Автор работы: Пользователь скрыл имя, 21 Ноября 2012 в 21:03, курсовая работа
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.
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
Таблица 3.5
Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при уменьшении налога на прибыль на 20%
№ |
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. |
35,24 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 |
затраты на доп. добычу |
млн. руб. |
21,57 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 | |
затраты на кап. ремонт |
млн. руб. |
13,68 |
|||||||
4 |
Налоги |
млн. руб. |
0,00 |
1,42 |
1,37 |
1,32 |
1,26 |
1,21 |
1,15 |
5 |
Поток денежной наличности |
млн. руб. |
-4,43 |
7,48 |
7,20 |
6,91 |
6,63 |
6,34 |
6,06 |
6 |
Накопленный поток денежной наличности |
млн. руб. |
-4,43 |
3,05 |
10,25 |
17,16 |
23,79 |
30,13 |
36,19 |
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. |
-4,43 |
6,50 |
5,44 |
4,54 |
3,79 |
3,15 |
2,62 |
9 |
Чистая текущая стоимость |
млн. руб. |
-4,43 |
2,07 |
7,51 |
12,06 |
15,85 |
19,00 |
21,62 |
Таблица 3.6
Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при увеличении налога на прибыль на 20%
№ |
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. |
35,24 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 |
затраты на доп. добычу |
млн. руб. |
21,57 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 | |
затраты на кап. ремонт |
млн. руб. |
13,68 |
|||||||
4 |
Налоги |
млн. руб. |
0,00 |
2,14 |
2,06 |
1,97 |
1,89 |
1,81 |
1,73 |
5 |
Поток денежной наличности |
млн. руб. |
-4,43 |
6,77 |
6,51 |
6,25 |
6,00 |
5,74 |
5,48 |
6 |
Накопленный поток денежной наличности |
млн. руб. |
-4,43 |
2,34 |
8,85 |
15,10 |
21,10 |
26,84 |
32,32 |
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. |
-4,43 |
5,89 |
4,92 |
4,11 |
3,43 |
2,85 |
2,37 |
9 |
Чистая текущая стоимость |
млн. руб. |
-4,43 |
1,45 |
6,38 |
10,49 |
13,92 |
16,77 |
19,14 |
Таблица 3.7
Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при уменьшении цены на нефть на 20%
№ |
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. |
24,65 |
23,75 |
22,85 |
21,94 |
21,04 |
20,14 |
19,24 |
3 |
Текущие затраты, в т.ч.: |
млн. руб. |
35,24 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 |
затраты на доп. добычу |
млн. руб. |
21,57 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 | |
затраты на кап. ремонт |
млн. руб. |
13,68 |
|||||||
4 |
Налоги |
млн. руб. |
0,00 |
0,59 |
0,57 |
0,55 |
0,53 |
0,50 |
0,48 |
5 |
Поток денежной наличности |
млн. руб. |
-10,59 |
2,37 |
2,28 |
2,19 |
2,10 |
2,01 |
1,92 |
6 |
Накопленный поток денежной наличности |
млн. руб. |
-10,59 |
-8,22 |
-5,93 |
-3,74 |
-1,64 |
0,38 |
2,30 |
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. |
-10,59 |
2,06 |
1,73 |
1,44 |
1,20 |
1,00 |
0,83 |
9 |
Чистая текущая стоимость |
млн. руб. |
-10,59 |
-8,53 |
-6,80 |
-5,36 |
-4,16 |
-3,15 |
-2,32 |
Таблица 3.8
Расчет ЧТС и НПДН при зарезке боковых стволов при увеличении цены
на нефть на 20%
№ |
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. |
36,97 |
35,62 |
34,27 |
32,91 |
31,56 |
30,21 |
28,86 |
3 |
Текущие затраты, в т.ч.: |
млн. руб. |
35,24 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 |
затраты на доп. добычу |
млн. руб. |
21,57 |
20,78 |
19,99 |
19,20 |
18,41 |
17,62 |
16,83 | |
затраты на кап. ремонт |
млн. руб. |
13,68 |
|||||||
4 |
Налоги |
млн. руб. |
0,00 |
2,97 |
2,86 |
2,74 |
2,63 |
2,52 |
2,40 |
5 |
Поток денежной наличности |
млн. руб. |
1,73 |
11,87 |
11,42 |
10,97 |
10,52 |
10,07 |
9,62 |
6 |
Накопленный поток денежной наличности |
млн. руб. |
1,73 |
13,60 |
25,03 |
36,00 |
46,52 |
56,59 |
66,21 |
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. |
1,73 |
10,32 |
8,64 |
7,21 |
6,02 |
5,01 |
4,16 |
9 |
Чистая текущая стоимость |
млн. руб. |
1,73 |
12,06 |
20,69 |
27,91 |
33,92 |
38,93 |
43,09 |
Данные для построения диаграммы чувствительности проекта к риску (рис. 3.1) приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.9
Данные для построения диаграммы чувствительности проекта к риску,
млн. руб.
-30% |
-20% |
-10% |
0 |
+10% |
+20% | |
ЧТС (Тз) |
29,70 |
20,38 |
11,07 |
|||
ЧТС (Q) |
10,16 |
20,38 |
23,79 |
|||
ЧТС (Н) |
21,62 |
20,38 |
19,14 | |||
ЧТС (Ц) |
-2,32 |
20,38 |
43,09 |
Рис. 3.1. Диаграмма чувствительности проекта к риску
Таким образом, снижение
цены на нефть [ЧТС (Ц – является отрицательными факторами при выполнении
мероприятий по реконструкции и модернизации
промыслового хозяйства. При изменении
стоимости рподаваемого сырья более, чем
на 18% проект становится нерентабельным.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Зарезка боковых стволов
позволяет вернуть в
Средняя глубина, на которой в 2009 году специалисты компании вели строительство боковых стволов, составила около 3 тыс. метров. Средняя длина горизонтальных участков – 350 метров. Освоены участки с углами проводки 86-90 градусов. За прошлый год себестоимость строительства бокового ствола была снижена на 15%. В текущем году эта тенденция к уменьшению себестоимости сохранится, поскольку компания ожидает эффект от реализации программы по импортозамещению, в которую включилось уже 17 российских заводов.
Расчет показателей экономической эффективности по зарезке бокового ствола на Рямном месторождении показал, что применение этого метода увеличения нефтеотдачи позволило существенно нарастить добычу нефти на рассматриваемом месторождении.