Смекни!
smekni.com

Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 17 из 22)

lt – затраты на зарезку бокового ствола, тыс. руб.

13.2 Аккумулированный поток денежных средств

Накопление ежегодных значений чистого потока денежных средств образует аккумулированный поток денежных средств.

(66)

13.3 Чистый дисконтированный доход.


, (67)

где Зt* – затраты в году t без капвложений и амортизации, тыс. руб.;

αt – коэффициент дисконтирования;

К – капитальные вложения, тыс. руб.

13.4 Коэффициент дисконтирования.

, (68)

где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (норма дисконта), Е=0,1;

tр – первый год расчетного периода, к которому приводятся стоимостные показатели.

13.5 Индекс доходности.

Индекс доходности (ИД) показывает, во сколько раз приведенный эффект превышает приведенные капвложения.

(69)

Если ИД>1, проект эффективен, если ИД<1 – проект неэффективен.

13.6 Срок окупаемости.

Срок окупаемости (Ток) – это период, начиная с которого все затраты (капитальные и текущие), связанные с мероприятием, покрываются суммарными результатами его осуществления.

Сначала определяется сумма дисконтированных остатков денежных средств (накопленных эффектов) – St. Из этого ряда последовательных значений накопленных эффектов выбирают два, удовлетворяющих условию St<K<St+1.

(70)

13.7 Внутренняя норма доходности.

Внутренняя норма доходности (ВНД) – это такая расчетная ставка нормы дисконта (Евнд), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капвложениям, т.е. доход от инвестиций равен этим инвестициям и проект является окупаемым.

(71)
4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по прогнозным данным эксплуатации скважины

Исходными данными для расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине №1554 являются прогнозные показатели работы скважины (таблица 34) и удельные нормативы затрат на на добычу 1 тонны нефти (таблица 35). Стоимость бурения бокового ствола в скважине №1554 составляет 2891,53 тыс. руб.

Таблица 34. Прогнозные показатели эксплуатации скважины №1554

Год Дебит нефти, т/сут Годовая добыча нефти, т Накопленная добыча нефти, т
2004 6,14 1778,13 1778,13
2005 4,79 1329,72 3107,85
2006 3,54 981,63 4089,48
2007 2,64 733,85 4823,33
2008 2,11 586,39 5409,72
2009 1,94 539,24 5948,96

Таблица 35. Удельные нормативы затрат

Норматив затрат Значение
Удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти на поверхность, руб./т 33,71
Удельный норматив условно-переменных затрат на поддержание пластового давления (на 1 т нефти), руб./т 102,70
Удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспортировку нефти, руб./т 40,32
Удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, руб./т 10,91
Удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв 427,96
Удельный норматив общехозяйственных расходов, тыс. руб./скв 100,69
Удельная численность работников, чел./скв 2,00
Среднемесячная зарплата работников, тыс. руб./мес 10,33
Таблица 36. Расчет себестоимости добычи нефти
Год Стоимостная оценка добычи нефти, тыс. руб. Текущие затраты, тыс. руб.
Затраты на электроэнергию, Зэ Затраты на ППД, Зппд Затраты на сбор и транспортировку нефти, Зт Затраты на технологическую подготовку нефти, Зп Затраты на содержание и экусплуатацию оборудования, Зс Общехозяйственные расходы, Зх Всего текущих затрат
2004 3067,05 59,94 182,60 71,69 19,40 427,96 100,69 862,27
2005 2292,53 44,80 136,49 53,59 14,50 427,96 100,69 778,02
2006 1692,23 33,07 100,75 39,55 10,70 427,96 100,69 712,73
2007 1264,43 24,71 75,28 29,55 8,00 427,96 100,69 666,19
2008 1010,85 19,75 60,18 23,63 6,39 427,96 100,69 638,61
2009 929,78 18,17 55,36 21,73 5,88 427,96 100,69 629,79
2004 2891,53 604,52 3,07 90,47 32,67 694,99 1557,27 193,73 1751,00 984,815
2005 2697,80 451,86 2,29 90,47 32,67 542,33 1320,36 193,73 1514,09 1139,27
2006 2504,06 333,54 1,69 90,47 32,67 424,01 1136,74 193,73 1330,47 1356,24
2007 2310,33 249,22 1,26 90,47 32,67 339,69 1005,88 193,73 1199,62 1636,58
2008 2116,60 199,24 1,01 90,47 32,67 289,71 928,32 193,73 1122,05 1914,77
2009 1922,87 183,26 0,93 90,47 32,67 273,73 903,52 193,73 1097,25 2035,72

Таблица 37

Расчет прибыли от реализации нефти

Год Прибыль от реализации нефти (без НДС), тыс. руб. Налог на имущество, тыс. руб. Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб. Налог на прибыль, тыс. руб. Чистая прибыль, тыс. руб.
2004 1316,05 57,83 1258,22 301,97 956,25
2005 778,43 53,96 724,48 173,87 550,60
2006 361,75 50,08 311,67 74,80 236,87
2007 64,81 46,21 18,60 4,46 14,14
2008 -111,20 42,33 -153,54 -36,85 -116,69
2009 -167,48 38,46 -205,94 -49,42 -156,51

Таблица 38. Расчет потока денежных средств

Годы Инвестиции, тыс. руб. Чистый поток денежных средств, тыс. руб. Аккумулированный поток денежных средств, тыс. руб. Коэффициент дисконтирования Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб. Индекс доходности Срок окупаемости, годы Внутренняя норма доходности
2004 2891,53 -1741,55 -1741,55 1,00 -1381,75 -1381,75 1,05 3,95 0,25
2005 - 744,34 -997,21 0,91 883,79 -497,96
2006 - 430,60 -566,61 0,83 459,08 -38,88
2007 - 207,87 -358,74 0,75 194,25 155,37
2008 - 77,05 -281,69 0,68 56,37 211,73
2009 - 37,22 -244,47 0,62 16,30 228,04

Расчет предполагаемого экономического эффекта от бурения бокового ствола в скважине №1554 в 2004 году показывает, что при прогнозных значениях добычи нефти и при неизменных базисных ценах 2003 года проект является эффективным. Срок окупаемости проекта – 3,95 года, индекс доходности > 1, чистый дисконтированный доход составляет 228,04 тыс. руб., внутренняя норма доходности равна 0,25 и больше нормы дохода на вкладываемый капитал (Е=0,1).

Затраты на данное мероприятие оправданы и можно ставить вопрос о внедрении этого инвестиционного проекта.


5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа

При разработке нефтяных месторождений НГДУ «Туймазанефть» на людей, экологические системы и инженерно–технической комплекс предприятия негативное действие оказывают атропогенные и природные факторы. К антропогенным факторам относятся физические, химические, биологические, психофизиологические.

К физическим относятся: электрический ток, электрические и магнитные поля от действия электроприборов и высоковольтных ЛЭП, движущиеся машины, механизмы и части оборудования (движущиеся части СК, компрессоров, насосов, генератора, ремонтных агрегатов), высокое давление.

К химическим факторам относятся: действие вредных веществ распространившихся в воздухе из-за неплотностей в соединениях трубопровода, арматуры устья, негерметичности в насосах и компрессорах; на рабочих площадках и помещениях – опасность отравления химическими реагентами и ингибиторами.

К психофизиологическим факторам относятся: чрезмерные мышечные и нервно–психические напряжения отдельных органов и систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные метеорологические и другие условия.

К природным факторам относятся сезонные колебания температуры, климатические особенности (снежный покров, влажность, сезонные колебания температуры, скорость движения воздушных масс и другие).

Проанализировав природные, технологические и антропогенные факторы, можно заключить, что основными опасностями в плане нанесения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях НГДУ «Туймазанефть» являются опасности производственного характера. Крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов. Сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах. Выброс в окружающую среду опасных веществ, возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод, применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов, их закачка происходит под давлением – все это способствует порыву нагнетательных линий и возникновению масштабного разлива этих вод. Плодородная почва сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водосолевой баланс почвы.