Главная | Обратная связь
МегаЛекции

Расчет показателей экономической эффективности внедрения проекта





Поток денежной наличности рассчитываем по формуле:

ПДНi=∆Вi-Кi-Нi, где (11)

∆Вi – изменение выручки, после реализации проекта в году i, руб.;

Кi – капитальные вложения, осуществляемые в году i, руб.;

Нi – налоги, относимые на финансовый результат, руб.;

i – год, для которого ведется расчет.

Прирост выручки за один год:

Вi=Qi*Цср (12)

В1=15,76т*2*300*15900руб/т=85104000руб=150,584млн.руб

Прирост нефтеизвлечения Q обуславливается среднесуточным дебитом q, увеличением действующего фонда скважин n, и времени работы Т в соответствующем году расчетного периода.

 

Q=qi*ni*Ti (13)

Q=15,76т*2*360=11347 т - прирост нефтеизвлечения за 1 год.

Расчет налога на имущество:

Ним=Сост*n (14)

Ним1=(249,63-18,45465233333333)*0,022=5,13

Ним15=0*0,022=0млн. руб.

Сост=249,63 *16,64= 232,99 млн. руб. – остаточная стоимость ОС.

Спп=∑Кi – первоначальная стоимость соответствует общей сумме капитальных затрат.

Годовая сумма амортизационных отчислений:

Аi=Cпп*Nа (15)

Аi=249,63 млн. руб.* 0,0666666666666667=16.64млн. руб.

Nа=1/Т (16)

Nа=1/15 где Т=15 лет – срок полезного использования нефтяных скважин, Nа – норма амортизации.

Расчет налога на прибыли вычисляется по формуле 17:

Нпр=Прi*n (17)

где прибыль прибыль рассчитывается по формуле 18

Прi=(∆Bi-Ai-Иi-Нимi) * 0.2 (18)

Нпр1=(250,584-18,546925595-143,183-0)*0,2=25,07млн. руб.

Поток денежной наличности для каждого года:

ПДНiii-Иi-Нi (19)

ПДН11111=250,584-249,63 -3,76-5,09-17,77=-132,71млн. руб.,

Накопленный поток денежной наличности рассчитаем последовательным суммированием денежных потоков наличности за предшествующие годы по формуле:

НПДН=∑ПДНi, (20)

НПДН1=-132,71млн. руб.,

Для определения дисконтированного потока денежной наличности необходимо рассчитать коэффициент дисконтирования для каждого года:

а=1/[(1+Кинф)*(1+Ен)]Тр-Тт

а1=1/[(1+0)*(1+0,1)]0=1/1,10=1

ДПДНi=ПДНi*аi, (21)

ДПДН1= -25,7млн. руб.*1 = -132,71млн. руб,

 

Чистая текущая стоимость:

ЧТС=∑ДПДНi, (22)

ЧТС1=-132,71млн. руб.,

КОК=ЧТС/ЧТСинв+1 (23)

КОК=682,26/249,63+1=3,73 значит, один рубль дисконтированных инвестиций дает 2,73 рубля дисконтированного дохода.



 

Рис 5.1

Ниже приведем график зависимости чистой текущей стоимости от среднесуточного дебита Q, колеблющегося в пределах [-30%; +10%], цены на нефть Ц [-20%; +20%], капитальных затрат К [-5%; +25%], и налогов Н [-20%; +20%] (диаграмма «Паук»):

График зависимости чистой текущей стоимости от дебита Q

% ЧТС(Q) % ЧТС(Ц) % ЧТС(К) % ЧТС(Н)
-30 398,2306 -20 491,1274 -5 694,63 -20 728,32
776,9376 873,3942 620,39 636,2053

 

Диаграмм «Паук»

Рис 5.2

Поскольку ЧТС имеет положительные значения, проект не является склонным к риску. Самая нижняя точка на графике, по линии ЧТС, имеет положительное значение. Следует отметить, что фактор изменения показателя уровня добычи нефти оказывает большее влияние, чем изменения других параметров. Расчеты корректировка ставки налога на прибыль показали, что она менее ощутима в этом проекте.

В результате оценки экономической эффективности и оценки риска при реализации проекта бурения двух разведочных скважин было установлено, что данная работа экономически эффективна и не несет риска убытков.

Накопленный поток денежной наличности (НПДН) за 10 лет составит 1136.37 млн. руб. срок окупаемости проекта составит 2 года, коэффициент отдачи капитала (КОК) 2,73 рубль

 

 

В данной работе рассчитывается эффективность бурения скважин на и Малобалыкском месторождении с целью увеличения добычи нефти и получения прибыли.

Можно сделать следующие выводы:

• Величина капитальных вложений необходимая для бурения скважин.

рассчитанная исходя их объемов бурения и стоимости строительства одного метра скважины, составляет 149.63 млн. руб.

• Расчет чистой текущей стоимости показал, что проект окупается через 2 года реализации.

• Из расчета коэффициента отдачи капитала видно, что на каждый вложенный рубль получаем дисконтированный доход равный 2.73 руб.

• В результате произведенного анализа чувствительности проекта к риску было рассчитано изменение ЧТС при различных вариациях таких факторов, как объем добычи, цены на продукцию, ставки налога на прибыль и затраты на проект. По результатам расчета построена диаграмма "Паук", по которой можно сказать, что проект не имеет риска.

Таким образом, проект бурения двух разведочных скважин на Малобалыкском месторождении экономически эффективен и не несет риска убытков.

 

Заключение

В ходе написания дипломной работы изучены и проанализированы геолого-геофизические характеристики пласта АЧ2, его геологическое строение, а также тектоника, стратиграфия Мало-Балыкского месторождения.

В основной части работы был произведен анализ физико-литологических свойств продуктивного пласта АЧ2, построена карта эффективных нефтенасыщенных толщин, на основании которых, было выбрано расположение проектных скважин. Были проанализированы геофизические исследования скважин, отбор керна, лабораторные изучения керна, произведена оценка экономической эффективности проекта бурения, а также оценка риска при его реализации.

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. «Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов». - Москва, «Недра», 1984.

2. Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению, в 2х томах, М., Недра, 1981 г.

3. Влияние загрязнений воздуха на растительность. Причины. Воздействие. Ответные меры. М., «Лесная промышленность», 1981 г.

4. ВРД 39-1.13-057-2002 Регламент организации работ по охране окружающей среды при строительстве скважин

5. Временные методические указания по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения в Главтюменьгеологии, 1984г.

6. Временные методические рекомендации по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения в Главтюменьгеологии, 1990 г.

7. ВСН-33-82 Инструкция по проектированию инженерной подготовки территории для нефтепромыслового строительства в районах распространения вечномерзлых грунтов, М., 1982.

8. Геология нефти и газа Западной Сибири. Нестеров И.И. Конторович А.Э., Салманов Ф.К. М., Недра, 1975г., 680 с.

9. ГОСТ 12.2041-79. ССБТ. Оборудование буровое. Требования безопасности.

10. ГОСТ 13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная

11. ГОСТ 1581 -96. Портландцемента тампонажные.

12. ГОСТ 16293-89. Установки буровые комплексные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения.

13. ГОСТ 26673-85. Турбобуры.

14. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним.

15. Дополнение к «Перечню и кодам веществ, загрязняющих атмосферный воздух». СПб, фирма «Интеграл», 2002 г.

 

16. Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР, Министерство геологии СССР, Министерство нефтяной промышленности СССР, Министерство газовой промышленности СССР. Москва, 1987 г.

17. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин. РД 39-3-593-81. М., ВНИИ, 1982. 180с

18. Иогансен К. В. Спутник буровика: Справочник - 3 изд., переработанное и дополненное. - М., Недра, 1990 г

19. Итенберг С.С, Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М. Недра 1984 г.

20. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений - Москва, «Недра», 1963

21. Карта геокриологического районирования Западно-Сибирской равнины по верхнему горизонту мерзлой толщи, М 1: 1500000, под ред. В.В.Баулина.

22. Нестеров И.И., Васильев В.Б. Теория и практика нефтегазоразведочных работ-Москва, «Недра», 1993

23. Методические указания по ведению работ на стадиях поиска и разведки месторождений нефти и газа, Москва, 1982 г.

24. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР, Министерство геологии СССР, Министерство газовой промышленности СССР, Министерство нефтяной промышленности СССР, Министерство газовой промышленности СССР. НПО «СоюзПромГеофизика». Калинин, 1990г.

25. Методические указания по составлению геологических проектов глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ, Москва, 1995

 

26. Методические указания к оценке экономической эффективности проведения мероприятий, для студентов направления ГН. ТГНГУ, г. Тюмень, 2006 г.

27. Обобщенный перечень предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. М, Главрыбвод, 1992 г.

28. ОНД 1-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий, Гидрометеоиздат, 1987 г.

29. ОСТ 41-98.04.-74 Участки земельные, занимаемые при сооружении геологоразведочных скважин на нефть и газ при структурно-поисковом бурении. Нормы площадей.

30. Положение об охране подземных вод. М., МИНГЕО СССР, 1985 г.

31. Положение о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин, находящихся в строительстве. Миннефтепром, № 49/П от 9.10.68 г, Госгортехнадзор, 6.02.86.

32. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., ОАО «Нефтяник», 1998 г.

33. РД 015900-104-87. Руководство по охране окружающей природной среды при бурении скважин различного назначения в условиях криолитозоны на севере Западной Сибири

34. РД 39-0147098-90. Положение по контролю за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу на объектах предприятий Миннефтегазпрома СССР

35. РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. М., Роснефть, 1994 г.

36. РД 39-3-819-91. Методические указания по определению объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин. М., ВНИИКРнефть, 1991 г.

37. РД 51-100-85. Нормативы выбросов загрязняющих веществ на объектах транспорта и хранения газа. М., ВНИИгаз, 1985 г.

38. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири. Гл .ред. А.Э. Конторович. Новосибирск, изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001 г.

 

 

39. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской нефтегазоносной области. (Авт.: Н. А. Туезова, Л. М. Дорогицкая, Р. Г. Демина и др.). - М., Недра, 1975

40. Фоновое состояние окружающей природной среды территории Меретояхинского месторождения. Отчет. ОАО «СибНАЦ», Тюмень, 2002 г.

 

 





Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015- 2020 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.