Экономическое обоснование ЗБС

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение	3
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ	4
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ	7
АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА К РИСКУ	11
Заключение	21
Список литературы	22

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

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.

Одним из таких методов  является бурение боковых стволов  на Рямном месторождении. Применение этого метода увеличения нефтеотдачи позволяет восстанавливать бездействующие скважины, тем самым, увеличивая добывающий фонд, а также увеличить зону дренирования скважины, что ведет к росту дополнительной добычи нефти.

Зарезка боковых стволов - это одна из наиболее эффективных  технологий, позволяет добиться повышения  добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Технико-экономические расчеты подтверждают эффективность эксплуатации боковых стволов для всех типов залежей. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.

 

 

1. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

 

В данном расчете обосновывается экономическая целесообразность бурения боковых стволов в реальных условиях.

Показателями экономической  эффективности мероприятия являются:

1. Поток денежной наличности.

2. Чистая текущая стоимость.

3. Срок окупаемости затрат.

4. Внутренняя норма рентабельности проекта.

5. Чувствительность проекта к риску.

 

Расчет по системе  выше перечисленных показателей  производится с 2012 года по следующей  методике:

 

  ПДН_t = B_t – И_t – K_t – H_t ;                                              (1.1)

 

где  ПДН_t - поток денежной наличности полученный в t-ом году, тыс.руб.;

       B_t - выручка от реализации продукции в t-ом году, тыс.руб.;

       И_t - текущие затраты в t-ом году, тыс.руб.;

       K_t - капитальные затраты в t-м году, тыс.руб.;

      H_t - налоги, выплачиваемые в t-ом году, тыс.руб.

При расчете выручки  по формуле (1.1) следует использовать цены предприятия на нефть и газ без учета налога на добавленную стоимость:

             ;                                                (1.2)

 

где   n - количество производимых углеводородных продуктов,

Q_i - объём реализации i-го углеводородного продукта, тыс.т, (млн.м³);

Ц_i - цена на i-й продукт, руб./т (руб./тыс. м³).

Текущие затраты (И_t) представляют собой затраты на добычу нефти и газа без амортизационных отчислений.

Капитальные затраты (K_t) представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек

Расчёт налогов (Ht) в формуле (1.1) предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат, и налога на прибыль. Для расчета налога на имущество рассчитывается сумма амортизационных отчислений и среднегодовая стоимость вводимого проектом разработки имущества по годам разработки. Для расчета налога на прибыль рассчитывается сумма прибыли от реализации.

После расчета годовых потоков  денежной наличности (ПДН_t) рассчитывается накопленный поток (НПДН_t) за весь период разработки месторождения:

;                                                                   (1.3)

 

где      t – текущий год разработки месторождения;

 Т - период разработки месторождения.

Накопленный поток денежной наличности за весь период разработки (НПДН_t) показывает, сколько наличных средств накопится на расчетном счете предприятия от реализации выбранного варианта разработки месторождения.

Поскольку результаты и  затраты осуществляются в различные  периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к расчетному году (t_p),   предшествующему началу разработки месторождения. Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле (1.4):

                                                 

   _;                                                    (1.4)

 

где      α_t - коэффициент дисконтирования для t - го года,

  Е_н - нормативный коэффициент приведения.

Нормативный коэффициент  приведения численно равен эффективности инвестиций на рынке капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год. Нефтяные компании в своей практике экономического обоснования проектов разработки месторождений принимают норму дисконта на уровне 15% (с учетом дополнительных рисков вложений).

Для учёта инфляционных процессов, когда темп инфляции стабилен по годам, можно использовать следующую формулу для дисконтирования:

   ;                                            (1.5)

где i - годовой коэффициент инфляции.

Дисконтированный годовой  поток денежной наличности (ДПДН_t) можно определить по формуле:

ДПДН_t = ПДН_t ∙ a_t;                                                (1.6)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

;                                                                   (1.7)

Экономический эффект от проведенного ремонта:

                                          (1.8)

Чистая текущая стоимость  проекта за весь период разработки месторождения (ЧТС_t) является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.

 

 

 

2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

 

Исходные данные для  расчета представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Исходные данные

Исходные данные	Единица измерения	Показатели
Объем внедрения зарезки  боковых стволов (ЗБС)	скв.	1
Цена на нефть	руб.	4100
Прирост добычи нефти  на 1 скв.	т/сут	18
Стоимость ЗБС	млн. руб.	13675
Коэффициент эксплуатации Кэ		0,95
Себестоимость 1 тоны нефти	руб	2870

 

Данные для расчета  проведения мероприятия представлены в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2

Расчет стоимости ремонта (КР 6-1.2)

Показатели	единица измерения	тариф	количество	сумма
1. Тарифные ставки:
бурильщик 6-го разряда	руб/час	37,53	1	20266,2
помбур 5-го разряда	руб/час	36,17	2	39063,6
машинист подъемного агрегата 5-го разряда	руб/час	34,56	1	18662,4
2.  Продолжительность  ремонта	час	540
3. Процент премирования	%	80	77992	62393,76
4. Северная надбавка	%	50	140385,76	70192,2
5. Районный коэффициент	%	70	140385,76	98270
6. Стоимость проводки  бокового ствола	руб/м	20943,06	582	12188860,92
9.  Затраты на спецтехнику  за 1час работы
агрегат «KВ-210»	руб/час	1680,12	540	907624,8
трактор	руб/час	687,35	96	65985,6
кран	руб/час	977,25	96	93816
цементировочный агрегат ЦА- 320 (2 шт)	руб/час	1890,37	24	45368,88
геофизическая служба	руб/час	3325	12	39900
гидроманипулятор ИФ-300С (Фискарс)	руб/час	856,5	24	20556
полуприцеп-тяжеловоз (трал)	руб/час	720,1	12	8641,2
автоцистерны (3шт)	руб/час	295,14	24	7083,6
трубовоз	руб/час	605,18	12	7262,16
ИТОГО	13675000

 

Расчет показетелей экономической эффективности проекта зарезки второго ствола на скважине № 825 Рямного месторождения за 2012-2018 годы приведен  в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Расчет эк. эффективности зарезки бокового ствола в скважине №825

№	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	1,78	1,71	1,65	1,58	1,51	1,44
5	Поток денежной наличности	млн. руб.	-4,43	7,12	6,85	6,58	6,31	6,04	5,77
6	Накопленный поток денежной наличности	млн. руб.	-4,43	2,69	9,55	16,13	22,44	28,48	34,25
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	6,19	5,18	4,33	3,61	3,00	2,50
9	Чистая текущая стоимость	млн. руб.	-4,43	1,76	6,95	11,27	14,88	17,89	20,38