ЧАСТНЫЕ СЛУЧАИ НАПИСАНИЯ НЕКОТОРЫХ РАЗДЕЛОВ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
| Расчет эффективности перевода на механизированную добычу нефти по скв.№6535 НГДУ "Елховнефть", эксплуатирующейся в настоящее время методом свабной добычи |
|
|
|
| |||||
№ | Наименование показателя | Ед.изм. | 1 год | 2 год | 3 год | 4 год | 5 год | |||
1 | Необходимые капитальные вложения | т.руб. | 667,7 |
|
|
|
| |||
| Затраты на оборудование | т.руб. | 488,0 |
|
|
|
| |||
| в том числе: |
|
|
|
|
|
| |||
| Насос 20-125-RNAM-12 | т.руб. | 18,8 |
|
|
|
| |||
| Штанга насосная (класса С) | т.руб. | 63,7 |
|
|
|
| |||
| Арматура устьевая АУ 140*50 | т.руб. | 25,4 |
|
|
|
| |||
| Штанга насосная (класса D) | т.руб. | 27,3 |
|
|
|
| |||
| Трубы D 73*5,5 | т.руб. | 352,8 |
|
|
|
| |||
| Затраты на обустройство | т.руб. | 92,7 |
|
|
|
| |||
| в том числе: |
|
|
|
|
|
| |||
| Внутриплощадочные сети с КТП | т.руб. | 3,1 |
|
|
|
| |||
| Выкидные линии | т.руб. | 33,8 |
|
|
|
| |||
| Монтаж насосного оборудования | т.руб. | 50,0 |
|
|
|
| |||
| Обвязка скважины | т.руб. | 5,8 |
|
|
|
| |||
| Прочие затраты | т.руб. | 87,0 |
|
|
|
| |||
2 | Исходная информация |
|
|
|
|
|
| |||
| Нетрадиционный метод добычи
|
|
|
|
|
|
| |||
| -расстояние от скважины до пункта сдачи | км | 14,0 |
|
|
|
| |||
| - отбор жидкости за 1 подход со скважины | м3 | 7,6 |
|
|
|
| |||
| - отбор нефти за 1 подход со скважины | т | 6,1 |
|
|
|
| |||
| - количество подходов к скважине за год | раз | 39,0 |
|
|
|
| |||
| - годовая добыча нефти |
| 237,9 | 237,9 | 237,9 | 237,9 | 237,9 | |||
| - среднее время на свабирование с дорогой | часов/подход | 5,6 |
|
|
|
| |||
| - стоимость работы 1 часа бригады свабирования | руб./час | 154,0 |
|
|
|
| |||
| - стоимость работы 1 часа подъемника | руб./час | 280,0 |
|
|
|
| |||
| - стоимость работы 1 часа автоцистерны | руб./час | 239,0 |
|
|
|
| |||
| - стоимость работы 1 часа тягача ( в случае добычи нефти СК с передвижным э/генератором ) | руб./час | 222,0 |
|
|
|
| |||
| Механизированный способ добычи |
|
|
|
|
|
| |||
| - суточный дебит жидкости | тн/сут | 1,8 |
|
|
|
| |||
| - суточный дебит нефти | тн/сут | 1,7 |
|
|
|
| |||
| - коэффициент эксплуатации |
| 0,8 |
|
|
|
| |||
| - годовая добыча жидкости | тн | 525,6 | 525,6 | 525,6 | 525,6 | 525,6 | |||
| - годовая добыча нефти | тн | 496,4 | 496,4 | 496,4 | 496,4 | 496,4 | |||
| Общие исходные данные |
|
|
|
|
|
| |||
| Переменные затраты на подготовку и транспортировку нефти от пункта сдачи | руб./тн | 17,3 |
|
|
|
| |||
| Средняя цена без НДС, экспортной пошлины и коммерческих расходов | руб./тн | 2182,7 | 2182,7 | 2182,7 | 2182,7 | 2182,7 | |||
| НДПИ | руб./тн | 420,0 | 420,0 | 420,0 | 420,0 | 420,0 | |||
3 | Текущие затраты на добычу нефти без механизированной эксплуатации ( без единовременных затрат ) | т.руб. | 220,0 | 220,0 | 220,0 | 220,0 | 220,0 | |||
| - стоимость услуг сваб-я (в случае выполнения сторонней орг-цией) | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - затраты на исследование скважины | т.руб. | 7,5 | 7,5 | 7,5 | 7,5 | 7,5 | |||
| - затраты на расчистку дорог | т.руб. | 18,4 | 18,4 | 18,4 | 18,4 | 18,4 | |||
| - затраты на эл/энергию при добыче с СК ( в случае добычи нефти СК от э/сети ) | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - затраты на топливо при добыче с СК ( в случае добычи нефти СК с передвижным э/генератором )
|
|
|
|
|
|
| |||
| - затраты на материалы | т.руб. | 21,5 | 21,5 | 21,5 | 21,5 | 21,5 | |||
| в том числе: |
|
|
|
|
|
| |||
| - сальники ( стоимость 1 сальника *расход сальников на 1 операцию*количество подходов ) |
| 14,0 | 14,0 | 14,0 | 14,0 | 14,0 | |||
| - манжеты ( стоимость 1 манжеты *расход манжет на 1 операцию*количество подходов ) |
| 7,5 | 7,5 | 7,5 | 7,5 | 7,5 | |||
| - затраты на бригаду свабирования | т.руб. | 33,6 | 33,6 | 33,6 | 33,6 | 33,6 | |||
| - затраты на эксплуатацию подъемника | т.руб. | 61,2 | 61,2 | 61,2 | 61,2 | 61,2 | |||
| - затраты на эксплуатацию автоцистерны | т.руб. | 52,2 | 52,2 | 52,2 | 52,2 | 52,2 | |||
| - затраты на работу тягача ( в случае добычи нефти СК с передвижным э/генератором ) | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - затраты на работу передвижной эл.станции ( в случае добычи нефти СК с передвижным э/генератором ) | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - затраты на ТО и ТР наземного оборудования | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - затраты на ТО передвижного электрогенератора ( в случае добычи нефти СК с передвижным э/генератором ) | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - затраты на ПРС ( средние затраты на ПРС с учетом среднего МРП при данном способе эксплуатации ) | т.руб. |
|
|
|
|
| |||
| - переменные затраты на подготовку и перекачку нефти | т.руб. | 4,1 | 4,1 | 4,1 | 4,1 | 4,1 | |||
| - НДПИ | т.руб. | 99,9 | 99,9 | 99,9 | 99,9 | 99,9 | |||
4 | Текущие затраты при механизированном способе эксплуатации скважины | т.руб. | 73,9 | 73,9 | 73,9 | 73,9 | 73,9 | |||
| - затраты на электроэнергию на подъем жидкости | т.руб. | 6,5 | 6,5 | 6,5 | 6,5 | 6,5 | |||
| - затраты на эксплуатацию а/цистерны ( в случае если механизируется только добыча, а транспорт жидкости до пункта сбора продолжает осуществляться а/цистерной ) | т.руб. | 0,0 |
|
|
|
| |||
| - переменные затраты на транспорт и подготовку нефти | т.руб. | 8,6 | 8,6 | 8,6 | 8,6 | 8,6 | |||
| - затраты на ТО и ТР наземного оборудования | т.руб. | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | |||
| - затраты на ПРС ( средние затраты на ПРС с учетом среднего МРП при данном способе эксплуатации ) | т.руб. | 52,8 | 52,8 | 52,8 | 52,8 | 52,8 | |||
| - НДПИ | т.руб. | 208,5 | 208,5 | 208,5 | 208,5 | 208,5 | |||
| - аморт.отчисления по оборудованию и обустройству | т.руб. | 76,4 | 76,4 | 76,4 | 76,4 | 76,4 | |||
| - налог на имущество по ОФ | т.руб. | 13,8 | 12,2 | 10,5 | 8,8 | 7,1 | |||
5 | Изменение выручки от реализации нефти | т.руб. | 564,2 | 564,2 | 564,2 | 564,2 | 564,2 | |||
6 | Изменение текущих затрат | т.руб. | -69,7 | -69,7 | -69,7 | -69,7 | -69,7 | |||
7 | Общая прибыль | т.руб. | 634,0 | 633,9 | 633,9 | 633,9 | 633,9 | |||
8 | Балансовая прибыль | т.руб. | 620,1 | 621,8 | 623,5 | 625,1 | 626,8 | |||
9 | Налог на прибыль | т.руб. | 148,8 | 149,2 | 149,6 | 150,0 | 150,4 | |||
10 | Чистая прибыль | т.руб. | 471,3 | 472,6 | 473,8 | 475,1 | 476,4 | |||
11 | Сальдо суммарного потока | т.руб. | -120,0 | 549,0 | 550,2 | 551,5 | 552,8 | |||
12 | Сальдо суммарного потока дисконтированное | т.руб. | -120,0 | 477,3 | 416,1 | 362,6 | 316,1 | |||
13 | ЧДД | т.руб. | -120,0 | 357,3 | 773,4 | 1136,0 | 1452,1 | |||
14 | Притоки | т.руб. | 564,2 | 490,6 | 426,6 | 371,0 | 322,6 | |||
15 | Оттоки | т.руб. | 760,6 | 79,7 | 68,4 | 58,6 | 50,2 | |||
16 | Индекс доходности затрат | ед. | 2,1 |
|
|
|
|
Исходные данные для расчета эффективности внедрения ПЦ-60 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||||||||||
№ п/п | Показатели | Ед. изм. | Вариант | |||||||||||||||||||||||||||||
ПНШ-60 | ЦП | |||||||||||||||||||||||||||||||
1 | Стоимость привода (без НДС) | т.руб. | 465,5 | 552,3 | ||||||||||||||||||||||||||||
2 | Стоимость СМР | т.руб. | 39,4 | 27,4 | ||||||||||||||||||||||||||||
3 | Cреднее количество ПРС по причине обрывов,зависаний и заклиниваний штанг и образования водонефтяной эмульсии | рем./год | 0,31 | 0,09 | ||||||||||||||||||||||||||||
4 | Стоимость ПРС (переменная часть) | т.руб. | 94,9 | |||||||||||||||||||||||||||||
5 | Время в ОПРС и ПРС | сут | 5 | |||||||||||||||||||||||||||||
6 | Cредний одноставочный тариф за эл/энергию | руб. | 0,856 | |||||||||||||||||||||||||||||
7 | Дебит по жидкости | м3/сут | 7,5 | |||||||||||||||||||||||||||||
8 | Дебит нефти | тн/сут | 3,8 | |||||||||||||||||||||||||||||
9 | Затраты на техобслуживание | т.руб./год | 15,0 | 11,0 | ||||||||||||||||||||||||||||
10 | Потребляемая мощность | квтч | 4 | 3,1 | ||||||||||||||||||||||||||||
11 | Удельные затраты эл/энергии | квт.ч./м3 | 12,5 | 10,0 | ||||||||||||||||||||||||||||
12 | Прибыль от реализации 1 тн нефти | т.руб./тн | 2593,0 | |||||||||||||||||||||||||||||
13 | Металлоемкость | кг | 8505 | 7800 | ||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||||||||||
| Примечания: Цена ПНШТ (447+18 тыс. СУ) |
|
|
| ||||||||||||||||||||||||||||
Расчет эффективности внедрения цепного привода ПЦ-60 с длиной хода 3 м (без учета снижения недоборов по причине увеличения МРП) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
Показатели | ед.изм. | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| |||||||||||||||||||
Инвестиционная деятельность | т.руб. | 74,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
- приобретение ЦП | т.руб. | 552,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
- приобретение ПНШ-60 | т.руб. | 465,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
- СМР ЦП | т.руб. | 27,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
- СМР ПНШ-60 | т.руб. | 39,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
Операционная деятельность |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
- снижение экспл.затрат, в т.ч. | т.руб. | 30 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 |
| |||||||||||||||||||
- снижение затрат на эл/энергию | т.руб. | 5,3 | 5,7 | 6,0 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 |
| |||||||||||||||||||
- снижение затрат на ПРС | т.руб. | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 |
| |||||||||||||||||||
- снижение затрат на техобслуживание | т.руб. | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 |
| |||||||||||||||||||
- увеличение амортизации | т.руб. | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 |
| |||||||||||||||||||
- увеличение налога на имущество | т.руб. | 1,6 | 1,4 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 0,8 | 0,7 | 0,5 | 0,4 | 0,2 | 0,1 |
| |||||||||||||||||||
- увеличение балансовой прибыли | т.руб. | 21,8 | 22,3 | 22,8 | 23,3 | 23,4 | 23,6 | 23,7 | 23,9 | 24,0 | 24,2 | 24,3 |
| |||||||||||||||||||
- увеличение налога на прибыль | т.руб. | 5,2 | 5,4 | 5,5 | 5,6 | 5,6 | 5,7 | 5,7 | 5,7 | 5,8 | 5,8 | 5,8 |
| |||||||||||||||||||
- увеличение чистой прибыли | т.руб. | 16,6 | 17,0 | 17,4 | 17,7 | 17,8 | 17,9 | 18,0 | 18,1 | 18,3 | 18,4 | 18,5 |
| |||||||||||||||||||
- увеличение потока наличности | т.руб. | 23,4 | 23,8 | 24,1 | 24,5 | 24,6 | 24,7 | 24,8 | 24,9 | 25,1 | 25,2 | 25,3 |
| |||||||||||||||||||
- чистый доход | т.руб. | -51,4 | 23,8 | 24,1 | 24,5 | 24,6 | 24,7 | 24,8 | 24,9 | 25,1 | 25,2 | 25,3 |
| |||||||||||||||||||
- чистый дисконтированный доход | т.руб. | -51,4 | 20,7 | 18,3 | 16,1 | 14,1 | 12,3 | 10,7 | 9,4 | 8,2 | 7,2 | 6,3 |
| |||||||||||||||||||
- ЧДД | т.руб. | -51,4 | -30,7 | -12,5 | 3,6 | 17,7 | 30,0 | 40,7 | 50,1 | 58,3 | 65,5 | 71,7 |
| |||||||||||||||||||
- срок окупаемости, лет | т.руб. | 3,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
- притоки | т.руб. | 30,2 | 30,6 | 30,9 | 31,2 | 31,2 | 31,2 | 31,2 | 31,2 | 31,2 | 31,2 | 31,2 |
| |||||||||||||||||||
- дисконтированные притоки | т.руб. | 30,2 | 26,6 | 23,4 | 20,5 | 17,8 | 15,5 | 13,5 | 11,7 | 10,2 | 8,9 | 7,7 |
| |||||||||||||||||||
- оттоки | т.руб. | 82 | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 6 | 6 | 6 | 6 |
| |||||||||||||||||||
- дисконтированные оттоки | т.руб. | 82 | 6 | 5 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 2 | 2 | 1 |
| |||||||||||||||||||
- индекс доходности затрат |
| 1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||
Расчет эффективности внедрения цепного привода ПЦ-60 с длиной хода 3 м c учетом снижения недоборов |
|
|
| |||||||||||||||||||||||||||||
Показатели | ед.изм. | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | ||||||||||||||||||||
Инвестиционная деятельность | т.руб. | 74,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
- приобретение ЦП | т.руб. | 552,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
- приобретение ПНШ-60 | т.руб. | 465,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
- СМР ЦП | т.руб. | 27,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||||
- СМР ПНШ-60 | т.руб. | 39,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
Операционная деятельность |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
- прибыль от снижения недоборов нефти | т.руб. | 10,7 | 10,5 | 10,3 | 10,1 | 9,9 | 9,7 | 9,5 | 9,3 | 9,1 | 8,9 | 8,7 | ||||||||||||||||||||
- снижение экспл.затрат, в т.ч. | т.руб. | 30 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | 31 | ||||||||||||||||||||
- снижение затрат на эл/энергию | т.руб. | 5,3 | 5,7 | 6,0 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | ||||||||||||||||||||
- снижение затрат на ПРС | т.руб. | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | 20,9 | ||||||||||||||||||||
- снижение затрат на техобслуживание | т.руб. | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | 4,02 | ||||||||||||||||||||
- увеличение амортизации | т.руб. | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | 6,8 | ||||||||||||||||||||
- увеличение налога на имущество | т.руб. | 1,6 | 1,4 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 0,8 | 0,7 | 0,5 | 0,4 | 0,2 | 0,1 | ||||||||||||||||||||
- увеличение балансовой прибыли | т.руб. | 32,5 | 32,8 | 33,1 | 33,3 | 33,3 | 33,2 | 33,2 | 33,2 | 33,1 | 33,1 | 33,1 | ||||||||||||||||||||
- увеличение налога на прибыль | т.руб. | 7,8 | 7,9 | 7,9 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 7,9 | 7,9 | ||||||||||||||||||||
- увеличение чистой прибыли | т.руб. | 24,7 | 24,9 | 25,2 | 25,3 | 25,3 | 25,3 | 25,2 | 25,2 | 25,2 | 25,2 | 25,1 | ||||||||||||||||||||
- увеличение потока наличности | т.руб. | 31,5 | 31,7 | 32,0 | 32,1 | 32,1 | 32,1 | 32,0 | 32,0 | 32,0 | 31,9 | 31,9 | ||||||||||||||||||||
- чистый доход | т.руб. | -43,3 | 31,7 | 32,0 | 32,1 | 32,1 | 32,1 | 32,0 | 32,0 | 32,0 | 31,9 | 31,9 | ||||||||||||||||||||
- чистый дисконтированный доход | т.руб. | -43,3 | 27,6 | 24,2 | 21,1 | 18,4 | 15,9 | 13,8 | 12,0 | 10,5 | 9,1 | 7,9 | ||||||||||||||||||||
- ЧДД | т.руб. | -43,3 | -15,7 | 8,5 | 29,6 | 48,0 | 63,9 | 77,8 | 89,8 | 100,3 | 109,3 | 117,2 | ||||||||||||||||||||
- срок окупаемости, лет | т.руб. | 2,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
- притоки | т.руб. | 40,9 | 41,0 | 41,2 | 41,3 | 41,1 | 40,9 | 40,7 | 40,5 | 40,3 | 40,1 | 39,9 | ||||||||||||||||||||
- дисконтированные притоки | т.руб. | 40,9 | 35,7 | 31,1 | 27,1 | 23,5 | 20,3 | 17,6 | 15,2 | 13,2 | 11,4 | 9,9 | ||||||||||||||||||||
- оттоки | т.руб. | 84 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 8 | 8 | 8 | 8 | ||||||||||||||||||||
- дисконтированные оттоки | т.руб. | 84 | 8 | 7 | 6 | 5 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 2 | ||||||||||||||||||||
- индекс доходности затрат |
| 1,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||||||||||||
Пример:
Останавливается 5 высокообводненных скважин с МРП 360 суток, причем одна из них ликвидируется.
В данном примере предполагается, что условия разработки не позволяют оставить обьем добычи на прежнем уровне. Но обьем ПРС будет выполнен на 5 скважинах, стоящих в ОПРС, что даст дополнительную добычу нефти по скважинам в ОПРС.
Таблица исходных данных
| ||||||
Наименование | Ед.изм. | 1 год | 2 год | 3 год | 4 год | |
1.Средний дебит жидкости по остановленным скважинам | м3/сут | 80 | 80 | 80 | 80 | |
2.Средний дебит нефти по остановленным скважинам | тн/сут | 0,2 | 0,12 | 0,1 | 0,1 | |
3.Средний дебит жидкости скважин, находящихся в ОПРС | м3/сут | 15 | 15 | 15 | 15 | |
4.Средний дебит нефти скважин, находящихся в ОПРС | Тн/сут | 2,2 | 2 | 1,7 | 1,5 | |
5.Переменные затраты, зависящие от объема жидкости | руб/м3 | 50 | 50 | 50 | 50 | |
6.Переменные затраты, зависящие от добычи нефти | руб/тонну | 550 | 550 | 550 | 550 | |
7.Переменные затраты, зависящие от скважин | руб/скв год | 25000 | 25000 | 25000 | 25000 | |
8.Кол-во скважин | кол-во | 5 | 5 | 5 | 5 | |
9.Цена 1 тн нефти очищенная | руб/тн | 3200 | 3200 | 3200 | 3200 | |
10. Затраты на ликвидацию скважины | 250000 | |||||
11.Стоимость 1 кВт часа | руб/кВтч | 0,29 | 0,29 | 0,29 | 0,29 | |
12.Стоимость 1 кВт | руб/кВт | 100 | 100 | 100 | 100 | |
13.Удельный расход эл.энергии на подъем 1 м3 жидкости | Квт/м3 | 12 | 12 | 12 | 12 | |
Расчет эффективности мероприятия
| ||||||
Наименование | Ед.изм. | 1 год | 2 год | 3 год | 4 год | |
Изменение добычи жидкости (снижение) | м3 | 119081 | 106763 | 106763 | 106763 | |
Изменение добычи нефти (увеличение) | тн. | 1544 | 3088 | 2628 | 2300 | |
Операционная деятельность: | ||||||
Снижение затрат при избирательной остановке высокообводненных скважин | т.руб. | 5105 | 3640 | 3893 | 4073 | |
а) зависящие от объема жидкости | т.руб. | 5954 | 5338 | 5338 | 5338 | |
б) зависящие от скважины | т.руб. | 0 | 0 | 0 | 0 | |
в) зависящие от добычи нефти | т.руб. | 849 | 1698 | 1445 | 1265 | |
в т.ч. снижение энергозатрат: | ||||||
в натуральном выражении | тыс.кВтч | 1429 | 1281 | 1281 | 1281 | |
в стоимостном выражении | т.руб. | 610 | 547 | 547 | 547 | |
Отчисления в НИОКР | т.руб | 77 | 55 | 58 | 61 | |
Увеличение общей прибыли | т.руб | 5181 | 3694 | 3951 | 4135 | |
Увеличение балансовой прибыли | т.руб | 5181 | 3694 | 3951 | 4135 | |
Налог на прибыль | т.руб | 1554 | 1108 | 1185 | 1240 | |
Ликвидация скважин | т.руб | 250 | ||||
Чистая прибыль | т.руб | 3627 | 2336 | 2766 | 2894 | |
III Финансовая деятельность | ||||||
Поток наличности | т.руб | 3627 | 2336 | 2766 | 2894 | |
Пример: Ограничение закачки воды в объеме 1000 м3.
Таблица исходных данных | |||
| |||
Наименование | Ед.измер |
| |
1 Ограничение закачки воды Q сокр | т.м3 | 1000 | |
2 Снижение отбора жидкости | т.м3 | 125 | |
3 Дополнительная добыча | т.тн | 5 | |
4 Условно-переменные затраты: |
| ||
на закачку воды | руб./м3 | 4,5 | |
эл.энергии на подъем жидкости | руб./м3 | 5,4 | |
на сбор и транспорт | руб./м3 | 1,4 | |
на подготовку | руб./м3 | 12 | |
5 Условно-переменные затраты на добычу нефти | руб./тн | 550 | |
6 Цена нефти очищенная | руб./тн | 3200 | |
Расчет эффективности мероприятия по ограничению закачки | |||
Наименование | Ед.изм |
| |
I Инвестиционная деятельность: | т.руб | 0 | |
II Операционная деятельность |
| ||
Увеличение выручки | т.руб | 16000 | |
Затраты на мероприятие | т.руб | 4500 | |
Увеличение переменных затрат на доп.добычу нефти | т.руб | 2750 | |
Снижение затрат | т.руб | 6850 | |
на закачку воды | т.руб | 4500 | |
эл.энергии на подъем жидкости | т.руб | 675 | |
на сбор и транспорт | т.руб | 175 | |
на подготовку | т.руб | 1500 | |
Увеличение балансовой прибыли | т.руб | 15600 | |
Налог на прибыль | т.руб | 3744 | |
Чистая прибыль | т.руб | 11856 | |
III Финансовая деятельность | |||
Поток наличности | т.руб | 11856 | |
Пример: На 20 скважинах в результате проведения изоляционных работ произошло сокращение отбора жидкости в объеме 5 т/сут. на 1 скважину.
Таблица исходных данных
| |||
Наименование | Ед.измер | 1 | 2 |
1 количество объектов мероприятия | скв | 20 | |
2 Сокращение отбора жидкости | т./сут | 5 | 5 |
3 Доп.добыча нефти | т./сут | 1,5 | 1,4 |
4 Продолжительность эффекта | 545 | ||
5 Сокращение добычи жидкости | тонн | 16200 | 32850 |
6 Затраты на мероприятие | т.руб. | 300 | 0 |
7 Условно-переменные затраты: | |||
на 1 т нефти | руб/т | 550 | 550 |
на 1 т жидкости | руб/т | 50 | 50 |
на подъем 1 т жидкости (эл.энергия) | руб/т | 5,4 | 5,4 |
8 Цена нефти очищенная | руб/т | 3200 | 3200 |
Расчет эффективности изоляционных работ направленных на сокращение добычи попутной воды | |||
| |||
Наименование | Ед.изм | 1 год | 2 год |
I Инвестиционная деятельность: | т.руб | 0 | |
II Операционная деятельность | т.руб | ||
Увеличение выручки | т.руб | 15768 | 29434 |
Затраты на мероприятие | т.руб | 6000 | |
Изменение затрат: | т.руб | 1900 | 3416 |
снижение зарат на добычу жидкости | т.руб | 810 | 1643 |
в т.ч.эл.энергию | т.руб | 87 | 177 |
увеличение затрат на доп. добычу нефти | т.руб | 2710 | 5059 |
Увеличение балансовой прибыли | т.руб | 7868 | 26017 |
Налог на прибыль | т.руб | 1888 | 6244 |
Чистая прибыль | т.руб | 5980 | 19773 |
III Финансовая деятельность | |||
Поток наличности | т.руб | 5980 | 19773 |
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 214; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!