Обоснования мероприятий и анализ научно-технического развития «СНГДУ-2»

Основные направления научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

1. Повышение среднего дебита на новых скважинах за счёт улучшения первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, за счёт ГРП и за счёт бурения горизонтальных скважин.

2. Повышение среднего дебита за счёт совершенствования системы регулирования выработки запасов, снижения темпа обводненности, повышение уровня надёжности оборудования и межремонтного периода , оптимизация режима работы системы скважина-пласт, систематическая работа с призабойной зоной пласта, совершенствование работ по текущему и капитальном ремонту скважин.

3. Повышение эффективного использования разведанных запасов нефти, конденсата и соответствующих компонентов за счет использования тепловых и физико-химических методов .

4. Энерго- и ресурсосбережение, обеспечение прогрессивных норм расходов материально-технических ресурсов.

Гидравлический разрыв пласта используется для повышения нефтеотдачи пластов месторождений вступивших в третью и четвертую стадии разработки, а также для освоения новых месторождений, где коллекторские свойства пластов оставляют желать лучшего.

В предыдущих частях курсового проекта был рассмотрен гидравлический разрыв пласта как элемент разработки месторождения, техника и технология гидроразрыва. Произведена оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов.

В этой части проводится экономическое обоснование целесообразности проведения ГРП.

Методика технологического обоснования НТП

Научно технический прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТМ.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Год, предшествующий получению технологического эффекта называется расчетным годом.

Экономический эффект считается в виде потока денежной наличности.

Поток денежной наличности ПДН представляет из себя прирост прибыли чистой DП + амортизация А - капитальные вложения К.

ПДН определяется за каждый год расчетного периода.

ПДН=DП+ А - К (4.1)

DП=DВр – З_тек – А – Н (4.2)

где:

D Вр - прирост выручки от реализации;

DВр = DQ × Ц (4.3)

З_тек - затраты текущие;

Н - налоги; DQ - прирост продукции;

Прирост добычи

Q= q × n × 365 × К_э, (4.4)

Где:

Q - добыча; q - суточная добыча; n - количество скважин;

К_э - коэффициент эксплуатации.

1) DQ =Dq× n_скв × 365 × К_э · n_в/100*p_н (4.5)

2) DQ = q ×Dn × 365 × К_э (4.6)

3) DQ = q × n × 365 × DК_э (4.7)

Затраты текущие подсчитываются по следующей формуле:

З_тек = З_мер + З_{доп.доб}, (4.8)

где:

З_мер - затраты на мероприятие;

З _{доп.доб} - затраты на дополнительную добычу.

Затраты на мероприятие - затраты непосредственно связанные с проведением данного мероприятия и включенные в себестоимость.

З_мер= С/С_ед × n, (4.9)

где: n - количество проведенных мероприятий.

З_{доп.доб} = DQ × З_ус.-пер , (4.10)

где:

З _ус.-пер - условно переменные затраты.

З _ус.-пер = с/с × d_y_.пе_p / 100, (4.11)

где: d_у.пер - удельный вес условно переменных затрат, принят 36,5 %.

Капитальные затраты - единовременные затраты и они не включаются в себестоимость продукции, связаны с финансированием НИР и приобретением основных средств.

В рассматриваемом в настоящем проекте расчете не будут учитываться капитальные затраты, ввиду их отсутствия при проведении обработки ГРП.

Расчетный период определяется следующим образом:

1. Если мероприятие связано с приобретением и установкой оборудования (основных средств), расчетный период принимается равным сроку службы оборудования.

2. Если мероприятие связано с интенсификацией добычи нефти, расчетный период равен 4 годам.

3. Во всех остальных случаях расчетный период равен 3 годам плюс время, связанное с научными разработками.

Коэффициент дисконтирования.

Для учета фактора времени путем применения коэффициента дисконтирования осуществляется приведение разновременных результатов и затрат к одному моменту времени.

a=(1+Е) ^tp-^t (4.12)

где:

Е - норма дисконта, показывает процент доходности на капитал, в стабильных условиях принимается равным 0,15.

tp - расчетный год; t-текущий год, показатели которого приводятся к расчетному году.

Поток денежной наличности рассчитывается нарастающим итогом до конца расчетного периода (накопленный поток денежной наличности).

НПДН=S ПДН (4.13)

НПДН умножается на коэффициент дисконтирования

соответствующего года и получается показатель, который называется

чистая текущая стоимость.

ЧТС= НПДН × a (4.14)

ЧТС и ПДН являются показателями, характеризующими выгоду предприятия от проведения мероприятия, причем ПДН соответствует поступлению денежных средств на расчетный счет предприятия. ЧТС представляет собой базу для принятия решения, при ЧТС = 0 - внедрение мероприятия.

При обосновании одного варианта проекта для принятия решения достаточно чтобы ЧТС имела знак (+). При обосновании нескольких вариантов, выбор осуществляется по наибольшей величине ЧТС.

Исходные данные

Исходные данные необходимые для расчета были взяты из годовых отчетов планового отдела, за исключением цены на нефть и себестоимости. Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем примерные цифры. Расчетный период – 4 года

Таблица 4.1

Расчетные данные

Показатели		Года
Показатели	Ед. измер.	2009	2010	2011	2012
Число ГРП	шт.	69	-	-	-
Стоимость проведения ГРП	тыс. руб.	2000	-	-	-
Цена нефти	руб.	2000	2300	2500	2750
С/С нефти	руб.	860	1000	1600	1980
Коэффициент эксплуатации.	-	0,95	0,95	0,95	0,95
Удельный вес условно переменны затрат	%	36,5	36,5	36,5	36,5
Прирост дебита после ГРП	т/сут	35,9	26,4	15,7	8,9

Данные вычислений сведем в таблицу:

Таблица 4.2

Расчет ЧТС

Показатели	Ед. измерения	года
Показатели	Ед. измерения	2009	2010	2011	2012
1.Дополнит. Добыча	тыс. тонн	2353,25	1730,52	1029,14	583,40
2.Прирост выручки	тыс. руб.	4706490,00	3980196,00	2572837,50	1604336,25
3.Текущие затраты	тыс. руб.	876683,61	631639,80	601014,84	421619,57
3.1.Затраты по мер	тыс. руб.	138000	0	0	0
3.2.Затраты на доп.доб.	тыс. руб.	738683,61	631639,80	601014,84	421619,57
4.Прибыль от реализ.	тыс. руб.	3829806,39	3348556,20	1971822,66	1182716,68
5.Налог на прибыль	тыс. руб.	919153,53	803653,49	473237,44	283852,00
6.ПДН	тыс. руб.	2910652,86	2544902,71	1498585,22	898864,68
7.НПДН	тыс. руб	2910652,86	5455555,57	6954140,79	7853005,47
8.Коэф. дисконтирования	-	0,870	0,756	0,658	0,572
9.ДПДН	тыс. руб.	2531002,49	1924312,07	985344,11	513928,80
10.ЧТС	тыс. руб.	2531002,49	4455314,56	5440658,67	5954587,46

Результаты расчетов представлены в таблице 4.2, на рис 4.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости при проведении ГРП.

Рис. 4.1.

Профили НПДН и ЧТС.

Анализируя данные таблицы 4.2 и рисунка 4.3 заметно, что затраты на ГРП окупаются в первый год. А поток денежной наличности и чистая текущая стоимость накапливаются с первого года проведения ГРП. Поток денежной наличности 2009-2012 г. составил 898864,68тыс.руб.

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 572; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 6 7 8 91011 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!