造价知识
第二章 油气储量资产与油气开发资产评估

时间:2013-02-27  浏览次数:4423

第一节 基本概念
   
一、石油天然气生产
石油(天然气)生产是指石油资源的开采、加工和转换过程。将地下油层中的石油
(原油)和天然气开采出来,称为“石油天然气开采”,将原油炼制成各种石油产品称为“石油加工”,将天然气净化加工或称为“天然气净化处理”。
地下油层是有压力的,其压力有高有低,高的可达到200 MPa,在这种高压油层的
油井可以自喷原油。当油层压力低到某一程度时,地下原油就不能自喷,而必须在井口安装抽油设施(抽油机或抽油泵)。
随着原油的采出,油层压力将逐渐下降,为保证原油的采出,必须维持油层压力。维持油层压力的常用手段之一是向油层注水。专门用于注水的井叫注水井。
原油是一烃类混合物。这些烃类的质量大小不一,由小到大,分别为甲烷、乙烷、丙烷……十一烷、十二烷、二十烷等等,乃至石蜡、沥青等。
在常温常压下,甲烷、乙烷等呈气态,为石油气或天然气;丙烷、丁烷等呈现液态,这些混合物谓石油或原油。
原油的采出,除了油、气相混外,还混有流态水,水中可能含有各种盐类、泥沙等。因而,从油井采出的是油、气、水这三者的混合物。
与石油伴生的天然气称为油田伴生气(油田气),也称溶解气,单独富成藏的天然气称为气层气(气田气)。
天然气一般指以烃类为主的气体,主要成分为甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)等低分子量烷烃及其异构体,个别条件下也有以CO2、N或H2S为主的。
将气、水、油这三者分离开来,分别得到有用的气与原油这两大产品,是油(气)田企业的生产任务。同时,还要将分离出来的净水加以回注或加以处理。
 二、油气储量资产的特点
(一)油气储量的概念
根据《石油天然气资源/储量分类》标准,依据油气藏(田)的勘探开发程度、地质可靠程度和产能证实程度对资源/储量进行分类:总原地资源量包括地质储量和未发现原地资源量。。
1.地质储量
是指在钻探发现油气后,根据已发现油气藏(田)的地震、钻井、测井和测试等资料估算求得的已发现油气藏(田)中原始储藏的油气总量。地质储量分为探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量。。
探明地质储量—是指在油气藏评价阶段,经评价证实油气臧(田)咳提供开采并能获得经济效益后,估算求得的、确定性很大的地质储量,其误差不超过±20%。探明地质储量的估算,应查明了油气藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等;流体界面或油气层底界应是钻井、测井、测试或可靠压力资料证实的;应有合理的井控程度,或开发方案设计的一次开发井网;各项参数均具有较高的可靠程度。
控制地质储量—是指在圈闭预探井获得工业油(气)流,并经过初步钻探认为可提供开采后,估算求得的、确定性较大的地质储量,其误差不超过±50%。控制地质储量的估算,应初步查明了构造形态、储层变化、油气层分布、油气藏类型、流体性质及产能等,具有中等的地质可靠程度,可作为油气藏评价钻探、编制开发规划和开发设计的依据。
预测地质储量—是指在圈闭预探阶段预探井获得了油气流或综合解释有油气层存在时,对有进一步勘探价值的、可能存在的油(气)藏(田),估算求得的、确定性很低的地质储量。预测地质储量的估算,应初步查明了构造形态、储层情况,预探井已获得油气流或钻遇了油气层,或近邻在探明储量(或控制储量)区并预测有油气层存在,经综合分析有进一步评价勘探价值。
2.可采量
可分为可采储量和可采资源量。
1)可采储量。是指从油气地质储量中可采出的油气数量。按其地质可靠程度和经济意义可分为七类:探明技术可采储量、探明经济可采储量、探明次经济可采储量、控制技术可采储量、控制经济可采储量、控制次经济可采储量和预测技术可采储量。
其中探明经济可采储量按其开发与生产状态进一步分为探明已开发经济可采储量和探明未开发经济可采储量两类。这也是SEC储量评估的主要部分。
2)可采资源量。是指从原地资源量中可采出的油气数量。分为潜在可采资源量和推测可采资源量,其采收率是经验类比估算的。
(二)油气储量资产的特点
油气储量是埋藏在地下的矿产资源,是人们通过各种勘探(物理勘探、勘探钻井)手段而获取的。油气储量资产具有确定的资产属性,它不同于固定资产、流动资产、无形资产和金融资产,属于资源性资产。资源性资产是一部分自然资源资产化的表现形式。资源性资产与自然资源相比,其物质内涵是一致的,除了具有自然资源的基本特性外,根据资产的含义,还具有经济属性和法律属性。是重要的国有资产,也可以是矿业权人通过向国家缴纳油(气)田矿租性质的资源税费而有偿获得的油气田开发(矿业权)的资源价值。
资源性资产评估是对资源性资产价值的估算。资源性资产评估,不仅为国民经济资源价值核算服务,还可以在资源性资产产权的出让、转让、资产经营、抵押、环保等经济活动中,为有关权益各方包括国家和企业等提供专业服务。资源性资产由于具有独特的自然、经济和法律属性其他资产相比,资源性资产评估具有以下特点:
    1.资源性资产价格是自然资源的使用权价格
    我国自然资源大部分属于国家所有,只有一部分属于集体所有,如矿产资源属于国家所有,大部分森林资源属于国家所有,并实行所有权和使用权相分离的制度。由于法律不允许资源性资产的所有权转让,因此,资源性资产评估的对象,不是物质实体本身,而是资源性资产的使用权,是对资源性资产权益的价值评估。
    2.资源性资产价格一般受资源的区位影响较大
    由于资源性资产的有限性、稀缺性和区域性,资源性资产价格受自然资源所在区位影响很大。
    3.资源性资产评估遵循自然资源形成和变化的客观规律
资源条件包括资源的质量品位、资源的赋存开采条件和产地至销地的运输距离及运输条件(运输工具和地貌等)。在资产评估中要充分了解资源性资产实体和资产使用权的专业特点,以便合理评估资源性资产的价值。

第二节 油气储量资产价值评估

一、油气储量资产价值评估的意义 
油公司对其油气储量进行价值评估主要是为了估算其拥有油气储量资产的经济现值,从而为油公司自身的勘探开发、生产经营以及国家油气可持续发展战略提供决策依据。对于一些在国内外上市的著名大型油公司来说,对其油气储量资产进行价值评估还是公司年度报告中必须披露的一项重要内容,因为对其储量资产做出合理的价值估算是该上市融资油公司资产价值、发展潜力以及经营信誉的最重要体现。
    从事油气勘探开发生产的公司都要进行周期性的油气资产价值评估。只要储量价值评估结果合理公正,就能反映该公司真实的储量资产状况。对一个油公司或其下属某一油气生产部门来说,对储量、勘探费用以及开发生产成本进行深入分析,可对油气储量资产的价值有一个更加明晰的认识。况且,对储量资产进行价值评估本身对规划一个油公司的发展、分析储量动用状况都是非常必要的。
    一个以勘探开发为主体的油公司长远发展规划都是以价值评估,亦即对生产净收入和未来投资进行分析为依据的。为保持稳产,各公司就应该不断增加油气储量、部署开发评价井及调整井。许多公司在制定5年或更长期的储量增长计划时,往往考虑其拥有的概算储量、可能储量、远景资源量以及从第三方购买的证实储量。除此之外,一些大型的油公还要对涉及生产作业成本、产量的增长以及原料供应等方面进行分析和预测。
二、油气储量资产价值评估方法
国内油气资源资产价值评估通常采用勘查费用法、矿山地租法和现金流量分析法,其中以现金流量分析法为主。中国石油上市后按照国际惯例油气储量资产评估需采用SEC的储量评估方法。因此这里主要介绍SEC储量评估的要求。
    (一) 储量价值评估中的经济权益划分
    与石油矿产所有权有关的经济权益数不胜数。不同国家矿产权和矿物的所有权也各不相同。以下将定义并论述部分权益类型,但某些权益不一定适用于所有的法规。
    矿产权益(M1)是对地下矿产的所有权,地面权益指的是地面的所有权,二者的所有者可能不同。地产权益是对地下矿产和地面的所有权。在矿产出租给第三方(承租人)之前,矿产权益的所有者是经营权益(W1)的所有者。一旦将矿产出租给第三方(承租人),这时承租人成为经营权益的所有者。经营权益(W1)所有者具有寻找和获得矿产的独家权力,同时承担支付100%成本的义务。
矿区资源补偿权益(RI)是当矿产权益所有者将矿产出租给第三方(经营权益所有者)时所保留的一份权益。矿区资源补偿权益(RI)所有者获取一定比例的矿物,而不承担支付开发费用的义务。某些法规要求矿区资源补偿权益(RI)纳税。
经营权益(WI)可分为经营权益总额(GWI)和经营权益净额(NWI)。经营权益总额是指在扣除所有非经营权益之前并以此权益来支付成本和支出的经营权益。经营权益净额指扣除所有非经营权益之后的剩余经营权益。经营权益净额是经营权益所有者从矿产中获得收益的权益。经营权益净额也叫收益权益。
重叠矿区资源补偿权益(ORI)是产生于经营权益的一种非经营权益。所以它是一种非经营权益,除了有可能纳税外,没有任何成本义务。重叠矿区权益可以“保留”,或者“划出”。当经营权益所有者出售或转让其经营权益而保留重叠矿区权益时,就称作“保留”重叠矿区权益。当经营权益所有者出售或转让其经营权益而保留重经营权益时,就称作“划出”重叠矿区权益。
    产品支付权益(PPl)是产生于经营权益的一种经营权益,通常用一定数额的金钱、矿产或者一段时间来表示。当达到一定的界限后,产品支付权益又回到原来的经营权益,即产品支付权益不再存在。产品支付权益可以保留,也可以划出。
    净利权益(NPl)是产生于经营权益的另一种非经营权益。净利权益的结构是它可以从原来的经营权益的净利润中获取一定份额。净利权益既可以保留,也可以划出。
    干股权益(C1)是一种双方的协议,一方为另一方支付所有或部分成本,作为回报,获取干股方的部分经营权益。干股方用其经营权益向承股方支付成本。承股方的费用完成偿付后,双方必须按约定的比例对经营权益进行分成。
(二)储量价值评估资料的准备
在确定经济极限、预测储量、操作成本及投资时,需要下列资料
1.当前的有效产品价格。
2.当前的操作成本,可用于查看成本和动态,以及估算经济极限。油田操作财务报表是确定直接操作费用的主要依据,并可以用于确定与固定作业和可变作业有关的其他费用。
根据开发方案对相关的油井资料能够恰当地预测未来的生产动态,并预测未来需要的资本。对于新油田应需要5年的生产预测资料。如果有多家合作伙伴,所有油田操作者都要准备一份5年的预算,用以评价所制定的计划。具有计划实施方案预测情况的历史资料是很有用途的。因为往往资本支出较大的项目是与证实未开发储量项目有关。
  ①对于需要少量投资进行开发的那些被归为证实已开发储量的项目,也需要提供一份投资计划表格;②整个开发方案投资需求;③天然气销售合同;④基础设施限制,如管道输送能力。
(三) 现金流量分析法
SEC储量资产评估方法主要采用现金流量分析法,计算的主要指标有财务内部收益率、财务净现值(NPV)、投资回收期(PO)和投资收益率(R01)。可用这些指标与公司最低标准和其他投资机会的经济性进行比较,并使投资带来的效益与其他公司、银行或债券等收益相比更具竞争性,确保获得较高的投资回报。
1..财务内部收益率(FIRR)
    财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年的净现金流量累计等于零时的折现率,它反映项目所占用资金的盈利率, 是反映项目盈利能力的主要动态评价指标。财务内部收益率的表达式如下:
 
式中  FIRR—— 财务内部收益率;
                 CI —— 现金流入量;
                CO —— 现金流出量;
         (CI-CO)t—— 第t年的净现金流量;
                 n—— 项目计算期。
财务内部收益率可根据财务现金流量表中的净现金流量,用试差法计算求得。将计算出的财务内部收益率与设定折现率(加权平均资金成本)(ic)进行比较,当FIRR≥ic时,即认为其盈利能力已满足要求,可认为项目在财务上是可以接受的。
财务内部收益率的计算与项目评价及国内过去采用现金流法计算的原理是一样的,所不同的是按照SEC的要求,在储量资产评估时对评估采用的数据有严格的规定:
1)储量。分别为证实已开发储量和全部证实储量。
2)评价价格。国内一般采用预测价格。而SEC评估规定除非在合同约定了未来价格的变化,在SEC储量价值评估时必须使用年终价格,不考虑通货膨胀因素。尽管(石油)工业界对年终价格的解释各不相同,但对于SEC来说,评估使用的价格是指12月31日的销售价格,除非那一天的价格无法确定(这时,应该采用当年最后一次销售价格)。
3)成本。 在计算未来开发和生产成本时,必须采用以目前的经济条件为基础的年终价格。未来成本根据可预见的生产和开发水平上下浮动,但不考虑通货膨胀因素,此外废弃成本也应包括在内。由于“标准测算”所要求的开发方案与最后批准的开发方案可能有所不同,所以,在大型项目中证实储量开发成本有时会发生某些变化。
4) 废弃成本。国内一般陆上油田在现金流的计算中油田的设备和套管的残值一直作为封堵和废弃成本的抵消项,由于残值的影响,陆上的项目总是假定其为零。海上作业的废弃成本非常高。一般要求是开发、钻井和完井成本的10%。海上开发项目废弃成本的期限指的是其达到经济极限的那一年。陆上油田,特别是尚有30到40年开发期限的大型水驱油田的目前流行作法是,将废弃成本延长到5到10年时间。这样就可保证作业者在油田达到经济极限前5到10年开始封堵作业。
SEC并没有任何特别要求。慎重的做法是在未来评价中考虑这一点,或者充分估算残值费用,证明剩余设备的残值等于或大于废弃成本。
5)折现率。SEC储量价值评估还要求使用10%年度折现率。储量历史资料和“标准测算值”是遵守了SEC和财务会计准则委员会的规则,从而能够反映储量和收益演变的历史。
2.财务净现值(NPV)
财务净现值是指按设定的折现率,将企业或项目计算期内各年净现金流量折现到项目建设期初的现值之和。它表示按一定折现率折现的储量价值。“标准测算”只适用于收益(Revenue)为正值的证实储量。如果NPV为负值,就没有证实储量。
    财务净现值可通过财务现金流量表中的净现金流量,按一定的折现率(ic)求得。
 
          
3.投资回收期(Pt)
   全部投资回收期是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间。它是考察项目在财务上回收投资能力的主要静态指标。投资回收期一般以年表示,以开始建设的年份为计算起点,如果以投产年为计算起点,在编制报告时应予以说明。其表达式为:
 
式中  Pt—— 投资回收期;
              CI ——第t年现金流入;
              CO ——第t年现金流出。
投资回收期可通过全部投资财务现金流量表的计算求得。计算公式为:
Pt=(累计净现金流量开始出现正值的年份)-1+
+(上年累计净现金流量的绝对值÷当年净现金流量)
 将求出的投资回收期(Pt)与行业的基准回收期(Pc)进行比较,当Pt≤Pc表明项目投资回收期满足行业规定的要求。
    3)投资收益率(R01)
投资收益率定义为净利润总额与投资之比,可用于表示进行某项或一系列投资所产生的新的货币数额。
              净利润总额或累计现金流
投资收益率=   ---------------------------------
                    投资

    
第三节  油气开发资产评估

一、油气开发资产包括的内容
1、油气井
通过钻井工程在储油构造上工作试图获取原油或天然气而形成的固定资产。钻井工程资产主要包括钻前公路、井场、钻井设备(钻机、钻杆、套管……)等等以及为了维持油(气)层压力的注水(汽)井。根据勘探成果在某含油(气)探明地区确定分布油(气)井位,建修井场和公路,安装钻井设备实施钻取原油(天然气)的开发钻井工程。当地层压力下降后需采取抽取地下水和经处理后的分离水在注水井重新注入地下,达到充填和驱油(气)的目的;由于稠油黏度太浓,需要通过注汽井注入高热蒸汽,达到稀释稠油的目的,注水井和注汽井有新钻的,也常利用后期的探井或开发井作为注水(汽)井的。
2、采油(气)设备
通过采油(气)工程获取原油或天然气而形成的固定资产。采油(气)工程的实物资产主要包括采油树、抽油机(泵)、加热炉等。当通过测试确定油(气)井具备开采价值时,在井口安装采油(气)装置和储运设施;对不能自喷的油井安装抽油机进行原由(天然气)的开采。油(气)井根据油层地质的分布特性,零散分布,时密时疏,实物有井口、井口装置、抽油机、加热炉、地下输油管道等;注水井是将抽取的地下水和采出的原油中分离出来的水经处理后重新注入地下,达到填充地下压力和驱油等目的,实物有井口、注水管道等。
采油设施是将数个油井采出来的原油集中起来,将其中的油、气、水进行初步分离,统一计量,统一输送,一个计量站一般控制5—10口油井,实物有值班房、计量房、分离器和加热炉;
3、地面建设
地面建设包括油气集输、油气处理以及油气储运。采油(气)设施将数个油井采出来后,要将原油集中起来,即进入油气集输阶段,即将其中的油、气、水进行初步分离,统一计量,统一输送,一个计量站一般控制5—10口油井,实物有值班房、计量房、分离器和加热炉。通过对采出的原油或天然气进行分离处理、运输、储运的地面建设系统工程建设而形成的固定资产。地面建设系统工程建设的资产主要包括:集输油(气)管道、注水(汽)管道、计量分离设备、脱水脱硫装置、污水处理系统、储运设施、工艺管道、供排水及消防设施、供电系统、通信设施、自控系统、采暖供热系统、注水(汽)设施、化验分析设备、其他(维修)系统生产及生活建筑等。
油气田集输最主要的设施是油(气)联合处理站,将气、水、油三者的混合物分离为气、油、水这三者,其工艺流程中含加热、气、油、水三相分离,分层脱水,稳定脱气,电力潜脱,盐脱水等主要工艺过程。
将若干油井的原油集中处理,并将几个工艺过程及相应的设备集中安装在一起,这一装置称为联合站。或者说,联合站可以完成几个工艺过程。亦可以说,几个工艺过程设备的联合体叫做联合站。
各联合站因处理的对象不同,所含工艺过程及设备不尽相同,其布局规模、大小亦不尽相同。
原油联合处理装置将各计量站输送来的原油进一步进行处理,将油、气、水进行彻底分离,并进行加压,将油和气向外围输送,它是油田向外输送原油的首站;实物有各种油气分离设备、油水分离装置、储油罐、加热炉,地下输油管网、加压泵等。高压油井出来的油气混合物先经过计量站计量,然后进入联合站;在联合站内,首先进行脱水,脱水之后再进行油气分离,这一油气分离过程又叫稳定过程。
稳定后的原油以最终产品形式通过输油管道送给炼油厂。
分离出来的石油气,仍含有一定份量的水气,这部分水分应进一步脱除,此处采用三甘醇为吸收剂的脱水方法。
脱水后的石油气经过石油压缩而提高了压强,高压的石油气作为另一最终产品送给用户。


                        第四节  油气田企业资产的评估方法

一、油气井
1、评估程序
1)接受委托。委托书应明确反映资产评估目的、对象、范围,确定资产评估基准日及拟定资产评估方案的过程;
2)资产清查。反映清查资产与收集准备资料、检查核实资产与验证资产的过程;
3)现场检测与鉴定;
4)选择评估方法
5)收集市场信息、确定计算过程及方法;
6)评估汇总。反映资产评估结果汇总、资产评估结论分析等过程。
2、企业应提供的资料
1)企业概况。项目各井的投产年、井深、钻井成本,油气区的井数、可采储量、已采储量、剩余产能等油气井的基本情况。
2)项目资产、负债、净资产的帐面价值等资产明细表;
3)疑义资产以及资产的盘盈、盘亏、毁损、报废、资金挂帐、呆坏帐、无需支付的负债等原因造成的资产价值变化;
4)对不纳入资产评估结果的各类租赁资产。
3、重置成本的确定
油气井包括探井、开发井和注水(汽)井。油气井成本主要是钻前工程和钻井费用,重新钻一口油气井的全部费用即为油气井的重置成本。
(1)单位指标计算法
C=C0×H+Q
式中:C——油气井的全部费用(即重置成本)
C0——根据该油气田钻井工程预算定额或成本统计资料确定的各钻进深度的梯度的进尺单价(元/米)
H——井深(米)
Q——钻前工程(公路、井场)费用(元)。
(2)直接采用油气井费用成本表数据
(见表2.1)
       表2.1               油气井成本表             ××井,井深××米


序号
费用名称 费用(元) 计算公式
1 钻前费用    
1.1 井场公路    
1.2 井场建构筑物    
2 钻井工程费用    
2.1 材料及摊销    
2.1.1 钻头    
2.1.2 钻杆    
2.1.3 钻具    
2.1.4 泥浆    
2.1.5 其他    
2.2 生产人员工资及福利    
2.3 其他直接费    
2.3.1 折旧费    
2.3.2 修理费    
2.3.3 井控装置等摊销费    
2.3.4 运输费    
2.3.5 水电费    
2.3.6 其他费    
 3 固井工程    
3.1 套管    
3.2 水泥    
3.3 作业费    
4 录井作业费    
5 测井作业费    
6 试油(气)作业费    
7 施工管理费    
8 其他费用    
  合计    

4、成新率的确定
根据油气井的特点,按其效能即采油(气)量的变动考虑其成新率,将全部重置
成本平均分摊消耗于单位采油(气)量来计算。
油气井的采油(气)量与采油(气)时间决定于所在区块的储量与寿命,且在采油(气)过程中,区块内总有一些油(气)井由于种种原因要提前关、停或改为注水(汽)井等等因素,一般采用下列成新率的计算公式:
1-(1-α)t0         2
A=  ----------------------------------------
1-(1--α)t0-(1-α)t1ln(1-α)

      式中:A——油(气)井成新率;
t1——油(气)井已开采时间(年);
t0——油(气)井所在区块尚可开采时间(年),它与储量、采出速度、采油(气)递减率等因素有关,t0=寿命年限-已开采年限;
α——关井率,它是考虑区块内与评估基准日时的众多油(气)井总有一小部分油(气)井由于种种原因需提前关井而不能与区块同时结束的一个参数。
油(气)井的成新率是由油(气)区块的可采储量和剩余储量所决定,而每口油(气)单井的投产年不一样,成新率石油应以开采年限和尚可开采年限所决定,通常是由地质专家根据测算批复的区块的可采储量、采出速度、采油(气)递减率、关井率、计划打井数、调整井数以及剩余储量等因素分别计算出区块寿命年限和评价时限时的尚可开采年限。则单井成新率可简化成下列公式:
评价时限时的尚可开采年限
油(气)井的成新率=---------------------------------------------------
区块寿命年限-(油(气)井投产年号-区块开发年号)

例如:经地质专家计算某区块寿命年限为30年;区块开发年为1990年,评价年为2000年,尚可开采年限18年;某油井于1994年投产。则
18               18          18
某油井的成新率=------------------- = ----------- = ------- = 0.69
30-(1994-1990)      30-4         26


5、油(气)井各项参数的选取
(1)梯度进尺
各油(气)井要以油(气)井的不同区块的地层深度为基础,合理确定探井及开发
井的钻井进尺梯度,同时按该油气田钻井工程预算定额或成本统计资料确定的各钻进深度的梯度进尺单价(元/米)。在油气田,有不少勘探井转为开发井,对勘探井转开发井的评估,由于探井成本一般较高,不能和一般开发井同取一样的梯度进尺单价。
以某油田为例,确定的梯度进尺及单价见表2.2、表2.3。:
表2.2              探井进尺及单价表

序号 井深(m) 单位价格(元/m)
1 1500~2000 2520
2 2001~2500 3126
3 2500~3000 3304
4 3000~3500 3452

 


表2.3             开发井进尺及单价表

序号 井深(m) 单位价格(元/m)
1 1500~2000 1750
2 2001~2500 2358
3 2500~3000 2562
4 3000~3500 2730

(2)油(气)井经济可采年限
油(气)井的经济可采年限可根据设计寿命年限确定,但设计寿命年限与油气藏的类型有关,不同的油气藏的油(气)井的寿命年限都不一样。一般是按下列进行计算,个别油气田可根据油气藏实际情况作出判断。
深层低渗透油气藏类油(气)井寿命年限为13年;
浅层稠油出砂油气藏类油(气)井寿命年限为15年;
古潜山油气藏类油(气)井寿命年限为13年;
稠油热采油气藏类油(气)井寿命年限为7年;
中深中高渗油气藏类油(气)井寿命年限为15年;
其他油气藏类油(气)井寿命年限为15年。
(3)关、停井率
根据过去各油气田历年的关、停情况(包括改为注水井),可以确定各油气田关井
率一般取值为3%~5%。
    6、注水井
注水井是提高采油(气)量、减缓递减率的措施井,其功能与油(气)井不同,
但寿命年限也取决于区块的采油(气)量,形成资产及综合效能应该是一样的,因此注水井的评估方法应与油(气)井一样。
7、注水井、勘探井转开发井
注水井的功能与油井不同,它实际是提高采油量、减慢递减率的工艺措施,故其综合效能则与油井一样,决定于区块的采油量,因而采用同样的方法对其进行评估。
勘探井转开发井的评估,因其钻井成本一般比较高,故不能选用与抽油井相同的每米进尺单价的评估方法确定评估值。在此,考虑各油区块的不同,根据重编预算法确定的系数,采用类比系数法对其进行评估。
8、案例
(1) 主要参数
地区:××油田××区块
井号:K-16
投产时间:1995年
井别:开发井
井型:直井
井深:2847米
(2) 重置全价的确定
    C=C0×H + Q = 2562(元/米)×2847(米)+ 328710(元)= 7622724(元)。
(3) 成新率的确定 
油井寿命年限15年
油井已开采时间8年
油井所在区块尚可开采时间=15-8=7(年)
关井率3.5%
1-(1-α)t0         2
A=  ----------------------------------------------
1-(1--α)t0-(1-α)t1ln(1-α)
       
 = (0.443)2 = 19.61%
(4) 油井评估值
     评估值P = C×A = 7622724×19.61% = 1494816(元)。
 
三、采油(气)设施
    采油(气)设施资产的评估,主要采用重置成本法。
    1、设备价格
收集当地现行的井口装置、抽油机及加热炉设备价格,要考虑设备运杂费、安装费以计算确定采油(气)设施的重置成本A。
2、成新率的确定
(1) 理论成新率
理论成新率=尚可使用年限/(已使用年限+尚可使用年限)
亦即:理论成新率=(经济使用年限 - 已使用年限)/ 经济使用年限
一般采油(气)设施的经济寿命年限可与油(气)井一致。
(2) 鉴定成新率
在现场对采油(气)的主要设备——井口装置(采油气树)和抽油机进行成新率的鉴定。先由专家对各主要部分进行分项标准分量化(各部分标准分之和为100分),再由专家现场鉴定,对各主要部分进行相应的评估打分,各部分评估分之和与标准分合计(100分)之比即为鉴定成新率。
(3) 综合成新率
综合成新率=理论成新率×40%+鉴定成新率×60%。
3、评估值的确定
采油(气)设施资产评估值=重置成本×综合成新率。
4、案例一:抽油机
(1) 主要技术参数
设备名称及编号:CYJ10-3-53HB抽油机,010401000016
生产厂家:石油机械厂
井号:K—82
技术规范:抽油机 悬点最大负荷100(KN)(10T)
                 冲程(m)3、2.5、2.0
                 冲次(1/min)6、9、12
          配套减速机 型号:JS-1000B
                     总传动比:30:1875
                     中心距( mm):1000
                     最大扭距(KN.m)53
          配套电动机 型号:Y225-6-B3
                     功率(KW):30
                     转速(r.p.m):980
          整机重量:21(吨);
经济使用年限:12年
已使用年限:5年。
(2) 重置全价的确定
设备购置费:由油田石油供应处提供抽油机131200元/台、配套电机15700元/台;
运杂费:按石油建设工程费用定额规定的设备费的5%计取;
安装费:由油田定额站测算的包括底座及其他费用为设备费的9%;
重置全价 = (131200+15700)×1.05+131200×0.09 = 166053(元)。
(3) 成新率的确定
a 理论成新率 =(经济寿命年限 - 已使用年限)/经济使用年限
             = (12-5)/ 12 = 58.3%。
b 鉴定成新率
现场工作鉴定表

因素 状态 标准分 评估分
减速箱 齿轮轻微磨损 30 22
曲柄及连杆 连杆瓦未磨损、曲柄轴磨损 15 11
电机及电器 电机绝缘好、略有发热、电器接点磨损 20 16
润滑系统 压力达到设计要求、有泄漏、无堵塞 15 12
游梁及驴头 游梁轴轻微磨损、套筒有磨损 20 14
合计   100 75

鉴定成新率 = 75%。
c 综合成新率=理论成新率×40% + 鉴定成新率×60% = 58.3%×40% + 75%×60%
            = 68.32%。
(4) 评价值的确定
K-82井抽油机评估值 = 重置全价×综合成新率 = 166053×68.32% = 113447(元)。

三、地面建设
1、 油气集输工程
       油气集输工程设备的内容见表2.4。         

 


 
 
表2.4   油气田集输站各系统主要设备表

序号

系    统

主  要  设  备

1

计量分离系统 换热器、分离器、计量分离器、闪蒸罐、缓冲罐、进口阀门

2

供排水及消防系统 空气比例混合装置、灭火器、除垢器、消防泵、消防稳压装置、供水装置、除砂器、输水泵、储水罐、水井遥控系统、饮水处理设备、玻璃钢水箱、泡沫混合装置、电子水表、电动阀、深井泵

3

供电系统 动力箱、配电屏、配电箱、防爆灯、成套变配电装置、可编程变频调速装置、过电保护装置、自动调压器、变压器、隔离开关、避雷器、互感器、全封闭组合电器、直流电源、变配柜装置、起动控制柜、高压配电柜

4

自动化仪表系统 变送器、液位计、流量计、气动球阀、旋塞阀、气动调节阀、智能压力仪表、控制主机WPS、软件、监控系统、易燃气体报警装置、信号控制装置、UPS、仪表柜、压力开关

5

供热及采暖系统 加热炉、空压机、调速器、锅炉、风机、空调、换热机组、水套炉、水泵

6

污水处理系统 污水泵、搅拌器、除油器、污油泵、过滤器

7

储运系统 输油泵、清管器、油罐、储气罐、水套炉、换热器、装车鹤管、污油罐、恒电位仪、柔性阳极、防爆防潮接线箱、屏蔽泵、汽车衡、进口阀门

8

工艺管道系统 管道、进口阀门

9

通信系统 稳压器、车载台、手机、天线放大器、监视器、调制器、电话机、传真机、对讲机

10

注水系统 泵、空压器

11

注汽系统 压缩机组、密封闸阀、截流阀、安全阀、空气过滤器、高效除尘器、启动风储罐、球阀、截止阀

12

化验系统 色谱仪、电子天平、测定仪、光度仪、干燥器、自动恒温电热套、恒温水浴、室用升降架、磁力搅拌器、比色板、真空泵、酸度计、实验冰箱、大气压力计、氢气发生器、氮气发生器、电脱水仪、油气搅拌器

13

放空系统 火炬、油泵、放空凝液泵、放空罐、分子密封器、分液罐

14

其他(维修等)系统 电动起重机、机床

15

脱水系统 塔器、泵、冷换器、罐、脱水器、分离器
注:以上为常用主要设备,实际中有未列入的设备应计入;引进设备必须计入。
关于集输设施的评估,主要采用重置成本法。
(1)重置全价的确定
集输设施根据功能系统的不同,可以分为脱水系统、供热系统、污水处理、计量分离系统、交接系统、供排水及消防系统、注水系统、原油外输系统、拉油点及房屋等。
对集输设施,根据其所含不同功能系统及各系统相应的配置情况,重新作工程预算,确定工程费及其他费用,再由各集输设施不同功能系统,最后确定重置全价。
(2)成新率的确定
结合集输设施各系统的维护保养情况、区块产能情况,确定现场鉴定成新率,再考虑各集输设施经济寿命年限,综合确定成新率。
a 理论成新率
理论成新率=尚可使用年限/(已使用年限+尚可使用年限)
以下各系统经济寿命年限,可作为尚可使用年限判断的参考;
计量分离系统:19年
供排水及消防系统:12-16年
供电系统:24-28年
自动化仪表系统:7-11年
供热及采暖系统:17年
污水处理系统:12年
储运系统:12年
工艺管道系统:有腐蚀管线10年;无腐蚀管线20年
通信系统:8-10年
注水系统:10-12年
注汽系统:12-16年
化验系统:8-10年
放空系统:12年
其他(维修等)系统:21年
脱水系统:16年
b 鉴定成新率
对各类集输设施现场鉴定成新率的工作要求是:按系统填列“油气田集输设施主要特征及技术状况鉴定工作底稿”(见表2.5),计算鉴定成新率。


表2.5 油气田集输设施主要设备特征及技术状况
鉴定工作底稿
资产占有单位:CNPC                 评估人员:       清查日期:
评估基准日:    年  月  日                    第    页共    页

集输设施名称

 

序号

 

系统名称

 

设计能力

 

实际生产能力

 

投产时间

 

红线占地面积

 

站长姓名

 

电话

 

主要设备

规格型号

生产厂家
(重点调查进口设备)

运行状况

成新率

标准分

实得分

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

填表说明:
①.集输设备名称应与评估明细表上的名称一致,如滨海大站;
②.系统名称:必须必明细表分析一致,如计量分离系统、脱水系统;
③.对于一个站的不同系统必须按一个系统一张表填写;
④.主要设备按各系统提示清单列示的进行调查。
  2、案例
(1)案例一 25万大卡水套炉
水套炉在油田集输站中的主要设备之一,属于非标准设备。
a.主要技术参数
型号:290-25/ 0.4
单台重量:5.628吨
生产厂家:油建公司
合同日期:    年  月          使用日期:     年  月
b.重置全价的确定
合同出厂价:79768元
安装费(8%):6573元
费用计算,详见附表2.6“取费表”
表2.6               取  费  表

单位工程概算编号:

工程名称:工艺装置水套炉设备安装

序号

费用项目

费用(元)

计算公式

直接工程费

1197

 

(一)

基本直接费

1006

 

1

定额人工费

232

 

2

定额材料费

456

 

3

定额机械费

318

 

4

主材费

0

 

(二)

其它直接费

49

 

1

其它直接费

49

定额人工费*16.9%*1.08*1.18

2

材料差

 

 

(三)

现场经费

142

 

1

临时设施费

38

定额人工费*12.9%*1.08*1.18

2

现场管理费

104

定额人工费*35.2%*1.08*1.18

间接费

184

定额人工费*62.4%*1.08*1.18

特殊地区施工增加费

77

(定额人工费+机械费)*14%

材料运杂采保费

3111

主材料费*3.9%

计划利润

103

定额人工费*35%*1.08*1.18

定额编制测定费

6

(一-五)*0.13%

人工费调整

98

工日*10.13

税金

162

(一-七)*3.41%

 

工程费用合计

4938

 

 

设备费

79768

 

 

工程费用总计

84706

 

重值全价为84706元。
c.综合成新率的确定
综合成新率=η1×40%+η2×60%
其中:η1—(经济寿命年限-已使用年限)/经济寿命年限
η2—设备技术状态鉴定分值
①该设备系统于1996年6月投入使用,经济寿命年限12年,则:
η1=(12-3)/12=75%
②经现场勘查和向有关人员调查了解,该设备技术状态情况见表2.7。
表2.7        设备技术状态表

因  素

状    态

标准分

评估分

设备本体

运转正常,性能稳定,技术参数在正常范围内;驱动电机工作正常,尚未大修。未发生过生产事故。

45

41

外观

良好,无锈光洁,磨损程度低

15

12

机械传动

运转精度可靠,稳定性能好

20

16

外部环境

供电、供水正常,消防设备完备

10

8

润滑部位

工作正常

10

8

合  计

 

100

85

技术状态鉴定分值85分,技术鉴定成新率为85%。
③.综合成新率=75×40%+85%×60%=81%
工艺装置水套炉设备评估值为:
评估值=重置值×综合成新率=84706×81%=68612(元)。
(2)案例二:××联合站工艺装置油气计量分离系统
油气计量分离系统主要由油气分离系统、计量设备、高中压阀门及工艺管道等部分构成。
a.设计规模:
原油处理320×104m3/d
b.主要设备:
回注气—天然气换热器4座、回注气—中压换热器1座、稳定气—凝析气二级分离液换热器1台、三股液板换热器1台、DN300固定球阀3个、高压换热器2台、乙二醇注入罐1台、稳定压缩机入口除油器1台、稳定压缩机二级入口除油器1台、D1200×6000计量分离器2台、D1400×8000水平计量分离器1台。
c.重值全价的确定
该系统设备全套为国内专用设备,设备价格是通过市场调查,或按油田物资公司采购价格或按出厂价格、包括运杂采保费而构成;
安装工程按1994年《全国统一安装预算定额》及(95)中油基79号文《石油建设安装工程费用定额》计算。
重值全价为25507880元。
(详见附表2.8“油气计算分离系统概算”及“取费表”)
表2.8         取 费 表

单位工程概算编号:

工程名称:工艺装置区油气计量分离系统

序号

费用项目

费用(元)

计算公式

直接工程费

5861197

 

(一)

基本直接费

5694297

 

1

定额人工费

201485

 

2

定额材料费

395262

 

3

定额机械费

275910

 

4

主材费

4821640

 

(二)

其它直接费

43394

 

1

其它直接费

43394

定额人工费*16.9%*1.08*1.18

2

材料差

 

 

(三)

现场经费

123506

 

1

临时设施费

33123

定额人工费*12.9%*1.08*1.18

2

现场管理费

90383

定额人工费*35.2%*1.08*1.18

间接费

160226

定额人工费*62.4%*1.08*1.18

特殊地区施工增加费

66835

(定额人工费+机械费)*14%

材料运杂采保费

188043

主材料费*3.9%

计划利润

89870

定额人工费*35%*1.08*1.18

定额编制测定费

8276

(一-五)*0.13%

人工费调整

85578

工日*10.13

税金

220286

(一-七)*3.41%

 

工程费用合计

6680311

 

 

设备费

18827569

 

 

工程费用总计

25507880

 

d.综合成新率的确定综合成新率=η1×40%+η2×60% 其中:η1—(经济寿命年限-已使用年限)/经济寿命年限 η2—装置系统技术状态鉴定分值 ①.理论成新率:该设备系统于1996年6月投入使用,经济寿命年限12年,则: η1=(12-3)/12=75% ②.鉴定成新率:经现场勘查和向有关人员调查了解,该设备技术状态情况见表2.9。

因  素

状    态

标准分

评估分

设备本体

运转正常,性能稳定,技术参数在正常范围内;高中压负荷平稳,分离达到设计要求,计量准确,误差满足要求。尚未大修。

45

42

外观

良好,无锈光洁,磨损程度低

15

13

管道阀件

焊接平整,无泄露

20

16

外部环境

供电、供水正常,消防设备完备

10

8

管道

有一套严格规格的生产管理制度,未发生过生产事故。

10

9

合  计

 

100

88

技术状态鉴定分值88分,技术鉴定成新率为88%。
③.综合成新率=75%×40%+88%×60%=82.8%≈83%
××联合站工艺装置油气计量分离系统评估值为:
评估值=重置值×综合成新率=25507880×83%=21171540(元)


 
(3)案例三:××油田集输管道工程
油田集输管道是连接油井和集输站的纽带,41km,管径为Φ48—Φ219,主要由换热器、无缝钢管及高中压阀门等部分构成。
a.设计规模:
管道长度41km,管径为Φ48—Φ219。
b.主要设备:
引进设备:双级密封闸阀M315 deal seal 2〃—8〃共50个;节流阀门3〃—8〃 H2 choke 5000ps1共5个。
国内设备:高压水套炉HJ120—Y/30—Q1台;热换器BIU400—20/1.01台。
c.重值全价的确定
集输管道的管材为国内生产。其价格是通过市场调查油田物资公司采购价格,包括运杂采保费而构成;
安装工程按1994年《全国统一安装预算定额》及(95)中油基79号文《石油建设安装工程费用定额》计算。
重值全价为14791661元。
(详见附表2.10设备汇总表、表2.11管道安装工程概算表及表2.12取费表)
 
表2.10      设备汇总表
工程名称:集气管线引进设备(单位:美元)

序号

设  备  名  称

单位

数量

价  格

合  计

1

双级密封闸阀6-5/8” M315 deal seal

4

8287.50

33150

2

双级密封闸阀4-1/16” M315 deal seal

5

7182.50

35913

3

双级密封闸阀3-1/6” M315 deal seal

15

6077.50

91163

4

双级密封闸阀2-9/16” M315 deal seal

21

6077.50

127628

5

双级密封闸阀2-1/16” M315 deal seal

4

6077.50

24310

6

双级密封闸阀8-1/6” M315 deal seal

1

14300.00

14300

7

节流阀6” H2 choke 5000ps1

3

22100.00

66300

8

节流阀3” H2 choke 5000ps1

1

7182.50

7183

9

节流阀8” H2 choke 5000ps1

1

38100.00

38100

 

合    计

 

 

 

438045

 

货价:438045×8.2798

 

 

 

3626925

 

从属费用:438045×8.2798×1.8%+438045×8.5×3.5

 

 

 

260888

 

合    计

 

 

 

3887813

表.11                                                   安装工程概算表
安装工程概算编号           工程名称:管道及系统单元      集气部分(储运)              单位:元
电算号 定额号 项      目 单位 工程量 单 位 价 值 总  价  值

电算号 定额号 项      目 单位 工程量 单 位 价 值 总  价  值
设备费 主材费 基价 其  中 设备费 主材费 基价 其  中
人工费 机械费 人工费 机械费
1106 1-1106

高压法兰阀门安装DN15

51.00     30.08 4.29 5.11     15348 219 261
   

阀门  高密阀GNJ41F/H-32P

51.00   250.38         12769      
1574 1-1574

水套加热炉安装

T 9.00     3285.77 443.61 2042.07     29572 3992 18379
   

70KW高压水套炉HJ120-Y/30-Q 9t/台

1.00 176000         176000        
   

复合硅酸盐保温材料

M3 5.60   2200.00         12320      
1628 1-1628

热力交换设备安装6.0t

1.00     18007.00 3291.30 6743.25     18007 3291 6743
   

换热器BIU400-20/1.0-15-3/19-21 6t/台

1.00 184800         184800        
95 1-95

特加强沥青防腐绝缘 φ48*5

km 6.50     10842.03 1764.90 3758.05     70473 11472 24433
   

钢管  无缝管D48*3.5

m 6597.50   25.34         167180.65      
234 1-234

管线聚氨酯泡沫外包黄夹克 φ219*20

km 4.50     106714.33 9912.06 39984.05     480214.49 44604 179928.23
   

钢管  无缝管D219*17

m 4567.50   562.16         2567665.80      
224 1-224

管线聚氨酯泡沫外包黄夹克 φ159*16

km 5.05     71676.49 7040.52 25624.58     361966.27 35555 129404.13
   

钢管  无缝管D219*17

m 5125.75   256.17         1313063.38      
213 1-213

管线聚氨酯泡沫外包黄夹克 φ114*7

km 1.20     51642.99 4064.04 11020.91     61972 4877 13225
   

钢管  无缝管D108*9

m 1218.00   125.16         152444.88      
211 1-211

管线聚氨酯泡沫保温外保黄夹克层防腐 φ89*10

km 9.35     44668.73 3711.06 10080.45     417652.63 34698.41 94252.21
   

钢管  无缝管D89*7.5

m 9490.25   93.06         883162.67      
208 1-208

管线聚氨酯泡沫外包黄夹克 φ76*7

km 12.40     44004.78 3319.92 8067.53     545659.27 41167.01 100037.37
   

钢管  无缝管D76*6.5

m 12586.00   80.46         102669.56      
206 1-206

管线聚氨酯泡沫外包黄夹克 φ60*7

m 1.90     38304.09 2957.40 7191.39     72777.77 5619.06 13663.64
   

钢管  无缝管D59*5.5

m 1928.500   42.93         82790.51      

 

 

法兰盖PN32  DN150

2.000

 

439.81

 

 

 

 

880

 

 

 

 

 

法兰盖PN32  DN100

2.000

 

364.97

 

 

 

 

730

 

 

 

 

 

型钢

t

14.560

 

3495.00

 

 

 

 

50887

 

 

 

 

 

引进阀门

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1115

1-1115

高压法兰阀门安装DN150

7.000

 

 

1168.94

157.17

406.30

 

 

8183

1100

2844

1113

1-1113

高压法兰阀门安装DN100

5.000

 

 

560.78

97.07

237.11

 

 

2804

485

1186

1112

1-1112

高压法兰阀门安装DN80

16.000

 

 

394.68

70.12

143.89

 

 

6315558

1122

2302

1110

1-1110

高压法兰阀门安装DN50

25.000

 

 

225.63

34.82

76.61

 

 

5641

871

1915

1116

1-1116

高压法兰阀门安装DN200

2.000

 

 

1616.30

191.52

516.66

 

 

3233

383

1033

 

 

小计

 

 

 

 

 

 

 

360800.00

6256563.59

2086002.94

189455.66

589606.73

 

 

合计

 

 

 

 

 

 

 

360800.00

6256563.59

2086002.94

189455.66

589606.73



  法兰盖PN32  DN150 个 2.000  439.81     880   
  法兰盖PN32  DN100 个 2.000  364.97     730   
  型钢 t 14.560  3495.00     50887   
  引进阀门            
1115 1-1115 高压法兰阀门安装DN150 个 7.000   1168.94 157.17 406.30   8183 1100 2844
1113 1-1113 高压法兰阀门安装DN100 个 5.000   560.78 97.07 237.11   2804 485 1186
1112 1-1112 高压法兰阀门安装DN80 个 16.000   394.68 70.12 143.89   6315558 1122 2302
1110 1-1110 高压法兰阀门安装DN50 个 25.000   225.63 34.82 76.61   5641 871 1915
1116 1-1116 高压法兰阀门安装DN200 个 2.000   1616.30 191.52 516.66   3233 383 1033
  小计        360800.00 6256563.59 2086002.94 189455.66 589606.73
  合计        360800.00 6256563.59 2086002.94 189455.66 589606.73
 
表2.12                       取 费 表

单位工程概算编号:

工程名称:工艺装置区油气计量分离系统

序号

费用项目

费用(元)

计算公式

直接工程费

9287883

 

(一)

基本直接费

8342566

 

1

定额人工费

189456

 

2

定额材料费

1306940

 

3

定额机械费

589607

 

4

主材费

6256563

 

(二)

其它直接费

767589

 

1

其它直接费

71091

定额人工费*31.8%*1.18

2

材料差

696498

 

(三)

现场经费

177728

 

1

临时设施费

59913

定额人工费*26.8%*1.18

2

现场管理费

117815

定额人工费*52.7%*1.18

间接费

193377

定额人工费*86.5%*1.18

特殊地区施工增加费

109068

(定额人工费+机械费)*14%

特殊工种培训费

166851

(一)*2%

材料运杂采保费

244005

主材料费*3.9%

计划利润

100601

定额人工费*45%*1.18

定额编制测定费

13132

(一-六)*0.13%

人工费调整

80469

工日*10.13

税金

347662

(一-八)*3.41%

 

工程费用合计

10543048

 

 

设备费

4248613

其中引进设备费3887813元

 

工程费用总计

14791661

 

d.综合成新率的确定
综合成新率=η1×40%+η2×60%
其中:η1—(经济寿命年限-已使用年限)/经济寿命年限
η2—管道技术状态鉴定分值
④.理论成新率:
该设备系统于1996年6月投入使用,经济寿命年限20年,则:
η1=(20-3)/12=85%
②.鉴定成新率:
经现场勘查和向有关人员调查了解,该设备技术状态情况见表2.13。

 

表2.13                 设备技术状态情况表

因  素

状    态

标准分

评估分

设备本体

运转正常,性能稳定,技术参数在正常范围内;高中压负荷平稳,分离达到设计要求,计量准确,误差满足要求。尚未大修。

30

28

设备外观

良好,无锈光洁,磨损程度低

15

13

管道阀件

管道焊接平整,防腐预制完好,无泄露,未见腐蚀

40

36

外部环境

供电、供水正常,消防设施完备

10

8

管道

有一套严格规范的生产管理制度,未发生过生产事故。

5

4

合  计

 

100

89

技术状态鉴定分值89分,技术鉴定成新率为89%。
③.综合成新率=85%×40%+89%×60%=87.4%≈87%
集输管道评估值为:
评估值=重置值×综合成新率=14791661×87%=12868745(元)

(4)案例四:进口设备
a.主要技术参数
设备名称:输油泵
型    号:4X10D-A
购置年月:96年12月
启用年月:97年2月
生产厂家:美国英格索公司
b.重置全价的确定
①.CIF:经向企业设备采购人员了解和向中国设备进出口公司营业部查询,98年底该类型设备CIF为81600美元。
②.关税:关税率9.7%
81600×9.7%=7915.20(美元)
③.增值税:税率17%
(CIF+关税)×17%=89515.20×17%=15217.58(美元)
④.商检费:费率0.3%
CIF×1.5%=81600×1.5%=1224(美元)
⑤.商检费:费率0.3%
CIF×0.3%=81600×0.3%=244.8(美元)
⑥.银行手续费:费率0.5%
CIF×0.5%=81600×0.5%=408(美元)
⑦.国内运杂费:到达港:青岛,国内运杂费率:1%
CIF×1%=81600×1%=816(美元)
⑧.安装调试费:费率
CIF×1%=81600×1%=816(美元)
⑨.资金成本:经调查,设备购买款从开始到大部分付清历时一年,资金均匀投入,贷款利率为5.85%×1/2
[CIF+(2)+(3)+(4)+(5)+(6)+(7)+(8)] ×5.85%×1/2
=108241.58×2.93%
=316606.62(美元)
⑩.基准日汇率:1:8.2787    (人民币:美元)
重置全价=[CIF+(2)+(3)+(4)+(5)+(6)+(7)+(8)+(9)]
×8.2787%
=42484.20×8.2787
=3517190.79元,取3517190元
c.综合成新率的确定
综合成新率=η1×40%+η2×60%
其中:η1—(经济寿命年限-已使用年限)/经济寿命年限
η2—设备技术状态鉴定打分
①.该设备系统于1996年6月投入使用,经济寿命年限16年,则:
η1=(16-3)/16=87.5%,取88%
②.经现场勘查和向有关人员调查了解,该设备技术状态情况见表2.14。

表2.14                 设备技术状态情况表

设备部件

状    态

标准分

评估分

动力部分

转速稳定,轴承温度正常

20

18

传动部分

连杆瓦有一定磨损

20

16

泵体及阀体

少量磨损

15

12

润滑部分

正常

20

18

控制及冷却系统

压力、出水温度及流量情况正常

25

23

合  计

 

100

87

设备技术状态鉴定打分结果为87分,技术鉴定成新率为87%。
③.综合成新率=88%×40+87%×60%=87.4%
d.评估值的确定
评估值=重置全价×综合成新率
      =3517190×87.4%=3074024元。
(5)案例五:运输车辆
a.主要技术参数
桑塔纳2000型轿车
型    号:2000型化油器普通漆
购入日期:1995.11
牌 照 号:京H-00360
已行公里:22万
生产厂家:上海大众汽车公司
b.重置全价的确定
①.现行市价:评估人员通过向当地有关的汽车销售部门咨询,该种型号的桑塔纳轿车的基准日市场销售价格为156000元(此价格为含增值税价格)。
②购置附加费:取不含增值税车价的10%
③该车的重置全价
156000+[156000÷(1+17%)]×10%+300=169633元。
c.综合成新率的确定
①理论成新率
该车规定使用寿命10年,已使用2年。
该车规定行驶里程50万公里,已行驶22万公里。
理论成新率=[(10-2)/10+(50-22)/50] ×1/2×100%=68%
②技术鉴定成新率。见表2.15

表2.15                   技术鉴定成新率

部  位

状    态

标准分

评估分

主控系统

仪表显示基本正常好,方向盘操作灵活,转向拨杆位置可靠,收录机工作基本正常;空调制冷效果差,火花塞老化,起动时有时打不着火

25

19

传动系统(发动机、变速箱、传动轴、排烟管道)

发动机工作基本正常,起动匀速加油,发动机无异声,只是低速运行时震动较大;油耗有些超标;变速箱手动变档轻快可靠,无齿轮碰撞声;传动轴目测无漏油;排烟管道有锈蚀,排烟浓度较大,空气滤清器应清洗外壳,更换滤芯,发动机燃油滤清器应更换,机油滤清器应更换。

35

26

车架底盘

车架、底盘无损坏,减震效果一般,车胎有较大的磨损

15

11

制动装置

手制动稍松,应调整,目测制动装置无渗漏。刹车左右轨迹轻、重稍差,应检测动磨擦片厚度并修正

15

9

维修保养

表面光洁无划痕,右后转向灯外壳有小裂缝;能定期对车辆进行检查维修

10

8

合  计

 

100

73

五 评价结果
1、概况描述示例
××油田企业位于××境内,目前已探明的含油面积……km2,储量……万吨。其中在产油层面积……km2,储量……万吨,按……%的采收率考虑,可采储量为……万吨。至1998年底,已累计采油……万吨,故现有剩余可储量为……万吨。
该油田自……年试产以来,已经历投产试验、开发上升、稳定、产量下降等阶段。其中……年达到最高产量……万吨,以后就大幅下降,递减率较大,均在……%以上,……年以后估计在……%左右。现有油井……口,平均单产为……吨/口•天。
××油田企业按……个地质区块考虑。根据发展远景规划,结合动用部分的剩余可采储量,估计尚可开采超过……年;按现在年产……万吨,结合其高递减率与剩余可开采储量考虑,若不大量增加新井,则难以开采完剩余储量;而目前平均单产……吨/口.天,递减至经济单产……吨/口.天计算则为……年。显然,由于下降的年产量,要采完可开采储量将受到经济单产的制约,因此,各区块的尚可开采时间,应主要从平均单产递减至经济单产方面来考虑,选取分别为……年。
2、油气井评估示例表
见表5-1。
    3、地面建设评估示例表
见表5-2。
    4、资产评估汇总示例表
见表5-3。

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