25317 (Рославльское нефтяное месторождение), страница 10
Описание файла
Документ из архива "Рославльское нефтяное месторождение", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "геология" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "геология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "25317"
Текст 10 страницы из документа "25317"
5.скважина №536 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3
6.скважина №541 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3
7.скважина №612 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3
Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут
Таблица № 5.1
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 | 5000 |
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 | 7200 |
12 | Среднесписочная численность ППП | чел | 980 |
13 | Среднегодовая стоимость основных производственных фондов | млн. руб. | 4487 |
14 | Годовая добыча нефти в 2007году | тыс. т | 1389,6 |
5.2 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели
5.2.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации
Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:
Q(q) = q * T *Кэ * N, (5.1)
где q – прирост среднесуточного дебита, т/сут;
Т – время работы скважины в течение года, сут;
N – количество оптимизированных скважин, ед.
Кэ – коэф-т эксплуатации скважин, ед.
Q2007 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.
Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:
Пт = Q * Цн / Чп, (5.2)
где Пт – повышение производительности труда, руб/чел;
Q – прирост добычи, тн;
Цн – цена одной тонны нефти, руб;
Чп – среднесписочная численность ППП, чел;
Пт = 83959,6 * 7200/980 = 616,8 тыс.руб/чел.
Также ведёт к увеличению фондоотдачи:
Фо = Q * Ц/Сопф, (5.3)
где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);
Фо – прирост фондоотдачи.
Фо = 83959,6 * 7200/4487000 = 134,72 руб/тыс.руб.
Снижение себестоимости добычи нефти (С) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):
С = Зпос (1/Q – 1/(Q + Q)), (5.4)
где Зпос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс.руб;
Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.
С = 1545,1 * 0,48 *(1/1389,6-1/(1389,6+83,9)) = 2,9 руб/т.
Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:
Прреал = Qреал * (Ц - (с/с -С)), (5.5)
где Прреал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;
Qреал – дополнительно реализованная нефть, т;
Ц – цена реализации нефти (руб);
с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;
С – снижение себестоимости нефти.
Прреал = 83,9 * (7200 – 5000 + 2,9) = 184823,3 тыс.руб.
Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:
Прчист = Прреал – Нпр, (5.6)
где Нпр – величина налога на прибыль, руб;
Прчист = 184823,3 – 184823,3 * 0,26 = 136769,2 тыс.руб.
И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 136769,2 тыс.руб.
5.3 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия
5.3.1 Расчет капитальных и текущих затрат
Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (Q).
Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.
Объём дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.
Цена за 1 тонну нефти равна 7200 руб.
Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.
Количество оптимизированных скважин 2007 году 7 штук.
Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.
Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:
В (Q) = Q * Цн, (5.7)
где Q – объём дополнительной добычи нефти, тыс.руб;
Цн – цена 1 тонны нефти, тыс.руб.
В (Q) = 83,9 * 7200 = 604080 тыс.руб.
Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:
Иt = Идоп + Имер2, (5.8)
где Идоп – затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти,руб;
Имер – затраты на проведение мероприятия.
Идоп = Q * с/с * дуп / 100, (5.9)
где с/с – себестоимость нефти, руб/тонну;
дуп – удельный вес условно-переменных затрат, %.
Идоп = 83,9 * 5000 * 0,51 = 213945 тыс.руб.
Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:
Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (5.10)
где С1ГРП – стоимость одного ГРП, руб;
Nскв – количество скважин, ед.
Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс.руб.
Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:
И1 = 213945 + 3129,43 = 217074,4 тыс.руб;
Определяем величину налога на прибыль (Нпр).
Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:
Пнал.обл. = В - И (5.11)
где В – прирост выручки от реализации, тыс.руб.;
И – текущие затраты, тыс.руб.
Пнал.обл1 = 604080 – 217074,4 = 387005,6 тыс.руб.;
Пнал.обл2 =387005,6 тыс.руб.;
Пнал.обл3 = 387005,6 тыс.руб.
Нпр = Пнал.обл * Nпр / 100, (5.12)
где Нпр – ставка налога на прибыль, % (принять 26%);
Нпр1 = 387005,6 * 26 / 100 = 100621,5 тыс.руб.;
Нпр2 = 100621,5 тыс.руб.;
Нпр3 = 100621,5 тыс.руб.
5.3.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Прирост годовых денежных потоков (ДПt) рассчитывается по формуле:
ДПt = Вt - Иt - Нt (5.13)
ДП1 = 604080 – 217074,4 – 100621,5 = 286384,1 тыс.руб.;
ДП2 = 286384,1 тыс.руб.;
ДП3 = 286384,1 тыс.руб.
Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:
ПДНt = ДПt (5.14)
ПДН1 = 286384,1 тыс.руб.;
ПДН2 = 286384,1 тыс.руб.;
ПДН3 = 286384,1 тыс.руб.
Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:
НПДН = ПДН, (5.15)
НПДН1 = 286384,1 тыс.руб.;
НПДН2 = 286384,1 + 286384,1 = 572768,2 тыс.руб.;
НПДН3 = 286384,1 + 572768,2 = 859152,3 тыс.руб.;
Коэффициент дисконтирования – по формуле:
t = (1 + Енп)-t, (5.16)
1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;
2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;
3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.
Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:
ДПДНt = ДПt * , (5.17)
ДПДН1 = 286384,1* 0,9091 = 260351,7 тыс.руб.;
ДПДН2 = 286384,1* 0,8264 = 236667,8 тыс.руб.;
ДПДН3 = 286384,1* 0,7513 = 215160,4 тыс.руб.
Чистая текущая стоимость – по формуле:
ЧТСt = ДПДНt, (5.18)
ЧТС1 =260351,7 тыс.руб.;
ЧТС2 = 260351,7 + 236667,8 = 497019,5 тыс.руб.;
ЧТС3 =215160,4 + 497019,5 = 712179,9 тыс.руб.;
Результаты расчёта сведены в таблицу № 5.2.
Таблица 5.2.
Расчёт экономических показателей
Показатели | Ед.изм. | 2007 | 2008 | 2009 |
Капитальные вложения | тыс.руб | - | - | - |
Прирост добычи нефти | тыс.тонн | 83959,6 | 83959,6 | 83959,6 |
Прирост выручки от реализации | тыс.руб | 604080 | 604080 | 604080 |
Текущие затраты | тыс.руб | 217074,4 | 217074,4 | 217074,4 |
Прирост прибыли | тыс.руб | 387005,6 | 387005,6 | 387005,6 |
Прирост суммы Налоговых выплат | тыс.руб | 100621,5 | 100621,5 | 100621,5 |
Денежный поток | тыс.руб | 286384,1 | 286384,1 | 286384,1 |
Поток денежной наличности | тыс.руб | 286384,1 | 286384,1 | 286384,1 |
Накопленный ПДН | тыс.руб | 286384,1 | 572768,2 | 859152,3 |
Коэффициент дисконтирования (Енп=0,1) | Д.ед | 0,9091 | 0,8264 | 0,7513 |
Дисконтированный ПДН | тыс.руб | 260351,7 | 236667,8 | 215160,4 |
Чистая текущая стоимость | тыс.руб | 260351,7 | 497019,5 | 712179,9 |
5.3.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям.
На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:
-
годовая добыча (-30%; +10%);
-
цены на нефть (-10%; +20%);
-
текущие затраты (-25%; +15%);
-
налоги (-15%; +25%).
Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).
Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс.руб.
Таблица 5.3.
Показатели | Обознач | 2007 | 2008 | 2009 |
Прирост добычи нефти,т | Qt | 58771,72 | 58771,72 | 58771,72 |
Прирост выручки от реализации | Вt | 422856 | 422856 | 422856 |
Текущие затраты | Иt | 217074,4 | 217074,4 | 217074,4 |
Прирост прибыли | ПРt | 205781,6 | 205781,6 | 205781,6 |
Налог на прибыль и имущество | Нпр | 53503,2 | 53503,2 | 53503,2 |
Капитальные затраты | Кt | - | - | - |
Поток денежной наличности | ПДНt | 152278,4 | 152278,4 | 152278,4 |
Накопленный ПДН | НПДНt | 152278,4 | 304556,8 | 456835,2 |
Коэффициент дисконтирования | 0,9091 | 0,8264 | 0,7513 | |
Дисконтированный ПДН | ДПДНt | 138436,3 | 125842,9 | 114406,8 |
Чистая текущая стоимость | ЧТСt | 138436,3 | 264279,2 | 378686 |
Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс.руб.
Таблица 5.4.
Показатели | Обозначения | 2007 | 2008 | 2009 |
Прирост добычи нефти,т | Qt | 92355,6 | 92355,6 | 92355,6 |
Прирост выручки от реализации | Вt | 664488 | 664488 | 664488 |
Текущие затраты | Иt | 217074,4 | 217074,4 | 217074,4 |
Прирост прибыли | ПРt | 447413,6 | 447413,6 | 447413,6 |
Налог на прибыль и имущество | Нпр | 116327,5 | 116327,5 | 116327,5 |
Капитальные затраты | Кt | - | - | - |
Поток денежной наличности | ПДНt | 331086,1 | 331086,1 | 331086,1 |
Накопленный ПДН | НПДНt | 331086,1 | 662172,2 | 993258,3 |
Коэффициент дисконтирования | 0,9091 | 0,8264 | 0,7513 | |
Дисконтированный ПДН | ДПДНt | 300990,4 | 273609,6 | 248745 |
Чистая текущая стоимость | ЧТСt | 300990,4 | 574600 | 823345 |
Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс.руб.