- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1. Общая характеристика предприятия и района работ
- •2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения
- •2.1. Тектоническое строение
- •2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •2.3. Нефтегазоносность
- •2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
- •3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки
- •3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность
- •3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
- •3.3. Состав и свойства пластовой воды
- •3.4. Начальные запасы нефти и газа
- •3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
- •4. Анализ состояния разработки залежи
- •4.1. История разработки
- •4.2. Анализ текущего состояния разработки
- •4.3. Анализ энергетического состояния залежи
- •4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
- •4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
- •4.7. Геолого-гидродинамическая модель
- •4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
- •5. Анализ эксплуатации скважин
- •5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- •5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- •5.3. Анализ фонда скважин
- •5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- •5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
- •5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
- •5.7. Анализ ремонтов скважин
- •5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле
- •5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин
- •6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
- •6.1. Анализ плотности остаточных запасов
- •6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения
- •6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта
- •6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта
- •6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта
- •6.4.1. Оборудование для проведения кгрп
- •6.4.2. Теория гидроразрыва пласта
- •6.4.3. Свойства технических жидкостей
- •6.4.3. Расчет параметров гидроразрыва пласта
- •19,19 МПа
- •6,7 Мм .
- •6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта
- •6.6. Прогнозирование дебита после кгрп
- •6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи
- •7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
- •7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта
- •7.2. Объем необходимых инвестиций
- •7.3. Величина эксплуатационных затрат
- •7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
- •7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
- •7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
- •8. Промышленная безопасность
- •8.1. Введение
- •8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции
- •8.2.1. Разрушение металлических конструкций
- •8.2.2. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека
- •8.2.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте
- •8.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •8.3. Методика оценки безопасности рабочего места
- •8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда
- •8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода
- •Заключение
- •Список литературы
- •Приложения
7.2. Объем необходимых инвестиций
Стоимость одной планируемой обработки составит 6000 тыс. руб. В рассматриваемой ситуации инвестиции будем считать разовыми. Мероприятие проводится на скв.№ 407.
7.3. Величина эксплуатационных затрат
В ООО «Лукойл – Пермь» ЦДНГ - 12 эксплуатационные затраты составляют 60 % от всех производственных затрат, то есть будем считать, что доля условно - переменных расходов в себестоимости нефти составляет 60% . При этом амортизационные отчисления от инвестиций, рассчитанные исходя из стоимости дополнительных основных фондов, созданных для реализации ГТМ примем равными нулю. Найдём эксплуатационные затраты за первый квартал при себестоимости продукции на предприятии за 2012г. равной 3940 руб. и дополнительной добыче нефти за первый квартал Qдопол=1157 т.:
∆З =3940*1157*0,6*10-3= 2 735 тыс. руб.
7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
Рассчитаем выручку от реализации дополнительной добычи нефти от проведения мероприятия при цене реализации продукции на внутреннем рынке Цвнут= 12000 руб./т.. Тогда выручка от реализации за первый квартал составит:
Ввнут1 = 1157*12 = 13 884 тыс. руб.
Налог на добавленную стоимость на нефть начисляется в зависимости от объема реализованной продукции на внутреннем рынке по формуле
ННДСt = Ввнутt ,
где ННДСt – налог на добавленную стоимость в квартале t, тыс.руб.;
аНДС – ставка налога на добавленную стоимость (аНДС =18 %).
Тогда для первого квартала:
ННДС1 = 13 884 =2 118 тыс. руб.
Доход (чистая выручка) от реализации нефти на внутреннем рынке за первый квартал будет равен:
Двнутр1=Ввнутр1–Нндс1
Двнутр1 =13 884 – 2 118= 11 766 тыс. руб.
7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
Прибыль от реализации продукции скважины определяется на основе дохода от реализации за вычетом эксплуатационных затрат:
Пt=Дt–Зt .
Тогда прибыль от реализации продукции за первый квартал составит:
П1 = 11 766 – 2 735 = 9 031 тыс.руб.
Налогооблагаемая прибыль рассчитывается по формуле
Пнt=Пt−Посвt ,
где Пнt – налогооблагаемая прибыль в квартале t, тыс.руб; Посвt – величина прибыли, освобождаемая от налогообложения в квартале t . Примем, что доля прибыли, освобождаемая от налогообложения, равна нулю, тыс.руб.
Тогда : Пнt = Пt
Налог на прибыль в квартале t (Нпрt) рассчитывается по формуле:
Нпрt=Пнt , тыс.руб. ,
где апр – ставка налога на прибыль в процентах ( апр=15,5 % ).
Найдём налог на прибыль за первый квартал:
Нпр1 = 9 031*15,5/100= 1 400 тыс.руб.
Прибыль после налогообложения (чистая прибыль) за первый квартал составит:
Пчt=Пнt− Нпрt ;
Пч1 = 9 031−1 400 = 7 631 тыс. руб.
7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
Для нахождения денежного потока сведём все исходные данные в одну табл. 7.2.
Денежный поток от реализации продукции (ДП) представляет собой зависимость во времени денежных поступлений и платежей при осуществлении проекта ГТМ:
ДПt=Пчt−К + А, тыс.руб. ,
где К – единовременные затраты, тыс.руб.. А – амортизация.
Таблица 7.2.
Исходные данные для нахождения денежного потока
Показатели |
Единицы измерения |
Значение | |
Срок действия мероприятия, увеличивающего объём добычи нефти |
кварталы |
4 | |
Объём прироста нефти по месяцам |
тонны |
Таблица 7.1 | |
Доля реализации нефти на внешнем рынке |
% |
0 | |
Доля реализации нефти на внутреннем рынке |
% |
100 | |
Цена реализации нефти на внешнем рынке |
долл./т. |
750 | |
Валютный курс |
руб./долл. |
30 | |
Цена реализации нефти на внутреннем рынке |
руб./т. |
12 000 | |
Налоги |
НДС |
% |
18 |
На прибыль |
% |
15,5 | |
Ставка вывозной таможенной пошлины |
долл./т. |
401,5 | |
Ставка транспортирования нефти на внешний рынок |
долл./т. |
13 | |
Себистоимость 1 т. нефти в базовом варианте |
руб./т. |
3940 | |
Доля условно-переменных расходов в себистоимости нефти |
% |
60 | |
Величина единовременных текущих затрат, необходимых для реализации мероприятия |
тыс. руб. |
6000 | |
Норма дисконта |
% |
15 |
Дисконтированный денежный поток в квартале t ДПДt определяется по формуле:
ДПДt=ДПt∙t = ДПt ∙ ,
где коэффициент дисконтирования t определяется по справочникам или прямым расчетом по принятой величине нормы дисконта Е.
Расчетный шаг примем поквартальный. Тогда для первого квартала:
ДП1 = 7 631 −6000 = 1 631 тыс.руб.
Найдём дисконтированный денежный поток за первый квартал:
ДПД1 = ДП1 ∙1 =1 631 *1 = 1 631 тыс. руб.
На основе рассчитанных денежных потоков по вышеприведенным формулам определяются показатели эффективности инвестиционного проекта: ИП - ЧД, ЧДД, ВНД, ИД, срок окупаемости инвестиций.
Чистый доход равен
ЧД=ДП0+ДП1 +….+ ДПт = ,
где Т – последний квартал расчетного периода.
Чистый дисконтированный доход равен :
ЧДД = ДПД0 + ДПД1 +….+ ДПДт = .
За первый квартал чистый доход равен:
ЧД1 =ДП1 = 1 631 тыс. руб.;
ЧДД1 =ДПД1 = 1 631 тыс. руб.;
ЧДД = 24 844тыс. руб.
Рассчитанные показатели по каждому месяцу представлены в табл. 7.3.
Индекс доходности:
ИД=1+= 1+24 844/6000 = 5,14 .
Таблица 7.3.
Динамика расчётных показателей
Показатели |
Месяцы | |||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |
Прирост реализации нефти, т |
399 |
386 |
372 |
359 |
346 |
332 |
319 |
305 |
292 |
279 |
Прирост выручки, тыс.руб |
4788 |
4632 |
4464 |
4308 |
4152 |
3984 |
3828 |
3660 |
3504 |
3348 |
НДС, тыс руб |
730 |
707 |
681 |
657 |
633 |
608 |
584 |
558 |
535 |
511 |
Прирост дохода, тыс.руб. |
4058 |
3925 |
3783 |
3651 |
3519 |
3376 |
3244 |
3102 |
2969 |
2837 |
Капитальные вложения, тыс.руб. |
5500 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Прирост эксплуатационных затрат, тыс. руб |
943 |
913 |
879 |
849 |
818 |
785 |
754 |
721 |
690 |
660 |
Прирост прибыли, тыс.руб |
3114 |
3013 |
2904 |
2802 |
2701 |
2591 |
2490 |
2381 |
2279 |
2178 |
Прирост прибыли после налогообложения, тыс.руб |
2632 |
2546 |
2454 |
2368 |
2282 |
2190 |
2104 |
2012 |
1926 |
1840 |
Денежный поток, тыс. руб |
-2868 |
2546 |
2454 |
2368 |
2282 |
2190 |
2104 |
2012 |
1926 |
1840 |
Чистый доход, тыс. руб |
-2868 |
-322 |
2131 |
4499 |
6781 |
8971 |
11075 |
13087 |
15012 |
16853 |
Коэффициент дисконтирования |
1,00 |
0,99 |
0,98 |
0,96 |
0,95 |
0,94 |
0,93 |
0,92 |
0,91 |
0,89 |
Дисконтированный денежный поток, тыс. руб |
-2868 |
2514 |
2393 |
2281 |
2171 |
2058 |
1953 |
1844 |
1744 |
1646 |
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб |
-2868 |
-318 |
2079 |
4334 |
6452 |
8431 |
10279 |
11997 |
13592 |
15070 |
Продолжение таблицы 7.3.
Показатели |
Месяцы | |||||||||
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 | |
Прирост реализации нефти, т |
265 |
252 |
239 |
225 |
212 |
199 |
185 |
172 |
158 |
145 |
Прирост выручки, тыс.руб |
3180 |
3024 |
2868 |
2700 |
2544 |
2388 |
2220 |
2064 |
1896 |
1740 |
НДС, тыс руб |
485 |
461 |
437 |
412 |
388 |
364 |
339 |
315 |
289 |
265 |
Прирост дохода, тыс.руб. |
2695 |
2563 |
2431 |
2288 |
2156 |
2024 |
1881 |
1749 |
1607 |
1475 |
Капитальные вложения, тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Прирост эксплуатационных затрат, тыс. руб |
626 |
596 |
565 |
532 |
501 |
470 |
437 |
407 |
374 |
343 |
Прирост прибыли, тыс.руб |
2068 |
1967 |
1866 |
1756 |
1655 |
1553 |
1444 |
1343 |
1233 |
1132 |
Прирост прибыли после налогообложения, тыс.руб |
1748 |
1662 |
1576 |
1484 |
1398 |
1313 |
1220 |
1134 |
1042 |
956 |
Денежный поток, тыс. руб |
1748 |
1662 |
1576 |
1484 |
1398 |
1313 |
1220 |
1134 |
1042 |
956 |
Чистый доход, тыс. руб |
18600 |
20263 |
21839 |
23323 |
24721 |
26034 |
27254 |
28388 |
29431 |
30387 |
Коэффициент дисконтирования |
0,88 |
0,87 |
0,86 |
0,85 |
0,84 |
0,83 |
0,82 |
0,81 |
0,80 |
0,79 |
Дисконтированный денежный поток, тыс. руб |
1544 |
1450 |
1358 |
1263 |
1175 |
1089 |
1000 |
918 |
833 |
755 |
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб |
16428 |
17675 |
18814 |
19845 |
20775 |
21608 |
22341 |
22984 |
23534 |
23998 |
Продолжение таблицы 7.3.
Показатели |
Месяцы | |||||||||
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 | |
Прирост реализации нефти, т |
132 |
118 |
105 |
92 |
78 |
65 |
52 |
38 |
25 |
11 |
Прирост выручки, тыс.руб |
1584 |
1416 |
1260 |
1104 |
936 |
780 |
624 |
456 |
300 |
132 |
НДС, тыс руб |
242 |
216 |
192 |
168 |
143 |
119 |
95 |
70 |
46 |
20 |
Прирост дохода, тыс.руб. |
1342 |
1200 |
1068 |
936 |
793 |
661 |
529 |
386 |
254 |
112 |
Капитальные вложения, тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Прирост эксплуатационных затрат, тыс. руб |
312 |
279 |
248 |
217 |
184 |
154 |
123 |
90 |
59 |
26 |
Прирост прибыли, тыс.руб |
1030 |
921 |
820 |
718 |
609 |
507 |
406 |
297 |
195 |
86 |
Прирост прибыли после налогообложения, тыс.руб |
871 |
778 |
693 |
607 |
514 |
429 |
343 |
251 |
165 |
73 |
Денежный поток, тыс. руб |
871 |
778 |
693 |
607 |
514 |
429 |
343 |
251 |
165 |
73 |
Чистый доход, тыс. руб |
31258 |
32036 |
32728 |
33335 |
33850 |
34278 |
34621 |
34872 |
35037 |
35109 |
Коэффициент дисконтирования |
0,78 |
0,77 |
0,76 |
0,75 |
0,74 |
0,73 |
0,72 |
0,72 |
0,71 |
0,70 |
Дисконтированный денежный поток, тыс. руб |
679 |
600 |
527 |
456 |
382 |
314 |
248 |
179 |
116 |
51 |
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб |
24381 |
24680 |
24902 |
25051 |
25123 |
25127 |
25065 |
24935 |
24744 |
24489 |
По расчетным данным построим график ЧДД(t) (рис. 7.1.), по которому можно найти срок окупаемости мероприятия.
Рис. 7.1. График ЧДД по ИП
По графику видно, что рекомендуемое ГТМ окупается за 2,1 месяца.
При расчете внутренней нормы доходности ВНД получаем, что ЧДД при различных значениях нормы дисконта Е остается положительным.
Таким образом, показатели инвестиционного проекта:
ЧДД= 24489 тыс.руб.; ИД=5,14 >1; СО=2,1 месяца.