Экономическое обоснование ЗБС

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 21 Ноября 2012 в 21:03, курсовая работа

Описание

В настоящее время в Западной Сибири большинство месторождений находятся в третьей и даже четвертой стадиях разработки, это означает, что добыча нефти быстро падает. В этих условиях большое значение имеет применение прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пласта, с целью поддержания дебитов нефти на рентабельном уровне.

Содержание

Введение
1. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
3. АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА К РИСКУ
Заключение
Список литературы

Скачать (145.83 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

Васильев Е.Г..doc

— 400.50 Кб (Скачать документ)

 

За 7 расчетных лет  эксплуатации объекта предприятие  получит дополнительный доход в размере 34,25 млн. руб., что в текущих ценах (ЧТС) означает дополнительную прибыль 20,38 млн. руб.

Исходя из расчетов, построим профили НПДН и ЧТС (рис. 2.1).

Срок окупаемости капитальных  вложений (Ток) - это точка пересечения НПДН с ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает количество месяцев, в течение которых суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения.

 

Рис. 2.1. Профили ЧТС и НПДН

Настоящее мероприятие эффективно и окупается примерно через 1,7 года.

 

Внутренняя норма рентабельности (ВНР) является показателем эффективности  данного проекта и представляет собой такую норму дисконта, при  которой чистая текущая стоимость  равна нулю (рис.2.2.). Определяется методом подбора или графически. Если внутренняя норма рентабельности не превышает выбранное значение нормы дисконта (Ен), такой вариант проведения инновации отклоняется.

Чтобы построить  график зависимости ЧТС от Ен необходимо минимум две точки. За координаты первой возьмём наши текущие расчёты: ЧТС = 20,38 млн. руб.; Ен=0,15.

Чтобы получить координаты второй точки согласно методике расчёта, приведённой выше, вычислим ЧТС при норме дисконта равной 0,9. ЧТС(Eн=0,9) = 3,03 млн. руб.

 

Рис. 2.2. Определение внутренней нормы рентабельности проекта

По графику зависимости ЧТС от нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений, можно сделать вывод, что внутренняя норма рентабельности рассматриваемого преокта составляет примерно 100%, это свидетельствует об экономической эффективности разрабатываемого проекта.

 

3 АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА К РИСКУ

Расчет потока денежной наличности базируется на следующих  показателях:

  • Текущие затраты (И)
  • Объем добычи нефти (Q)
  • Ставки налога (Н)
  • Цены на нефть (Ц)

Каждый из параметров имеет ту или иную степень неопределенности. Случайные изменения названных показателей могут быть вызваны влиянием природных факторов, рыночной среды, налогового законодательства и др.

Поэтому необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для  этого мы задаем диапазоны колебаний каждого параметра в определенных пределах в процентах, как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Задав вариации каждого параметра, мы получим зависимость чистой текущей стоимости от одной из переменных:

  • ЧТС = f(И)
  • ЧТС = f(Q)
  • ЧТС = f(Н)
  • ЧТС = f(Ц)

Интервалы изменения  факторов:

  • И = [-10%, 10%]
  • Q = [-30%, 10%]
  • Н = [-20%, 20%]
  • Ц = [-20%, 20%]

Расчет экономической эффективности при изменении факторов в заданных интервалах приводится в таблицах 3.1–3.8.

 

Таблица 3.1

Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при уменьшении текущих

затрат на 10%

№

Показатели

Ед. изм.

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

Объём добычи нефти

тыс. т.

7,515

7,24

6,965

6,69

6,415

6,14

5,865

2

Выручка от реализации

млн. руб.

30,81

29,68

28,56

27,43

26,30

25,17

24,05

3

Текущие затраты,

в т.ч.:

млн. руб.

31,72

18,70

17,99

17,28

16,57

15,86

15,15

 

затраты на доп. добычу

млн. руб.

19,41

18,70

17,99

17,28

16,57

15,86

15,15

 

затраты на кап. ремонт

млн. руб.

12,31

            

4

Налоги

млн. руб.

0,00

2,20

2,11

2,03

1,95

1,86

1,78

5

Поток денежной наличности

млн. руб.

-0,91

8,79

8,45

8,12

7,79

7,45

7,12

6

Накопленный поток денежной наличности

млн. руб.

-0,91

7,88

16,33

24,45

32,24

39,69

46,81

7

Коэффициент  дисконтирования

доли ед.

1

0,8696

0,7561

0,6575

0,5718

0,4972

0,4323

8

Дисконтированный  поток    денежной наличности

млн. руб.

-0,91

7,64

6,39

5,34

4,45

3,70

3,08

9

Чистая текущая стоимость

млн. руб.

-0,91

6,73

13,12

18,46

22,91

26,62

29,70


 

 

Таблица 3.2

Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при увеличении текущих затрат на 10%

№

Показатели

Ед. изм.

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

Объём добычи нефти

тыс. т.

7,515

7,24

6,965

6,69

6,415

6,14

5,865

2

Выручка от реализации

млн. руб.

30,81

29,68

28,56

27,43

26,30

25,17

24,05

3

Текущие затраты,

в т.ч.:

млн. руб.

38,77

22,86

21,99

21,12

20,25

19,38

18,52

 

затраты на доп. добычу

млн. руб.

23,72

22,86

21,99

21,12

20,25

19,38

18,52

 

затраты на кап. ремонт

млн. руб.

15,04

            

4

Налоги

млн. руб.

0,00

1,37

1,31

1,26

1,21

1,16

1,11

5

Поток денежной наличности

млн. руб.

-7,96

5,46

5,25

5,05

4,84

4,63

4,42

6

Накопленный поток денежной наличности

млн. руб.

-7,96

-2,49

2,76

7,81

12,65

17,28

21,70

7

Коэффициент  дисконтирования

доли ед.

1

0,8696

0,7561

0,6575

0,5718

0,4972

0,4323

8

Дисконтированный  поток    денежной наличности

млн. руб.

-7,96

4,75

3,97

3,32

2,77

2,30

1,91

9

Чистая текущая стоимость

млн. руб.

-7,96

-3,21

0,77

4,09

6,85

9,16

11,07


 

 

Таблица 3.3

Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при уменьшении добычи нефти на 30%

№

Показатели

Ед. изм.

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

Объём добычи нефти

тыс. т.

5,261

5,068

4,876

4,683

4,491

4,298

4,106

2

Выручка от реализации

млн. руб.

21,57

20,78

19,99

19,20

18,41

17,62

16,83

3

Текущие затраты,

в т.ч.:

млн. руб.

28,77

14,55

13,99

13,44

12,89

12,34

11,78

 

затраты на доп. добычу

млн. руб.

15,10

14,55

13,99

13,44

12,89

12,34

11,78

 

затраты на кап. ремонт

млн. руб.

13,68

            

4

Налоги

млн. руб.

0,00

1,25

1,20

1,15

1,10

1,06

1,01

5

Поток денежной наличности

млн. руб.

-7,20

4,99

4,80

4,61

4,42

4,23

4,04

6

Накопленный поток денежной наличности

млн. руб.

-7,20

-2,22

2,58

7,19

11,61

15,84

19,88

7

Коэффициент  дисконтирования

доли ед.

1

0,8696

0,7561

0,6575

0,5718

0,4972

0,4323

8

Дисконтированный  поток    денежной наличности

млн. руб.

-7,20

4,34

3,63

3,03

2,53

2,10

1,75

9

Чистая текущая стоимость

млн. руб.

-7,20

-2,87

0,76

3,79

6,32

8,42

10,16


 

 

Таблица 3.4

Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при увеличении добычи нефти на 10%

 

№

Показатели

Ед. изм.

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

Объём добычи нефти

тыс. т.

8,267

7,964

7,662

7,359

7,057

6,754

6,452

2

Выручка от реализации

млн. руб.

33,89

32,65

31,41

30,17

28,93

27,69

26,45

3

Текущие затраты,

в т.ч.:

млн. руб.

37,40

22,86

21,99

21,12

20,25

19,38

18,52

 

затраты на доп. добычу

млн. руб.

23,72

22,86

21,99

21,12

20,25

19,38

18,52

 

затраты на кап. ремонт

млн. руб.

13,68

            

4

Налоги

млн. руб.

0,00

1,96

1,88

1,81

1,74

1,66

1,59

5

Поток денежной наличности

млн. руб.

-3,51

7,84

7,54

7,24

6,94

6,65

6,35

6

Накопленный поток денежной наличности

млн. руб.

-3,51

4,33

11,87

19,11

26,05

32,70

39,05

7

Коэффициент  дисконтирования

доли ед.

1

0,8696

0,7561

0,6575

0,5718

0,4972

0,4323

8

Дисконтированный  поток    денежной наличности

млн. руб.

-3,51

6,81

5,70

4,76

3,97

3,30

2,74

9

Чистая текущая стоимость

млн. руб.

-3,51

3,31

9,01

13,77

17,74

21,04

23,79

Информация о работе Экономическое обоснование ЗБС