Оценка денежного потока от реализации продукции

 

Денежный поток от реализации продукции (ДП) представляет собой зависимость во времени денежных поступлений и платежей при осуществлении проекта ГТМ:

 

                                                                       (4.10)

 

Где К – единовременные затраты, млн. руб.

Дисконтированный денежный поток в году t ДПД_t определяется по формуле:

 

                                                                       (4.11)

 

Где a_t - коэффициент дисконтирования, определяется по справочникам или прямым расчетом по принятой величине нормы дисконта Е.

Расчетный шаг – годовой.

На основе рассчитанных денежных потоков по вышеприведенным формулам определяются показатели эффективности базового и нового вариантов ИП - ЧД, ЧДД, ВНД, ИД, срок окупаемости инвестиций.

Чистый дисконтированный доход равен: 52,65 млн.руб

 

Таким образом, имеем:

 

ЧДД = 52,65 млн. руб. > 0, ИД =  > 1

СО=0,5 года

 

Тогда на рисунке 4.1 приведем график зависимости ЧДД от времени.

Рисунок 4.1 – График зависимости ЧДД от времени

 

Анализ экономической эффективности предложенного геолого-технического мероприятия показал, что для улучшения показателей разработки Осинского месторождения необходимо 15 млн. руб. инвестиционных вложений. Доход недропользователя за 3 года с учетом дисконтирования составит – 37,65 млн. руб.

В таблице 4.2 приведем итоги экономических расчетов.

Таблица 4.2 – Расчет показателей эффективности инвестиционного проекта

№ п.п.	Показатели	Ед. изм.	Год
				2015	2016	2017
1	Прирост реализованной нефти	тонн		9735	6490	3245
2	НДС	млн. руб.		11,1	7,4	3,7
3	Прирост выручки	млн. руб.		73	48,6	24,3
4	Прирост дохода	млн. руб.		61,9	41,2	20,6
5	Капитальные вложения	млн. руб.	15
6	Прирост эксплуатационных затрат	млн. руб.		20,4	13,6	6,8
7	Прирост прибыли	млн. руб.		41,5	27,6	13,8
8	Чистая прибыль	млн. руб.		33,2	22	11
9	Свободный поток наличности	млн. руб.	-15	18,2	40,2	51,2
10	Коэффициент дисконтирования (Е=15%)	Д. ед.	1	0,869	0,7561	0,6579
11	NPV (ЧДД)	млн. руб.		28,85	16,6	7,2
12	NPVcum (накопленный ЧДД)	млн. руб.	-15	13,85	30,45	37,65

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На 01.01.2017 г. объект находится на третьей стадии разработки, отобрано 57,8 % от НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,199.

Пластовое давление в начальный период составляло 11,8 МПа.

В дипломном проекте подробно рассмотрено геологическое строение месторождения, сделан полный анализ разработки башкирско-серпуховской залежей Осинского месторождения, выявлены сложности эксплуатации добывающих скважин, рассмотрен современный методы повышения нефтеотдачи пластов на основе кислотного гидроразрыва пластов, проведён анализ применения на объектах Осинского месторождения за 2016 – 2017 года, предложены пути увеличения эффективности работы добывающих скважин, подобраны скважины, обоснована методика применения кислотного гидроразрыва пластов, рассчитана экономическая эффективность.

При написании дипломного проекта был проанализирован большой объем теоретического и практического материала, проектных и нормативных документов, при этом были использованы программы, используемые в работе цеховых служб по контролю за разработкой нефтяных месторождений ЦДНГ-5 и современных технологий проведения кислотного гидроразрыва пластов на основе данных сервисного предприятия ЗАО «Уралнефтепрогресс». Использован опыт проведения обработок призабойной зоны пластов в других регионах России.

В результате проведённого анализа сделаны следующие выводы.

При качественном выполнении мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта на скважинах №№ 716,159, 891 планируется получить 37 т/сут нефти, прирост составит 29,5 т/сут. Дополнительная добыча за 3 года составит 19470 тонн. Проведение кислотного гидроразрыва пластов на Осинском месторождении позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения, увеличить эффективность использования подземного и наземного оборудования, получить дополнительную нефть.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1) Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов М.:Недра, 1990г.

2) Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995г.

3) Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений, М.:Недра,
1977г.

4) Иванова М.М., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. Для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000г

5) Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. Москва.: Недра, 1972г.

6) МуравьёвВ.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973г.

7) Регламент проведения Кислотного гидроразрыва пласта. ОАО «Когалымнефтепрогресс». Г.Когалым 2008г.

8) Экономидис М., Унифицированный дизайн проведения гидроразрыва пласта, Orsa Press, 2002г.

9) Система стандартов безопасности труда (ССБТ). ГОСТ.

10) Дополнение к технологической схеме разработки Осинского месторождения нефти. 2006 г. ООО «ПермНИПИнефть».

11)  Кнорринг Г.М. Справочная книга для проектирования электрического освещения. 1992г