту видобутку

ЗАДАЧА № 9
Завдання:
Визначити ефективності пошуково-розвідувального буріння за умови, що вартість 1 літра нафтового еквівалента (т. зв. Е.) - 2500 руб., Середня глибина свердловин 2500 м, приріст запасів на 1 свердловину 25тис. тонн. Розрахувати мінімальний приріст запасів, нижче якого економічно недоцільно вести пошук.
РІШЕННЯ:
Для виконання даного завдання необхідно пам'ятати, що витрати на 1 метр проходки можна уявити не в грошовому вираженні, яке відображає зростання цін на матеріали та обладнання, а в енергетичних одиницях. Тому розрахунок індексу доцільності пошуково-розвідувального буріння:

де - Вартість 1 м буріння, тис. руб.
- Ціна 1 т. е., тис. руб.
Н - глибина свердловин, м
- Приріст запасів на 1 свердловину, т.
Для на пошук нафти і газу витрачається таку ж кількість нафти, що відкривають, тому подальше буріння стає недоцільним. У нашому ж випадку , Отже в нашому варіанті доцільно вести пошуково-розвідувальне буріння. Висловлюючи вартість пошуків нафтогазових ресурсів в еквівалентних одиницях отримуваної продукції, можна визначити момент, коли цінність нафти як енергетичної сировини перевищить її економічну цінність.

Тема: Економічний механізм функціонування галузі

Практичне заняття № 7. Вибір економічно ефективного варіанту видобутку

ЗАДАЧА № 10
Завдання:
Вибрати найбільш економічно ефективний варіант проекту видобутку нафти з нових свердловин за умови, що обсяг видобутку планується довести до 1 млн. тонн, причому обсяг видобутку зі старих, що переходять свердловин складає 600 тис. тонн, по відновлюваним 146 тис. тонн. Для збільшення видобутку нафти розглядаються три варіанти представлені в таблиці.
РІШЕННЯ:
Вибір того чи іншого варіанту залежить від комплексу техніко-економічних показників. Серед них важливе місце займають капітальні вкладення і якість нафти.
При визначенні можливого обсягу видобутку перш за все визначають яку частину можна отримати з категорії перехідних свердловин ( ), А потім виявляють можливості видобутку нафти з відновлюваних свердловин ( ) І нарешті з нових ( ).
Таким чином, можливий обсяг видобутку нафти ( )
, (1)
Річний видобуток нафти однієї свердловини ( ) Визначається як добуток середньодобового дебіту ( ) На час експлуатації однієї нової свердловини в планованому році ( )

при цьому час експлуатації ( ) Однієї нової свердловини в планованому році розраховується з припущення рівномірного пуску нових свердловин з буріння протягом року як середню величину:

Розрахуємо річний видобуток нафти однієї свердловини, Q, т за варіантами:
1 варіант = 80 * 183 = 14640 т.
2 варіант = 24 * 183 = 4392 т.
3 варіант = 40 * 183 = 7320 т.
Розрахуємо кількість свердловин, необхідних для видобутку 354000 т нафти:
1 варіант = 354000/14640 = 24 вкв.
2 варіант = 354000/4392 = 81 вкв.
3 варіант = 354000/7320 = 48 вкв.
Розрахуємо загальний обсяг буріння (для буріння всіх нових свердловин):
1 варіант = 24 * 3500 = 84000 м.
2 варіант = 81 * 2000 = 162000 м.
3 варіант = 48 * 1700 = 81600 м.
Розрахуємо загальну суму необхідних витрат, млн. руб.:
1 варіант = 84000 * 7800 = 655,2 млн. руб.
2 варіант = 162 000 * 6050 = 980,1 млн. руб.
3 варіант = 81600 * 48 = 440,64 млн. руб.
Розрахунки представимо в таблиці

Таким чином вибираємо третю варіанті, так як сума витрат у даному (третьому) варіанті найменше.

Тема: Економічний механізм функціонування галузі

Практичне заняття № 8. Визначення економічного межі експлуатації видобувної свердловини

ЗАДАЧА № 11
Завдання:
На підставі даних, наведених у таблиці, визначити економічний межа експлуатації видобувної свердловини.
Таблиця - показники експлуатації видобувного фонду свердловин по родовищах.
При виконанні необхідно пам'ятати, що економічним межею експлуатації добувної свердловина прийнята умова, при якому чистий дохід (ЧДД) по свердловині дорівнює нулю.
При цьому ЧДД визначається як різниця між виручкою від реалізації продукції свердловини (нафти і нафтового газу) ( ) Та податками ( ) Відрахованими надрокористувачем державі згідно з діючою системою оподаткування, трансферними витратами при експортній реалізації ( ) І витратами на підйом нафти ( ) Вивільняються, при відключенні конкретної свердловини
, (1)
З рівності (1) випливає умова рівності виручки від реалізації продукції з вивільняються в результаті її зупинки витратами, транспортними витратами при експортній реалізації та податками
, (2)
виручка від реалізації видобутої продукції свердловини визначається, виходячи з цін реалізації нафти на внутрішньому ринку і зовнішньому ринках, ціни нафтового газу, , Обсягів видобутку нафти (З виділенням частки реалізації не зовнішньому ринку ( ) І нафтового газу
де - Газовий фактор
, (3)
Річний обсяг видобутку нафти і нафтового газу зі свердловини визначають відповідно за формулами:

, (4)
, (5)
де - Дебіт рідини видобувної свердловини;
- Число днів у році;
- Коефіцієнт експлуатації;
- Обводненість свердловини.
На підставі даних, наведених у таблиці, визначити економічний межа експлуатації видобувної свердловини.
Таблиця - Показники експлуатації видобувного фонду свердловин по родовищах.
Поточні витрати, що вивільняються в результаті зупинки свердловини, визначаються на основі питомих витрат, розрахованих, за фактичними даними НГВУ (відповідно до кошторису витрат), віднесених в залежності від змісту витрат на тонну нафти ( ), Тонну рідини ( ) І свердловину ( ).
, (6)
Транспортні витрати при експортній реалізації розраховуються за формулою
, (7)
де - Питомі транспортні витрати при експортній реалізації нафти руб. / Т.
Податки Hj включає податок на додану вартість від реалізації нафти і нафтового газу, НДПІ і експортне мито. Виходячи із прийнятого при визначенні економічного межі експлуатації видобувної свердловини умови (2) гранична обводненість і граничний дебіт нафти свердловини, при якій її доцільно вивести з роботи, оскільки експлуатація свердловини приносить дохід, визначається за формулами:
, (8)
, (9)
де - Середня ціна реалізації нафти.
Показники експлуатації видобувного фонду свердловин по родовищах. Результати розрахунків представити у вигляді таблиці.
РІШЕННЯ:
Для початку проведемо розрахунок виручки від реалізації видобутої продукції свердловини, виходячи з цін реалізації нафти на внутрішньому ринку і зовнішньому ринках, ціни нафтового газу, , Обсягів видобутку нафти (З виділенням частки реалізації не зовнішньому ринку ( ) І нафтового газу за формулою:
=
= (3029 * (1 - 0,33) + 4978 * 0,33 + 254 * 42) / 780000 = 11185,33 млн. руб.
Далі проведемо розрахунок річний обсяг видобутку нафтового газу зі свердловини визначають відповідно за формулою:
= 780 тис. тонн.
= 780000 * 42 = 32760 тис. м ³

Поточні витрати, що вивільняються в результаті зупинки свердловини, визначаються на основі питомих витрат, розрахованих, за фактичними даними НГВУ (відповідно до кошторису витрат), віднесених в залежності від змісту витрат на тонну нафти ( ), Тонну рідини ( ) І свердловину ( ).
=
= 0,049 * 780 +0,031 * 663 + 36,22 = 58809,22 тис. крб.
Далі проведемо розрахунок податку на додану вартість:
ПДВ = 11185,33 * 0,18 = 2013,36 тис. руб.
ПВКК = 400 * (75 - 9) * (30,9 / 261) * 780 = 2437,90 тис. руб.
Мита = 398,1 * (75 - 9) * (30,9 / 261) * 780 = 2426,32 тис. руб.
У сукупності податки складають 6877,59 тис. руб.
Виходячи з розрахованих показників розрахуємо виручку від реалізації продукції:
ВР = 58809,22 + 201,062 + 6877,59 =
Розрахуємо обводненості свердловин в залежності від дебіту рідини свердловини. Результати розрахунків представимо у вигляді таблиці:

Далі проведемо розрахунок економічного межі експлуатації видобувної свердловини. При виконанні необхідно пам'ятати, що економічним межею експлуатації добувної свердловина прийнята умова, при якому чистий дохід (ЧДД) по свердловині дорівнює нулю. При цьому ЧДД визначається як різниця між виручкою від реалізації продукції свердловини (нафти і нафтового газу) ( ) Та податками ( ) Відрахованими надрокористувачем державі згідно з діючою системою оподаткування, трансферними витратами при експортній реалізації ( ) І витратами на підйом нафти ( ) Вивільняються, при відключенні конкретної свердловини

ЧДД = 65887,872 - 6877,59 - 201,062 - 58809,22 = 0
Таким чином, умова виконується, економічний межа знайдений.

Література

1. Уманський Л.М., Уманський М.М. Економіка нафтової і газової промисловості. - М.: Недра, 1974
2. Єгоров В.І., Побєдоносцева М.М., Павлініч Е.А. та ін Економіка нафтогазовидобувної промисловості. Підручник для вузів. - М.: Недра, 1984
3. Економіка галузі. Серія "Вища школа". - Ростов н / Д: Фенікс, 2003
4. Єрмілов А.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремізов В.В. Стратегія розвитку нафтогазових компаній. - М.: Наука, 1998
5. Енергетична стратегія Росії на період до 2020 року. Затверджено розпорядженням уряду Російської Федерації від 28 серпня 2003
6. Тахаутдінов Ш.Ф. Організація управління нафтогазовим комплексом. - М.: ВАТ "ВІІОЕНГ", 2003
7. Іллінський А.А. Економічна оцінка ресурсів нафти і газу. - СПб.: Вид-во СПб. Ун-ту, 1992
8. Сорокін Л.Р. Сучасні технології управління в нафтогазовому комплексі: Навчальний посібник. - М.: МФТІ, 2003
9. Державне регулювання ринкової економіки. Підручник / під ред.В.І. Кушлин, Н.А. Волгіна. - М.: Економіка, 2000
10. Тіроль Ж. Ринки та ринкова влада: Теорія організації промишленності.2т. Пер. з англ. Під ред. В.М. Гольперена і Н.А. Зенкевіча. - СПб.: "Економічна школа", 2000
11. Третяк В. Аналіз галузевої організації ринків. Російський економічний журнал, № 5-10, 2001, № 1-2, 2002
12. Шерер Ф.М., Росс Д. Структура галузевих ринків. Пер. з англ. - М.: Инфра-М, 1997
13. Миловидов К., Жермоленко В. Економіко-математичне моделювання освоєння невоспроізводственних ресурсів нафти і газу. - М.: Ганг ім. Губкіна, 1990
14. Астахов А.С. Економічна оцінка запасів корисних копалин. М.: Недра, 1988
15. Іллінський А.А., Назаров В.І. Чинники економічної оцінки ресурсів нафти і газу. М.: ВІЕМС, 1989
16. Андрєєв А.Ф. Економічне обгрунтування інвестиційних проектів у нафтогазовій промисловості. - М.: Ганг, 1996