Экономическая оценка результативности проекта доразведки на Милорском лицензионном участке

Основные фонды геологических предприятий. Расчет необходимых капитальных вложений. Определение стоимости бурения добывающей, нагнетательной и резервной скважин. Промысловое обустройство месторождения. Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.02.2013
Размер файла 266,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчет необходимых капитальных вложений

Основные фонды геологических предприятий играют важную роль в производственной деятельности. От их состава, технического уровня и интенсивности использования во многом зависит не только выполнение геологического задания, но и качество получаемой геологической информации, сроки проведения работ и экономические показатели работы организации. Эффективность их применения самым непосредственным образом влияет на себестоимость работ, производительность труда, прибыль, рентабельность.

Капитальные вложения в проект рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку с 2007г. до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство.

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины и типа скважины, а также количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения. Капитальные затраты на бурение скважин в i-ом году рассчитываются по формуле:

(1.1)

Где Кскв - стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.;

Nсквi - ввод скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв.;

i - индекс текущего года.

Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:

(1.2)

Где Т - продолжительность периода расчета (10лет).

Таблица 1.1. Расчет стоимости строительства семи рекомендуемых к бурению скважин

№ п/п

Название скважины

Проектная глубина,м

Стоимость 1 п.м., тыс. руб.

Стоимость всего, тыс. руб.

14

Разведочная

2750

20

52910,72

16

Разведочная

2750

20

52910,72

17

Разведочная

2750

20

52910,72

18

Разведочная

2750

20

52910,72

19

Разведочная

2750

20

52910,72

23

Разведочная

2750

20

52910,72

24

Разведочная

2750

20

52910,72

Итого

370375

Таблица 1.2. Промысловое обустройство месторождения

Показатели

Данные, тыс.руб./скв.

Итого для 7 скважин,тыс.руб.

Кусты скважин

162

149592

Нефтесборные сети

119,85

8389

Подъезды к кустовым площадкам

76,7

5369

Эл/снабжение кустовых площадок

23,57

1650

Итого

165000

По результатам таблицы капитальные затраты составят 535375 млн.руб.

2. Расчет эксплуатационных затрат

Экономический эффект рассчитывается на 10 лет эксплуатации. Добычу планируется начать с третьего года работ. В связи с особенностью месторождения планируются начальные дебиты 28,57 т/сут. С последующим ежегодным уменьшением на 10%. Расчет добычи ведется при условии работы скважины в течении 330 дней.

Таблица2.1. Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин

Годы

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Суточный дебит, т

0,00

0,00

28,57

25,71

23,14

20,83

18,75

16,87

15,18

13,67

Годовая добыча ,т

66000

59400

53460

48114

43302,6

38972,3

35075,1

31567,6

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты определяются по видам расходов - статьям калькуляции. При расчете затрат за основу принимается калькуляция (смета затрат) на весь объем производства.

Таблица 2.2 Расчет текущих затрат

Годы

Вспомогательные материалы, млн.руб.

Топливо, млн.руб.

Энергия, млн.руб.

Заработная плата, млн.руб.

Прочие расходы, млн.руб.

Итого, млн.руб.

2007

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2008

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2009

1,955

1,890

2,089

97,0

1877,066

1980,0

2010

2,689

1,769

1,905

97,0

1678,637

1782,0

2011

2,980

0,900

2,891

99,0

1498,119

1603,8

2012

2,873

0,960

2,870

97,7

1338,997

1443,4

2013

2,870

1,050

2,900

97,7

1194,48

1299,0

2014

2,900

1,089

2,555

97,7

1064,856

1169,1

2015

2,900

1,058

2,900

97,7

947,642

1052,2

2016

2,560

0,999

2,700

97,7

843,041

947,0

3. Расчет показателей экономической эффективности внедрении проекта

Обоснование предлагаемого к реализации проекта предполагает оценку экономической эффективности данного мероприятия по основным критериям, предъявляемых международными стандартами к оценке инвестиционных проектов на основе методики Мирового банка реконструкции и развития.

К основным критериям экономической целесообразности проекта относятся:

1. поток денежной наличности и чистая текущая стоимость за весь период эксплуатации;

2. срококупаемостипроекта;

3. коэффициентотдачикапитала;

4. чувствительностьпроекта к риску.

Экономическая эффективность капитальных вложений в проект может быть определена на основе дисконтных вычислений по приведению связанных с реализацией проекта расходов и доходов к моменту времени (расчетному году).

Дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). Уровень коэффициента дисконтирования может также учитывать и риск осуществляемых инвестиций.

Дисконтные вычисления основаны на том, что стоимость рубля, затраченного и полученного в разные годы, будет неодинакова, а потому простое их алгебраическое суммирование не даст реального эффекта.

Расчет чистой текущей стоимости (ЧТС), т.е. разности между текущей, дисконтированной на базе расчетной ставки, процентной стоимостью поступлений от инвестиций и величиной капитальных вложений проводится в следующем порядке.

Соответственно каждому году проводится расчет денежного потока наличности (ПДН), сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных доходов, которая остается в распоряжении организации и не может быть изъята. Положительное значение ПДН отражает избыток наличных средств, а отрицательное - дефицит наличности.

ПДН определяется по формуле3.1:

(3.1)

где ДВi - изменение выручки, после реализации проекта в году i, руб.;

Зтекi - текущие затраты предприятия i-го года, руб.;

Кi - капитальные вложения, осуществляемые в году i, руб.;

Нi - налоги, относимые на финансовый результат, руб.;

i - год, для которого ведется расчет.

Расчет дополнительной выручки

Прирост выручки может быть вызван либо увеличением объема добычи нефти и газа (вследствие увеличения фонда добывающих или нагнетательных скважин, перевода поисково-разведочных скважин в действующий фонд, применения методов увеличения нефтеотдачи и проч.), либо повышением цены на углеводородные продукты.

Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти и газа (В) рассчитывается по формуле:

Вi = Qi ? Цcp, (3.2)

Увеличение объема реализации также может быть обусловлено сокращением потерь нефти и газа, достигаемое в результате проведения инновации.

Расчет прироста налогов

К дополнительным налогам (не включенным в состав себестоимости) относятся прирост налога на имущество (Ним), если имеет место увеличение имущества предприятия (ввод в эксплуатацию новых основных средств), а также прирост налога на прибыль(Нпр).

Стоимость имущества организации складывается из стоимости основных средств и нематериальных активов. Для основных средств налог составляет 2,2% от их остаточной стоимости, которая представляет собой неамортизированную часть основных средств и определяется по формуле:

, (3.3)

где n - ставка налога на имущество, д.ед;

(3.4)

где СПП - первоначальная стоимость основных средств, руб.;

А - годовые амортизационные отчисления основных средств, руб.;

t - период эксплуатации основных средств, лет.

Поскольку в результате инвестиций формируются вновь вводимые основные средства предприятия, то их первоначальная стоимость (СПП) будет соответствовать общей сумме капитальных затрат:

СПП = Кi. (3.5)

Годовая сумма амортизационных отчислений определяется исходя из нормы амортизации и первоначальной стоимости основных средств (при линейном способе начисления):

Аi = СПП ? Nа (3.6)

где Nа - норма амортизации основных средств или износа нематериальных активов, дол. ед.

(3.7)

где Т - срок полезного использования объекта.

Срок полезной эксплуатации объектов основных средств: для нефтяных скважин - 15 лет, для оборудования для нефтедобычи - 5 лет, для промыслового обустройства - 10 лет.

Таблица 3.1. Расчет налога на имущество

Годы

Затраты на бурение, млн.руб

Затраты на обустройство, млн.руб

Амортизационные отчисления на бурение, млн.руб

Амортизационные отчисления на бурение, млн.руб

Спп, тыс. руб.

Ним, тыс.руб.

2007

370375

165000

24815,13

16500

494059,88

10869,32

2008

24815,13

16500

452744,75

9960,38

2009

24815,13

16500

411429,63

9051,45

2010

24815,13

16500

370114,5

8142,52

2011

24815,13

16500

328799,38

7233,59

2012

24815,13

16500

287484,25

6324,65

2013

24815,13

16500

246169,13

5415,72

2014

24815,13

16500

204854,00

4506,79

2015

24815,13

16500

163538,88

3597,86

2016

24815,13

16500

122223,75

2688,92

Налог на прибыль

Расчет прироста налога на прибыль определяется по формуле:

Нпрi = Прi ? n , (3.8)

где Прi - прирост прибыли от реализации в i-м году, руб.;

n - ставка налога на прибыль, д. ед.

Ставка налога на прибыль в долях единиц на 2005 год равна 0,20.

Если прирост прибыли обусловлен дополнительной реализацией продукции, он рассчитывается следующим образом:

Прi = Вi - ЗТЕК - Аi - Нимi , (3.9)

Для оценки эффективности проекта необходимо определить, окупятся ли единовременные (капитальные) вложения в проект и какой они принесут доход за период действия проекта. С этой целью определяется накопленный поток денежной наличности. После проведения расчетов всех данных показателей определяются годовые приросты потока денежной наличности (по формуле3.1), затем производится их суммирование для расчета накопленного за расчетный период потока денежной наличности (НПДН). Накопленный поток денежной наличности показывает, сколько дополнительных наличных денежных средств поступит на расчетный счет в результате проведения инноваций.

НПДН рассчитывается последовательным суммированием денежных потоков наличности за предшествующие годы по формуле:

(3.10)

НПДН рассчитывается без учета стоимости рубля в первый и последующие годы реализации проекта. С учетом разницы в стоимости рубля рассчитывается дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН) и чистая текущая стоимость (ЧТС).

Дисконтированный поток денежной наличности определяется по формуле:

(3.11)

где ДПДНi - дисконтированный поток денежной наличности в i-ом году;

ПДН - поток денежной наличности в i-ом году;

бi - коэффициент дисконтирования в i-ом году.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, возникает необходимость их приведения к одному периоду. При экономическом обосновании инвестиционных проектов в качестве расчетного года, к которому осуществляется приведение, принимается первый (или предшествующий первому, т.е. нулевой) год. Приведение (дисконтирование) осуществляется при помощи коэффициента дисконтирования (t), который определяется отдельно для каждого года расчетного периода.

Коэффициент дисконтирования показывает во сколько раз рубль года t меньше рубля расчетного момента и рассчитывается по формуле:

(3.12)

где бt - коэффициент дисконтирования в году t, доли единицы;

Ен - норма дисконта, доли единицы;

Кинф - коэффициент инфляции, доли единицы;

Тр - расчетный год;

Тт - текущий год.

При подсчете НПДН, если доходы выражены в номинальном исчислении, т.е. без учета инфляции, ставка процента также должна быть номинальной. Если доходы выражены в реальных величинах, то ставка процента должна также выражаться в реальном исчислении.

Норма дисконта характеризует эффективность инвестиций. В условиях стабильной экономики его принимают на уровне 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год.

Накопленный за весь расчетный период дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС), характеризующую реальный (чистый) доход с учетом фактора времени:

ЧТС проекта определяется путем суммирования ДНДН каждого года за жизненный цикл проекта.

(3.13)

где ДПДНi - дисконтированный поток денежной наличности в году i, руб.

Т - жизненный цикл проекта, принимается исходя из сроков реализации проекта, включая время создания предприятия (производства), время его эксплуатации и ликвидации.

Расчет потока денежной наличности и ЧТС бурения семи разведочных скважин представлен в табл4.1.

Год в котором ЧТС меняет знак с «-» на «+», является годом окупаемости проекта.

Срок окупаемости инвестиций (Ток) - это период времени, за который накопленный доход становится равным сумме инвестиций. Он показывает тот момент, в который инвестор начинает получать прибыль (рис3.1)

Срок окупаемости показывается на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени.

геологический скважина бурение месторождение

Рис. 3.1

Точка пересечения профиля ЧТС с осью абсцисс представляют собой срок окупаемости инвестиций (Ток),в нашем случае срок окупаемости Ток ? 4 года.

Для оценки эффективности капитальных вложений кроме срока окупаемости определяется коэффициент отдачи капитала (КОК):

КОК = ЧТСпр/ЧТСинв + 1 (3.14)

ЧТСпр, как видно из табл. 5.6 равна 744991,04 тыс.руб.,а ЧТСинв- суммарные дисконтированные инвестиции, которые рассчитываются по формуле 3.15

(3.15)

Текущие затраты, капитальные и коэффициент дисконтирования рассчитаны в табл4.1.

Коэффициент отдачи капитала показывает, что один рубль дисконтированных инвестиций, вложенный в проведение инновации за расчетный периоддает 59 копеек прибыли.

4. Оценка чувствительности проекта к риску

Поскольку расчеты проводятся на перспективу, а в качестве исходных данных применяются фактические показатели, которые в будущем могут меняться как в большую, так и меньшую сторону, что может являться определенным риском в достижении экономических результатов, необходимо провести анализ чувствительности проекта к риску.

Для расчета чувствительности проекта к риску производится расчет экономической эффективности при изменении каждого фактора, которые оказывают влияние на итоговые показатели (НПДН, ЧТС):

- среднесуточный дебит - 30%; +10%;

- цена на нефть -20%; +20%;

- капитальные затраты -5%; +25%;

- налог на прибыль-20%; +20%.

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС(Q), ЧТС(Ц); ЧТС(К); ЧТС(Н). Результаты расчетов приведены в таблицах 4.1 - 4.9.

Таблица 4.1. Расчет потока денежной наличности и ЧТС бурения семи разведочных скважин

Годы

Q,т

Выручка, тыс.руб

Текущиезатраты, тыс.руб

Капитальные затраты, тыс .руб

Стоимость остаточная,

Ним, тыс.руб

Нпр, тыс.руб

пдн, тыс.руб

нпдн, тыс.руб

Кд

дпдн, тыс.руб

чтс, тыс. руб

2007

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0

0,0

0

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

65997

659967,0

197990,1

411429,6

9051,5

98786,5

354139,0

-202065,7

0,8264

292676,8

-262622,4

2010

59397

593970,3

178191,09

370114,5

8142,5

87917,2

319719,5

117653,8

0,7513

240210,0

-22412,4

2011

53457

534573,3

160371,98

328799,4

7233,6

78156,6

288811,1

406464,9

0,6830

197261,9

174849,5

2012

48112

481115,9

144334,78

287484,2

6324,7

69393,9

261062,6

667527,4

0,6209

162099,3

336948,8

2013

43300

433004,3

129901,3

246169,1

5415,7

61529,3

236158,0

903685,4

0,5645

133305,0

470253,8

2014

38970

389703,9

116911,17

204854

4506,8

54473,0

213813,0

1117498,4

0,5132

109719,9

579973,7

2015

35073

350733,5

105220,06

163538,8

3597,9

48144,1

193771,5

1311269,9

0,4665

90395,8

670369,5

2016

31566

315660,2

94698,051

122223,7

2688,9

42469,9

175803,3

1487073,2

0,4241

74557,7

744927,3

Таблица 4.2. Расчет экономической эффективности при уменьшении добычи нефти на 30%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0,0

0

0,0

0

494059,9

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

20,0

46246

462462,0

138738,6

452744,7

411429,6

9051,5

65605,6

249066,3

-307138,4

0,8264

205839,9

-349459,3

2010

18,0

41622

416215,8

124864,7

411429,6

370114,5

8142,5

58054,4

225154,1

-81984,3

0,7513

169161,6

-180297,7

2011

16,2

37459

374594,2

112378,3

370114,5

328799,4

7233,6

51280,1

203702,2

121718,0

0,6830

139131,4

-41166,3

2012

14,6

33713

337134,8

101140,4

328799,4

287484,2

6324,7

45205,1

184464,6

306182,6

0,6209

114538,0

73371,7

2013

13,1

30342

303421,3

91026,4

287484,2

246169,1

5415,7

39759,4

167219,8

473402,4

0,5645

94391,2

167762,9

2014

11,8

27308

273079,2

81923,76

246169,1

204854

4506,8

34880,0

151768,6

625171,0

0,5132

77881,3

245644,2

2015

10,6

24577

245771,3

73731,38

204854

163538,8

3597,9

30510,5

137931,6

763102,6

0,4665

64346,1

309990,3

2016

9,6

22119

221194,1

66358,24

163538,8

122223,7

2688,9

26599,6

125547,3

888649,9

0,4241

53244,3

363234,7

Таблица 4.3. Расчет экономической эффективности при увеличении добычи нефти на 10%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0,0

0

0,0

0

494059,9

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

31,4

72603

726033,0

217809,9

452744,7

411429,6

9051,5

109885,6

389286,1

-166918,6

0,8264

321724,0

-233575,2

2010

28,3

65343

653429,7

196028,9

411429,6

370114,5

8142,5

97906,4

351351,9

184433,3

0,7513

263975,9

30400,7

2011

25,5

58809

588086,7

176426

370114,5

328799,4

7233,6

87146,9

317280,2

501713,5

0,6830

216706,7

247107,4

2012

22,9

52928

529278,1

158783,4

328799,4

287484,2

6324,7

77485,2

286684,8

788398,4

0,6209

178008,7

425116,1

2013

20,6

47635

476350,3

142905,1

287484,2

246169,1

5415,7

68811,4

259218,0

1047616,4

0,5645

146321,8

571437,9

2014

18,6

42872

428715,2

128614,6

246169,1

204854

4506,8

61026,9

234567,0

1282183,4

0,5132

120369,9

691807,9

2015

16,7

38584

385843,7

115753,1

204854

163538,8

3597,9

54042,6

212450,1

1494633,5

0,4665

99109,5

790917,4

2016

15,0

34726

347259,3

104177,8

163538,8

122223,7

2688,9

47778,6

192614,0

1687247,5

0,4241

81687,1

872604,6

Таблица 4.4. Расчет экономической эффективности при уменьшении цены на нефть на 20%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0,0

0

0,0

0

494059,9

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

28,6

65997

527973,6

197990,1

452744,7

411429,6

9051,5

67108,1

253824,0

-302380,7

0,8264

209771,9

-345527,3

2010

25,7

59397

593970,3

178191,1

411429,6

370114,5

8142,5

87917,2

319719,5

17338,8

0,7513

240210,0

-105317,3

2011

23,1

53457

534573,3

160372

370114,5

328799,4

7233,6

78156,6

288811,1

306149,9

0,6830

197261,9

91944,5

2012

20,8

48112

481115,9

144334,8

328799,4

287484,2

6324,7

69393,9

261062,6

567212,5

0,6209

162099,3

254043,9

2013

18,7

43300

433004,3

129901,3

287484,2

246169,1

5415,7

61529,3

236158,0

803370,5

0,5645

133305,0

387348,9

2014

16,9

38970

389703,9

116911,2

246169,1

204854

4506,8

54473,0

213813,0

1017183,4

0,5132

109719,9

497068,7

2015

15,2

35073

350733,5

105220,1

204854

163538,8

3597,9

48144,1

193771,5

1210954,9

0,4665

90395,8

587464,6

2016

13,7

31566

315660,2

94698,05

163538,8

122223,7

2688,9

42469,9

175803,3

1386758,2

0,4241

74557,7

662022,3

Таблица 4.5. Расчет экономической эффективности при увеличении цены на нефть на 20%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0,0

0

0,0

0

494059,9

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

28,6

65997

791960,4

197990,1

452744,7

411429,6

9051,5

130464,9

454454,0

-101750,7

0,8264

375581,8

-179717,4

2010

25,7

59397

593970,3

178191,1

411429,6

370114,5

8142,5

87917,2

319719,5

217968,8

0,7513

240210,0

60492,6

2011

23,1

53457

534573,3

160372

370114,5

328799,4

7233,6

78156,6

288811,1

506779,9

0,6830

197261,9

257754,4

2012

20,8

48112

481115,9

144334,8

328799,4

287484,2

6324,7

69393,9

261062,6

767842,4

0,6209

162099,3

419853,8

2013

18,7

43300

433004,3

129901,3

287484,2

246169,1

5415,7

61529,3

236158,0

1004000,4

0,5645

133305,0

553158,8

2014

16,9

38970

389703,9

116911,2

246169,1

204854

4506,8

54473,0

213813,0

1217813,4

0,5132

109719,9

662878,6

2015

15,2

35073

350733,5

105220,1

204854

163538,8

3597,9

48144,1

193771,5

1411584,9

0,4665

90395,8

753274,5

2016

13,7

31566

315660,2

94698,05

163538,8

122223,7

2688,9

42469,9

175803,3

1587388,1

0,4241

74557,7

827832,2

Таблица 4.6. Расчет экономической эффективности при уменьшении капитальных затрат на 5%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

508606,3

467291,1

10280,4

0,0

-518886,7

-518886,7

1,0000

-518886,7

-518886,7

2008

0,0

0

0,0

0

467291,1

425976

9371,5

0,0

-9371,5

-528258,1

0,9091

-8519,5

-527406,2

2009

28,6

65997

659967,0

197990,1

425976

384660,9

8462,5

98927,8

354586,5

-173671,6

0,8264

293046,7

-234359,4

2010

25,7

59397

593970,3

178191,1

384660,9

343345,7

7553,6

88058,5

320167,1

146495,5

0,7513

240546,3

6186,8

2011

23,1

53457

534573,3

160372

343345,7

302030,6

6644,7

78298,0

289258,7

435754,2

0,6830

197567,6

203754,4

2012

20,8

48112

481115,9

144334,8

302030,6

260715,5

5735,7

69535,3

261510,2

697264,3

0,6209

162377,2

366131,6

2013

18,7

43300

433004,3

129901,3

260715,5

219400,3

4826,8

61670,7

236605,6

933869,9

0,5645

133557,7

499689,3

2014

16,9

38970

389703,9

116911,2

219400,3

178085,2

3917,9

54614,3

214260,5

1148130,4

0,5132

109949,5

609638,8

2015

15,2

35073

350733,5

105220,1

178085,2

136770,1

3008,9

48285,5

194219,1

1342349,5

0,4665

90604,6

700243,5

2016

13,7

31566

315660,2

94698,05

136770,1

95454,95

2100,0

42611,3

176250,8

1518600,3

0,4241

74747,6

774991,0

Таблица 4.7. Расчет экономической эффективности при увеличении капитальных затрат на 25%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

669218,8

627903,6

13813,9

0,0

-683032,6

-683032,6

1,0000

-683032,6

-683032,6

2008

0,0

0

0,0

0

627903,6

586588,5

12904,9

0,0

-12904,9

-695937,6

0,9091

-11731,8

-694764,4

2009

28,6

65997

659967,0

197990,1

586588,5

545273,4

11996,0

98079,8

351901,1

-344036,5

0,8264

290827,4

-403937,0

2010

25,7

59397

593970,3

178191,1

545273,4

503958,2

11087,1

87210,5

317481,6

-26554,8

0,7513

238528,7

-165408,4

2011

23,1

53457

534573,3

160372

503958,2

462643,1

10178,1

77449,9

286573,2

260018,4

0,6830

195733,4

30325,0

2012

20,8

48112

481115,9

144334,8

462643,1

421328

9269,2

68687,2

258824,7

518843,1

0,6209

160709,8

191034,8

2013

18,7

43300

433004,3

129901,3

421328

380012,8

8360,3

60822,6

233920,1

752763,2

0,5645

132041,8

323076,6

2014

16,9

38970

389703,9

116911,2

380012,8

338697,7

7451,3

53766,3

211575,1

964338,3

0,5132

108571,5

431648,1

2015

15,2

35073

350733,5

105220,1

338697,7

297382,6

6542,4

47437,4

191533,6

1155872,0

0,4665

89351,9

520999,9

2016

13,7

31566

315660,2

94698,05

297382,6

256067,5

5633,5

41763,2

173565,4

1329437,3

0,4241

73608,7

594608,6

Таблица 4.8. Расчет экономической эффективности при уменьшении налоговой ставки на прибыль на 20%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0,0

0

0,0

0

494059,9

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

28,6

65997

659967,0

197990,1

452744,7

411429,6

9051,5

79029,2

373896,3

-182308,4

0,8264

309005,2

-246294,0

2010

25,7

59397

593970,3

178191,1

411429,6

370114,5

8142,5

70333,7

337303,0

154994,5

0,7513

253420,7

7126,7

2011

23,1

53457

534573,3

160372

370114,5

328799,4

7233,6

62525,3

304442,4

459436,9

0,6830

207938,3

215064,9

2012

20,8

48112

481115,9

144334,8

328799,4

287484,2

6324,7

55515,1

274941,4

734378,3

0,6209

170717,0

385781,9

2013

18,7

43300

433004,3

129901,3

287484,2

246169,1

5415,7

49223,5

248463,9

982842,2

0,5645

140251,4

526033,3

2014

16,9

38970

389703,9

116911,2

246169,1

204854

4506,8

43578,4

224707,6

1207549,7

0,5132

115310,5

641343,8

2015

15,2

35073

350733,5

105220,1

204854

163538,8

3597,9

38515,3

203400,3

1410950,0

0,4665

94887,7

736231,5

2016

13,7

31566

315660,2

94698,05

163538,8

122223,7

2688,9

33975,9

184297,2

1595247,3

0,4241

78160,0

814391,5

Таблица 4.9. Расчет экономической эффективности при увеличении налоговой ставки на прибыль на 20%

Годы

q

Q

Выручка

Тек.затр

К

Сост

Ним

Нпр

пдн

нпдн

Кд

дпдн

чтс

2007

0,0

0

0,0

0

535375

494059,9

10869,3

0,0

-546244,3

-546244,3

1,0000

-546244,3

-546244,3

2008

0,0

0

0,0

0

494059,9

452744,7

9960,4

0,0

-9960,4

-556204,7

0,9091

-9054,9

-555299,2

2009

28,6

65997

659967,0

197990,1

452744,7

411429,6

9051,5

118543,8

334381,7

-221823,0

0,8264

276348,5

-278950,7

2010

25,7

59397

593970,3

178191,1

411429,6

370114,5

8142,5

105500,6

302136,1

80313,1

0,7513

226999,3

-51951,4

2011

23,1

53457

534573,3

160372

370114,5

328799,4

7233,6

93787,9

273179,8

353492,8

0,6830

186585,5

134634,0

2012

20,8

48112

481115,9

144334,8

328799,4

287484,2

6324,7

83272,7

247183,8

600676,6

0,6209

153481,7

288115,7

2013

18,7

43300

433004,3

129901,3

287484,2

246169,1

5415,7

73835,2

223852,1

824528,7

0,5645

126358,7

414474,4

2014

16,9

38970

389703,9

116911,2

246169,1

204854

4506,8

65367,6

202918,4

1027447,1

0,5132

104129,2

518603,6

2015

15,2

35073

350733,5

105220,1

204854

163538,8

3597,9

57772,9

184142,7

1211589,8

0,4665

85903,9

604507,5

2016

13,7

31566

315660,2

94698,05

163538,8

122223,7

2688,9

50963,9

167309,3

1378899,0

0,4241

70955,5

675463,0

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображаются графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую паутину (рис.4.1)

Рис. 4.1

Из диаграммы видно, что изменения чистой текущей стоимости при заданной вариации факторов находятся в положительной области, а это значит, что проект малочувствителен к риску.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе была произведена стоимостная оценка результативности проекта доразведки Милорского месторождения и на основании полученных данных можно сделать следующие выводы:

- для проведения рекомендуемого мероприятия понадобятся капитальные затраты в размере 535375 тыс.руб.;

- при этом чистая текущая стоимость составит 744927,3 тыс.руб.;

- срок окупаемости, показанный на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени составит около четырех лет, это говорит о том, что рекомендуемое бурение покроет капитальные затраты и начнет приносить доход;

- коэффициент отдачи капитала показывает, что один рубль дисконтированных инвестиций, вложенный в проведение инновации за расчетный периоддаст 59 копеек прибыли.

В результате проделанной работы можно говорить о том, мероприятие по бурению рекомендуемых скважин на Милорском месторождении является эффективным и прибыльным.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические указания по выполнению организационно-экономической части дипломных проектов для студентов специальности 130304 «Геология нефти и газа» очной и заочной формы обучения.- Тюмень :ТюмГНГУ, 2004

2. Проект доразведки по нефтегазоконденсатному Милорскому месторождению», Тюмень

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 10.10.2011

  • Оптимизация процесса бурения по различным критериям, расчет оптимальной механической скорости проходки для осуществления процесса бурения скважин с допущением, что проведены испытания в идентичных горно-геологических условиях и с одинаковыми режимами.

    курсовая работа [419,5 K], добавлен 14.12.2010

  • Характеристика геологического разреза на территории нефтяного месторождения, классификация породы. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин, расчет глубины спуска кондуктора. Мероприятия по борьбе с самопроизвольным искривлением скважин.

    курсовая работа [460,2 K], добавлен 01.12.2011

  • Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

    учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011

  • Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.

    шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011

  • Методы кривления стволов скважин. Характеристика компоновок низа бурильной колонны, применяемых для гидромонирторного и роторного направленного бурения. Прогнозирование поведения КНБК. Влияние геологических факторов на траекторию ствола скважины.

    презентация [722,8 K], добавлен 20.09.2015

  • История развития и проблемы сверхглубокого бурения скважин. Особенности Кольской и Саатлинской сверхглубоких скважин. Характеристика способов бурения и измерение физических свойств пород. Новая техника и новые технологии бурения, их научные результаты.

    курсовая работа [130,5 K], добавлен 02.03.2012

  • Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011

  • Сооружение нескольких скважин, как правило наклонно направленных, устья которых сгруппированы на близком расстоянии друг от друга. Требования к строительству кустов скважин. Условия использования метода кустового бурения. Преимущества кустового бурения.

    презентация [139,2 K], добавлен 28.10.2016

  • Характеристика продуктивных горизонтов. Анализ фонда скважин. Технология зарезки и бурения боковых стволов. Расчет технико-экономического обоснования необходимости бурения боковых стволов на Лянторском месторождении. Промысловые геофизические работы.

    дипломная работа [102,6 K], добавлен 28.02.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.