Расчет экономической эффективности от проведения грп на Когалымском месторождении (за 2012 г)

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета

№п/п	Показатели	Ед.измер.	Значение
1	Объем проведения ГРП	скв./опер	6
3	Прирост дебита нефти по 1 скв.	т/сут.	31
4	Цена нефти	руб./т	7259
5	Себестоимость нефти	руб./т	6953
6	Ставка налога на прибыль	%	20
7	Ставка дисконта	%	10
8	Коэффициент инфляции		0.109
9	Стоимость 1 ГРП	т.руб.	4500

1. Расчет дополнительной добычи по годам ГТМ:

ΔQ=TpnK_эксq, (4.1)

где: Тр- кол-во суток работы скважин в году, сут;

n - кол-во скважин охвачен­ных мероприятием, шт;

К_экс - коэффициент эксплуатации;

Δq- дополнительная добыча на одну скважину, т/сут.

ΔQ= 3060,9331=5,19 тыс.т

В 2012 г период работы скважины составит 30 дней, в последующие года – 365.

2. Прирост выручки от реализации:

ΔВ =ΔQЦ,(4.2)

где: ΔQ - дополнительная добыча, т;

Ц - цена 1 тонны нефти, тыс.руб/т.

ΔВ = 5,197,2 = 37,67 млн. руб

3. Затраты на дополнительную добычу нефти:

И_д.д= ΔQС/сусл./пер, (4.3)

где: ΔQ - дополнительная добыча, т;

С/с - себестоимость 1 тонны нефти, тыс.руб;

48 % - доля условно – переменных затрат.

И_д.д= 5,196.90.48 = 17,32 млн.руб

4. Текущие затраты:

ΔИ = И_м + И_д.д, (4.4)

где: И_м - затраты на проведение ГРП;

И_д.д. - затраты на дополнительную добычу, млн.руб.

И_м = NЦ_оп (4.5)

где: N – число операций ГРП;

Ц_оп – цена одной операции ГРП, млн.руб.

И_м = 64.5 = 27,0 млн. руб

ΔИ = И_м + И_д.д = 17,32 + 27,0 = 44,32 млн. руб.

5. Налог на прибыль:

∆Н = ∆ПрN/100 (4.6)

где: N – процентная ставка налога на прибыль (20%),

∆Пр_t – прирост прибыли, облагаемой налогом в t – ом году.

∆Пр = ∆В - ∆И = 37,67 – 44,32 = -6,56 млн.руб

∆Н = ∆ПрN/100 = 0 руб., так как прибыль за 2012г отсутствует.

6. Прирост потока денежной наличности (ПДН):

ΔПДН = ΔВ - ΔИ - ∆Н, (4.7)

ΔПДН = 37,67 – 44,32 – 0 = -6,56 млн.руб

7. Накопленный поток денежной наличности (НПДН):

НПДН = ∑ПДН_t, тыс.руб(4.8)

где: t -текущий год;

T - расчетный период по мероприятиям НТП.

ΔПДН - прирост потока денежной наличности в текущем году тыс. руб.

НПДН = -6,56 млн. руб

8. Коэффициент дисконтирования:

αt= [(1+ Enn)*(1+К инф.)]^tp-t, (4.9)

где: Enn – ставка дисконтирования (10%);

К_инф - коэффициент инфляции (10.9%)

9. Дисконтирование прироста потока денежной наличности (ДПДН):

ΔДПДН=ΔПДН*αt, (4.10)

где: ΔПДН - прирост потока денежной наличности;

αt - коэффициент дисконтирования.

ΔДПДН = -6,561 = -6,56 млн. руб

10. Чистая текущая стоимость (ЧТС) рассчитывается по формуле:

ΔЧТСt = , (4.11)

ЧТС = ДПДН₀ = -6,56 млн. руб

Полученные данные расчета приведены в таблице 4.2

Таблица 4.2 – Результаты расчета

п/п	Показатели	ед.изм	2012	2013	2014	2015
1	Фонд сквохваченных ГРП	шт.	6
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	5.19	63.14	57.70	52.27
3	Прирост выручки от ГРП	млн.руб.	37.67	458.32	418.88	379.44
4	Прирост текущих затрат	млн.руб.	44.32	210.72	192.59	174.45
4.1	Затраты на ГРП	млн.руб.	27.0
4.2	Затраты на доп.добычу нефти	млн.руб.	17.32	210.72	192.59	174.45
5	Прирост прибыли от реализации	млн.руб.	-6.65	247.60	226.29	204.99
6	Налог на прибыль	млн.руб.	0	49.52	45.26	41.00
7	Поток денежной наличности (ПДН)	млн.руб.	-6.65	198.08	181.03	163.99
8	Накопленный поток денежной наличности (НПДН)	млн.руб	-6.65	191.43	372.46	536.45
9	Коэффициент дисконтирования		1	0.8197	0.6720	0.5508
10	Дисконтирование денежной на-личности(ДПДН)	млн.руб	-6.65	162.37	121.65	90.33
11	Чистая - текущая стоимость	млн.руб	-6.65	155.72	277.37	367.71

Проведение гидроразрыва пласта, наряду с последними достижениями мировой практики в области повышения нефтеотдачи пластов, является высокорентабельным. Расчет экономической эффективности применения ГРП показал, что Чистая текущая стоимость проекта за 4 года составит 367,71 млн. руб. По данным из таблицы 4.2 по­строен график показателей ЧТС и НПДН (рис. 4.1). Из графика видно, что проведение гидравлического разрыва пласта окупается уже в 2012 году.

Анализируя экономическую эффективность повышения нефтеотдачи пластов, с применением метода ГРП дает возмож­ность: увеличение добычи нефти, дополнительного потока денеж­ной наличности, возможность разрабатывать Когалымское ме­сторождение с положительными экономическими показателями.

Рисунок 4.1 - График динамики НПДН и ЧТС

Расчет периода окупаемости проекта

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупае­мости капитальных вложений (Т_ок). Это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости может быть также определён расчёт­ным путём:

, (4.12)

где Т₀– количество полных лет, в течение которых наблюдается отрицательный НПДН,

НПДН₀ – последнее отрицательное значение накопленного потока, млн.руб.,

НПДН₁ – первое положительное значение потока, млн.руб.

Т_ок = 0 + 6.65/(191.43-6.65) = 0.04 года = 0.5 мес

Таким образом, проект окупит себя за 0.5 месяца.

Коэффициент отдачи капитала

(4.13)

КОК = 367.71/27 + 1 = 13.61 руб./руб.

Коэффициент отдачи капитала показывает, сколько рублей дохода дает один рубль инвестиций, вложенных в данный проект за весь период разработки с учетом дисконтирования результатов и затрат. Таким образом, с одного вложенного рубля инвестиции, в будущем, возможно получить 13.61 руб./руб. дохода с учетом дисконтирования.

Внутренняя норма рентабельности

Внутренняя норма рентабельности проекта (е) определяется из усло­вия равенства чистой текущей стоимости нулю:

(4.14)

Варианты разработки ранжируются по внутренней норме рентабель­ности. Проекты с внутренней нормой рентабельности ниже выбранной нормы дисконта (Е_н) отклоняются.

За 1 год: ЧТС = -6.65*(1+29.70)^4-1 = - 192 429 млнруб;

За 2 год: ЧТС = 198.08*(1+29.70)^4-2 = 186 706.9 млн. руб;

За 3 год: ЧТС = 181.03*(1+29.70)^4-3 = 5 558.04 млн. руб;

За 4 год: ЧТС = 163.99*(1+29.70)^4-4 = 163.98 млн. руб:

Проверка: -192 429 + 186 706.9 + 5 558.04 + 163.98 = -0.08 ≈ 0

Таким образом, внутренняя норма рентабельности проекта составляет 29.70 %, что превышает значение ставки дисконтирования (10%).