Проектное решение по разработке месторождения (стр. 17 из 22)

6.1.Анализ динамики технико-экономических показателей

Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице № 6.1

Таблица № 6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП».

6.2. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению.

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважины для проведения оптимизации.

1.скважина №721 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3

2.скважина №1059 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3

3.скважина №185 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3

4.скважина №763 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3

5.скважина №855 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3

6.скважина №867 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3

7.скважина №155 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица № 6.2 Исходные данные

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Числовое значение
1	Фонд оптимизированных скважин	ед.	7
2	Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)	т/сут	243
3	Наработка на отказ до оптимизации	сут	135,0
4	Наработка на отказ после проведения оптимизации	сут	135,0
5	Себестоимость добычи нефти	руб/т	1749
6	Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти	%	51,2
7	Ставка дисконта	%	10
8	Расчётный период	лет	3
9	Продолжительность одного ПРС	час	48
10	Стоимость одного часа ПРС	руб	3700
11	Цена одной тонны нефти	руб	3379,2
12	Среднесписочная численность ППП	чел	980
13	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	4487
14	Годовая добыча нефти в 2004году	тыс. т	5589,6

6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

6.3.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

DQ_(q) = Dq * T *Кэ * N, (6.1)

где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т – время работы скважины в течение года, сут;

N – количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ – коэф-т эксплуатации скважин, ед.

DQ₂₀₀₄ = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда,

которая определяется по следующей формуле:

DПт = DQ * Ц_н / Чп, (6.2)

где DПт – повышение производительности труда, руб/чел;

DQ – прирост добычи, тн;

Ц_н – цена одной тонны нефти, руб;

Чп – среднесписочная численность ППП, чел;

DПт = 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс.руб/чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

DФо = DQ * Ц/Сопф, (6.3)

где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);

DФо – прирост фондоотдачи.

DФо = 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб/тыс.руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (З_пос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

DС = З_пос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (6.4)

где З_пос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП,тыс.руб;

Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.

DС = 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6-1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб/т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

DПр_реал = DQ_реал * (Ц - (с/с -DС)), (6.5)

где DПр_реал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;

DQ_реал – дополнительно реализованная нефть, т;

Ц – цена реализации нефти (руб);

с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;

DС – снижение себестоимости нефти.

DПр_реал = 83,9 * (3379,2 – 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс.руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

DПр_чист = DПр_реал – Нпр, (6.6)

где Нпр – величина налога на прибыль, руб;

DПр_чист = 136698,2 – 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс.руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс.руб.

6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

6.4.1 Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 3379,2 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2004 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

DВ (Q) = DQ * Цн, (6.7)

где DQ – объём дополнительной добычи нефти, тыс.руб;

Цн – цена 1 тонны нефти, тыс.руб.

DВ (Q) = 83,9 * 3379,2 = 283514,88 тыс.руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

И_t = И_доп + И_мер2, (6.8)

где И_доп – затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти,руб;

И_мер – затраты на проведение мероприятия.

DИ_доп = DQ * с/с * д_уп / 100, (6.9)

где с/с – себестоимость нефти, руб/тонну;

д_уп – удельный вес условно-переменных затрат, %.

DИ_доп = 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс.руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

И_мер2 = С_{1час ПРС} * Т_ПРС * N_скв, (6.10)

где С_1ГРП – стоимость одного ГРП, руб;

N_скв – количество скважин, ед.

И_мер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс.руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И₁ = 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс.руб;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

DПнал.обл. = DВ - DИ (6.11)

где DВ – прирост выручки от реализации, тыс.руб.;

DИ – текущие затраты, тыс.руб.

DПнал.обл₁ = 283514,88 – 77967,4 = 205547,5 тыс.руб.;

DПнал.обл₂ = 205547,5 тыс.руб.;

DПнал.обл₃ = 205547,5тыс.руб.

Нпр = DПнал.обл * Nпр / 100, (6.12)

где Нпр – ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

DНпр₁ = 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс.руб.;

DНпр₂ = 53442,3 тыс.руб.;

DНпр₃ = 53442,3 тыс.руб.

6.4.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост годовых денежных потоков (DДП_t) рассчитывается по формуле:

DДП_t = DВ_t - DИ_t - Н_t(6.13)

DДП₁ = 283514,88 – 77967,4 – 53442,3 = 152105,18 тыс.руб.;

DДП₂ = 152105,18 тыс.руб.;

DДП₃ = 152105,18 тыс.руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДН_t = DДП_t(6.14)

ПДН₁ = 152105,18 тыс.руб.;

ПДН₂ = 152105,18 тыс.руб.;

ПДН₃ = 152105,18тыс.руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = å ПДН, (6.15)

НПДН₁ = 152105,18 тыс.руб.;

НПДН₂ = 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс.руб.;

НПДН₃ = 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс.руб.;

Коэффициент дисконтирования – по формуле:

a_t = (1 + Енп)^-t, (6.16)

a₁ = (1 + 0,1)^-1 = 0,9091;

a₂ = (1 + 0,1)^-2 = 0,8264;

a₃ = (1 + 0,1)^-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:

ДПДН_t = ДП_t * a, (6.17)

ДПДН₁ = 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс.руб.;

ДПДН₂ = 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс.руб.;

ДПДН₃ = 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс.руб.

Чистая текущая стоимость – по формуле:

ЧТС_t = å ДПДН_t, (6.18)

ЧТС₁ = 138278,82 тыс.руб.;

ЧТС₂ = 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс.руб.;

ЧТС₃ = 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс.руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу № 6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке № 6.1.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) – это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Расчёт экономических показателей

Таблица № 6.3

Показатели	Ед.изм.	2004	2005	2006
Капитальные вложения	тыс.руб	-	-	-
Прирост добычи нефти	тыс.тонн	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	тыс.руб	283514,88	283514,88	283514,88
Текущие затраты	тыс.руб	77967,4	77967,4	77967,4
Прирост прибыли	тыс.руб	205547,5	205547,5	205547,5
Прирост суммы Налоговых выплат	тыс.руб	53442,3	53442,3	53442,3
Денежный поток	тыс.руб	152105,18	152105,18	152105,18
Поток денежной наличности	тыс.руб	152105,18	152105,18	152105,18
Накопленный ПДН	тыс.руб	152105,18	304210,36	456315,54
Коэффициент дисконтирования (Енп=0,1)	Д.ед	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	тыс.руб	138278,82	125699,72	114276,62
Чистая текущая стоимость	тыс.руб	138278,82	263978,54	378255,16

6.4.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям.