Дисконтированный поток денежной наличности - сумма
прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину
инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, расчет NPV дает ответ об эффективности варианта
в целом.
Индекс доходности (РI)
характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой
отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных
вложений, его значение интерпретируется следующим образом: если PI >1, проект эффективен, если PI <1 – проект не рентабелен.
Показатель – период окупаемости, устанавливаемый
временем возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, чем
меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.
5.2.
Исходные
данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта
Исходные данные
для расчета экономических показателей данного проекта приведены в табл.20 и
табл.21.
Таблица 20
Экономические условия расчета
|
Показатели
|
Ед.изм.
|
Значение
|
Количество проведенных ГРП
|
шт.
|
10
|
Дополнительная добыча нефти
|
тыс.т
|
92,8
|
Стоимость одного ГРП, тыс.руб.
|
тыс.руб.
|
3244,056
|
Цена
реализации нефти на внутреннем рынке
|
руб/т
|
6000
|
Норма дисконта
|
%
|
15
|
Расчетный период
|
год
|
3
|
Таблица 21
Данные для расчета экономической эффективности
Скважи-на
|
Параметры до ГРП
|
Параметры после ГРП
|
Прогноз добычи нефти без
ГРП, т
|
Добыча нефти после ГРП за 3
года, т
|
Дополнительная добыча нефти
за счет ГРП, т
|
Q нефти , т/сут
|
Q жидкости, т/сут
|
2007г.
|
2008г.
|
2009г.
|
Q нефти , т/сут
|
Q жидкости, т/сут
|
Q нефти , т/сут
|
Q жидкости, т/сут
|
Q нефти , т/сут
|
Q жидкости, т/сут
|
4006
|
4,7
|
12,0
|
10,6
|
24
|
10,0
|
23
|
9,0
|
21
|
5146,5
|
11552,3
|
6405,8
|
4025
|
3,0
|
7,4
|
12,6
|
27
|
11,8
|
26
|
10,7
|
23
|
3285,0
|
8869,5
|
5584,5
|
2806
|
4,9
|
12,5
|
14,8
|
34
|
13,9
|
32
|
12,5
|
29
|
5365,5
|
13030,5
|
7665,0
|
4002
|
7,1
|
9,0
|
15,4
|
17
|
14,5
|
16
|
13,0
|
15
|
7774,5
|
17574,8
|
9800,3
|
2805
|
3,2
|
7,5
|
7,9
|
17
|
7,4
|
16
|
6,7
|
14
|
3504,0
|
12811,5
|
9307,5
|
2792
|
12,0
|
31,4
|
21,7
|
50
|
20,4
|
47
|
18,4
|
43
|
13140,0
|
29017,5
|
15877,5
|
2758
|
5,0
|
13,6
|
18,4
|
44
|
17,3
|
41
|
15,6
|
37
|
5475,0
|
11935,5
|
6460,5
|
2814
|
23,5
|
52,0
|
38,8
|
76
|
36,5
|
71
|
32,8
|
64
|
25732,5
|
40296,0
|
14563,5
|
3786
|
4,3
|
14,8
|
9,2
|
28
|
8,6
|
26
|
7,8
|
24
|
4708,5
|
10676,3
|
5967,8
|
2817
|
18,4
|
37,7
|
34,6
|
63
|
32,5
|
59
|
29,3
|
53
|
20148,0
|
31317,0
|
11169,0
|
ИТОГО по скважинам:
|
|
94280
|
187081
|
92828
|
Расчет затрат на
процесс проведения ГРП на одну скважину сделан на основании сметы затрат и
нормативов.
5.2.1. Выручка от реализации
Цена реализации
нефти на внутреннем рынке принята 6000 руб/т.
Выручка от
реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены
реализации нефти и дополнительной добычи нефти после ГРП за годичный период:
Вt = (Цн· Qн), (5.1.)
где, Цн – цена
реализации в t-ом году, руб./т;
Qн – дополнительная добыча нефти за t год.
Определим прирост
выручки за счет дополнительной реализации нефти:
В1=35 734·6 000=214 404 000 руб., за
2007год
В2=31 704·6 000=190
224 000 руб., за 2008год
В3=25 391·6 000=152 346 000
руб., за 2008год
Прирост выручки
за 3 года составил 556 974 000 рублей.
5.2.2.
Эксплутационные затраты
При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты
могут быть определены по видам расходов – статьям затрат или элементам затрат. Эксплуатационные затраты
рассчитаны, исходя из зависимости нормативов и технологических показателей.
Таблица 22
Нормативы
эксплуатационных затрат
Элементы затрат
|
Ед.измерения
|
значение
|
Расходы на энергию по извлечению нефти
|
Тыс.руб./т.
|
5,05
|
Расходы по искусственному воздействию на пласт (закачка воды)
|
Тыс.руб./т.
|
76,9
|
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа
|
Тыс.руб./т.
|
10,3
|
Расходы по технологической подготовке нефти
|
Тыс.руб./т.
|
71,5
|
Обслуживание скважин
|
Тыс.руб./скв.
|
306,8
|
Балансовая стоимость ОПФ
|
Млн.руб.
|
8,4
|
Остаточная стоимость ОПФ
|
Млн.руб.
|
2,5
|
Средняя норма износа ОПФ
|
%
|
6,8
|
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (в т.ч. ПРС)
|
Тыс.руб./т.
|
360,4
|
Цеховые расходы
|
Тыс.руб./т.
|
108,7
|
Общепроизводственные расходы
|
Тыс.руб./скв.
|
544,8
|
Прочие производственные расходы
|
Тыс.руб./скв.
|
15,1
|
Расчёт
эксплуатационных затрат:
Обслуживание
нефтяных скважин:
Зоб = 306 790 ∙ 10 = 3 067 900 руб.
за 1 год.
Зоб = 3 067 900 ∙ 3 = 9 203 700 руб. за 3
расчётных года.
Затраты на энергию по извлечению
дополнительной жидкости после ГРП на каждый год расчётного периода:
Зэл/эн = 72 336,1 ∙ 5,05 =
365 297,3 руб., за 2007г.
Зэл/эн = 64 178,2 ∙ 5,05 =
324 099,9 руб., за 2008г.
Зэл/эн = 51 398,7 ∙ 5,05 =
259 563,4 руб., за 2009г.
Итого энергетические затраты за 3 года –
948 960,6 руб.
Затраты по искусственному воздействию на
пласт(закачка воды) на каждый год расчётного периода:
Ззак = 72 336,1 ∙ 76,9 =
5 562 646,1 руб., за 2007г.
Ззак = 64 178,2 ∙ 76,9 =
4 935 303,6 руб., за 2008г.
Ззак = 51 398,7 ∙ 76,9 =
3 952 560,1 руб., за 2009г.
Итого затраты по закачке воды за 3 года –
14 450 509,7 руб.
Затраты на сбор и транспорт нефти на каждый
год расчётного периода:
Зсб. = 72 336,1 ∙ 10,3 = 745
061,8 руб., за 2007г.
Зсб. = 64 178,2 ∙ 10,3 = 661
035,4 руб., за 2008г.
Зсб. = 51 398,7 ∙ 10,3 = 529
406,6 руб., за 2009г.
Итого затраты на сбор и транспорт нефти за 3
года – 1 935 503,8 руб.
Затраты по технологической подготовке нефти
за 3 года:
Зподг = 72 336,1 ∙ 71,5 =
5 172 031,1 руб., за 2007г.
Зподг = 64 178,2 ∙ 71,5 =
4 588 741,3 руб., за 2008г.
Зподг = 51 398,7 ∙ 71,5 =
3 435 779,4 руб., за 2009г.
Итого затраты на подготовку нефти за 3 года –
13 435 779,4 руб.
Затраты на содержание и эксплуатацию
оборудования (в т.ч. ПРС) на каждый год расчётного периода:
ЗПРС = 72 336,1 ∙ 360,4 =
26 069 930,4 руб., за 2007г.
ЗПРС = 64 178,2 ∙ 360,4 =
23 129 823,3 руб., за 2008г.
ЗПРС = 51 398,7 ∙ 360,4 =
18 524 091,5 руб., за 2009г.
Итого затраты на содержание и эксплуатацию
оборудования (в т.ч. ПРС) за 3 года – 67 723 845,2 руб.
Текущие затраты в целом:
Зтек. = Зоб + Зэл/эн
+ Ззак + Зсб + Зподг + ЗПРС
Зтек =
40 982 866,7 руб., за 2007г.; Зтек = 36 706 903,5 руб., за 2008г.;
Зтек =
30 008 528,7 руб., за 2009г.
Итого текущие затраты в целом за 3 года –
107 698 298,9 руб.
5.2.3. Капитальные вложения
Расчет
капитальных вложений производся с учетом необходимой реконструкции и
технического перевооружения производственных мощностей, существующих на
месторождении. В данном проекте подобные вложения не предусмотрены. В данном
проекте капитальным вложением является гидравлический разрыв пласта – его
стоимость.
В
том числе, оборудование, предлагаемое подрядчиком, для выполнения операций ГРП:
4 насосных агрегата; блендер; песковоз; манифольд; станция управления и
контроля; лаборатория; коплект трубы НКТ NEW-VAM L -80; колонная головка Cameron
15000 PSI; извлекаемый пакер Seit 15000 PSI; скрепер.
Персонал
для проведения необходимого проектирования: инженер-геолог ГО; лаборант.
Персонал
для проведения фрак-операции, состав группы ГРП: руководитель работ по ГРП; 2
оператора блендера; 8 операторов насосных агрегатов; оператор станции
управления и контроля; 2 машиниста автогидроподъёмника; оператор песковоза.
Стоимость
услуг по проведению ГРП приведены в табл.23.
Таблица 23
Стоимость услуг и материалов
Наименование
|
Количество
|
Стоимость,
руб.
|
Услуги
инженерного сопровождения
|
Стоимость инженерного сопровождения
|
150
час.
|
105 000
|
Оборудование
|
Флот ГРП
|
9
|
950 000
|
Пакер Seit 15000 PSI
|
1
|
70 000
|
Колонная головка Cameron 15000 PSI
|
1
|
250 000
|
Трубы НКТ NEW – VAM L –80
|
до 1500 м
|
320 000
|
Скрепер
|
1
|
50 000
|
Материалы
|
Жидкость разрыва на нефтяной основе
|
руб./ м³
|
5500
|
Проппант ULTRA PROP 20/40
|
руб./ т.
|
54545
|
Проппант Боровичи 20/40
|
руб./ т.
|
22600
|
Мобилизация
и демобилизация
|
Мобилизация и демобилизация
|
|
527 000
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19
|