Оптимизация точек ввода и расхода реагента-деэмульгатора
На объектах сбора и подготовки нефти
Таблица исходных данных
| Наименование показателей | Един. изм. | до оптимизации | после оптимизации |
| Количество дозаторов | шт | 115 | 103 |
| Стоимость дозатора реагента-деэмульгатора | тыс.руб. | 24,5 | 24,5 |
| Капитальные вложения | тыс.руб. | 2817,5 | 2523,5 |
| Норма амортизационных отчислений дозатора | % | 14,3 | 14,3 |
| Расход деэмульгатора на 1 т нефти | г/т | 117 | 105 |
| Средняя стоимость 1 т деэмульгатора | тыс.руб. | 47,6 | 47,6 |
| Затраты на деэмульгаторы | тыс.руб. | 25912,9 | 23255,2 |
| Нормативный срок службы дозатора | лет | 7 | 7 |
| Объем подготовки нефти | тонн | 4652900 | 4652900 |
| Ставка налога на имущество | % | 2,2 | |
| Ставка налога на прибыль | % | 24 | |
| Ставка дисконта | % | 15 | |
Расчет эффективности от оптимизации точек ввода и расхода реагента-деэмульгатора на объектах сбора и подготовки нефти
| Показатели | Годы | ||||
| 1 | 2 | 3 | |||
| Затраты на НИОКР | 500,0 | ||||
| 1.Инвестиционная деятельность | |||||
| разница стоимостей оборудования | 294,0 | ||||
| 2.Операционная деятельность | |||||
| а) Изменение энергетических затрат | 25,5 | 25,5 | 25,5 | ||
| б) Изменение затрат на материалы (реагенты-деэмульгаторы) | 314,5 | 314,5 | 314,5 | ||
| в) Изменение суммы амортизационных отчислений | 42,0 | 42,0 | 42,0 | ||
| г) Затраты НИОКР в себестоимости | 167,0 | 167,0 | 166,0 | ||
| Изменение эксплуатационных затрат (без аморт. и НИОКР)
| 340,0 | 340,0 | 340,0 | ||
| Изменение по налогу на имущество | 22,6 | 22,6 | 22,6 | ||
| Налог на прибыль | 137,2 | 137,2 | 136,9 | ||
| Чистые денежные поступления (чистая прибыль) | 225,4 | 225,4 | 225,7 | ||
| 3.Финансовая деятельность | |||||
| Поток наличности | 19,4 | 225,4 | 225,7 | ||
| Накопленный поток наличности | 19,4 | 244,8 | 470,5 | ||
| Дисконтированный поток наличности | 19,4 | 196,0 | 170,7 | ||
| Накопленный дисконтируемый поток наличности | 19,4 | 215,4 | 386,1 | ||
| Срок окупаемости простой, лет | в течение года | ||||
| Срок окупаемости дисконтированный, лет | |||||
Расчет эффективности замены ЭПУ на ШГНУ (Пример расчета)
Расчет изменения эксплуатационных затрат.
| № | п/п | Наименование показателей | ЭЦН-20 | ШГНУ | Изменения показателей |
| 1. | Дебит нефти | 3,8 | 3,8 | - | |
| 2. | Дебит жидкости | 20 | 20 | - | |
| 3. | Коэффициент эксплуатации | 0,86 | 0,93 | +0,07 | |
| 4. | Годовая добыча нефти, тонн | 1187 | 1294 | +107 | |
| 5. | Товарная нефть, тонн | 1164 | 1268 | +104 | |
| 6. | Затраты, зависящие от оборудования | 202164 | 136705 | -65459 | |
| в т.ч. | |||||
| 6.1. | Затраты на энергию для извлечения нефти, тыс.руб. | 50146 | 27848 | -22298 | |
| 6.2. | Амортизационные отчисления по оборудованию скважины | 69003 | 64600 | -4403 | |
| 6.3. | Аренда ЭПУ (без аммортиз.отчисл.) | 46554 | -46554 | ||
| 6.4. | Затраты на ПРС | 34181 | 35631 | +1450 | |
| 6.5. | Затраты на ТО и ТР наземного оборудования | 5206 | +5206 | ||
| 7. | Затраты, зависящие от объема добычи нефти и жидкости | 570305 | 621606 | +51301 | |
| 7.1. | Затраты на ППД (электроэнергия) | 17497 | 19071 | +1574 | |
| 7.2. | Затраты на сбор и транспорт нефти (электроэнергия) | 5811 | 6334 | +523 | |
| 7.3. | Затраты на подготовку нефти (реагенты, ингибиторы) | 41483 | 45215 | +3732 | |
| 7.4. | Налоги от объема реализации нефти | 503376 | 548657 | +45281 | |
| 8. | Увеличение (снижение) затрат | -14158 |
Расчет эффективности капитальных вложений.
|
|
|
| № | Наименование показателей | Ед. измер. | Значение |
| 1. | Изменение капитальных вложений | тыс. руб. | 171,262 |
| 2. | Уменьшение эксплуатационных затрат | тыс. руб. | 14,158 |
| 3. | Изменение выручки | тыс. руб | 228,688 |
| 4. | Изменение прибыли | тыс. руб. | 242,846 |
| 5. | Изменение налога на имущество | тыс. руб | 2,425 |
| 6. | Изменение налога на соц.сферу | тыс. руб | 3,430 |
| 7. | Изменение балансовой прибыли | тыс. руб | 236,99 |
| 8. | Изменение чистой прибыли | тыс. руб. | 165,8 |
| 9. | Изменение потока наличности | тыс. руб. | 161,4 |
| 10. | Срок окупаемости | лет. | 1,06 |
|
|
|
Примечание: Расчеты выполнены для варианта когда технический износ ЭПУ составляет 100% и подлежит замене.
Внедрение НКТ с внутренним полимерным покрытием
Таблица исходных данных
| Наименование показателей | Ед.изм. |
Варианты НКТ | |
| без покрытия | с покрытием | ||
| Годовой обьем внедрения | Км | 10 | |
| Средняя длина подвески НКТ в расчете на 1 скв. | М | 900 | |
| Стоимость 1 погонного метра НКТ | тыс.руб | 0,066 | 0,141 |
| Срок службы | Лет | 5 | 12 |
| Средняя стоимость ПРС (переменные затраты) | тыс.руб | 35 | |
| Норма амортизации | % | 9,20% | |
| Количество ПРС | Шт | 9 | 6 |
| Среднее время в ОПРС и ПРС | Сут | 11 | |
| Средний дебит нефти | тн/сут | 2,5 | |
| Цена нефти очищенная | руб. | 3200 | |
| Переменные затраты (с отчислениями) | руб. | 550 | |
Расчет внедрения НКТ с полимерным покрытием с учетом замены по годам.
| Наименование деятельности | Ед.изм. | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 10 | 11 | 12 |
| I.Инвестиционная деятельность | т.руб. | 750 | -660 | -660 | ||||||
| Увеличение стоимости НКТ с полимерным покрытием со стальной НКТ без покрытия | т.руб. | 750 | -660 | -660 | ||||||
| Экономия на сроке службы НКТ | т.руб. | 660 | 660 | |||||||
| II Операционная деятельность | т.руб. | |||||||||
| Увеличение выручки от снижения недоборов | т.руб. | 237,6 | 237,6 | 237,6 | 237,6 | 237,6 | 237,6 | 237,6 | 237,6 | 237,6 |
| Снижение затрат: | т.руб. | 22,4 | 22,4 | 22,4 | 22,4 | 22,4 | 22,4 | 22,4 | 22,4 | 152,1 |
| Снижение затрат на ПРС (по причине парафиноотложений в НКТ ) | т.руб. | 105 | 105 | 105 | 105 | 105 | 105 | 105 | 105 | 105 |
| Увеличение эксплуатационных затрат и отчислений от доп. добытой нефти | т.руб. | 13,6 | 13,6 | 13,6 | 13,6 | 13,6 | 13,6 | 13,6 | 13,6 | 13,6 |
| Увеличение амортизации | т.руб. | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | -60,7 |
| Увеличение общей прибыли | т.руб. | 258,6 | 258,6 | 258,6 | 258,6 | 258,6 | 258,6 | 258,6 | 258,6 | 388,3 |
| Увеличение налога на имущество | т.руб. | 13,6 | 12,2 | 10,9 | 9,5 | 8,10 | 0,65 | -4,87 | -11,99 | -10,77 |
| Увеличение балансовой прибыли | т.руб. | 246,4 | 246,8 | 249,2 | 249,6 | 252,0 | 258,4 | 263,9 | 271,0 | 400,5 |
| Налог на прибыль | т.руб. | 72,4 | 72,8 | 73,3 | 73,7 | 74,1 | 76,3 | 78,0 | 80,1 | 118,7 |
| Чистая прибыль | т.руб. | 169,0 | 170,0 | 170,9 | 171,9 | 172,9 | 178,1 | 181,9 | 186,9 | 276,9 |
| Снижение убытка в результате преждевременного списания | т.руб. | 360,0 | 360,0 | |||||||
| III Финансовая деятельность | ||||||||||
| Поток наличности | т.руб. | 238,0 | 239,0 | 239,9 | 240,9 | 241,9 | 607,1 | 250,9 | 615,9 | 216,2 |
| в том числе амортизация | т.руб. | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | 69,0 | -60,7 |
| Дисконтированный поток наличности | т.руб. | 238,0 | 207,8 | 181,4 | 158,4 | 138,3 | 301,8 | 71,3 | 152,2 | 46,5 |
| Чистая текущая стоимость | т.руб. | -512,0 | 207,8 | 181,4 | 158,4 | 138,3 | 630,0 | 71,3 | 315,4 | 46,5 |
| Накопленная ЧТС | т.руб. | -512,0 | -304,2 | -122,8 | 35,6 | 173,9 | 803,9 | 1157 | 1473 | 1519 |
| Срок окупаемости | Лет | 3,8 |
|
|
|
Примечание: В данном примере за базу сравнения традиционно приняты стальные НКТ, хотя в варианте сравнения за базу можно принять любые интересующие НКТ: с порошковым покрытием, силикатным покрытием, биметалические и т.д.
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 277; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!