4.2.3. Расчет экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе вдс (волокнисто-дисперсная суспензия)
Технология волокнисто-дисперсная суспензия предназначена для повышения нефтеотдачи высокообводненных неоднородных пластов путем увеличения степени их охвата воздействием. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку ранее неохваченных менее проницаемых зон пласта. Воздействие на элемент разработки пласта (участка) осуществляется закачкой отдельных компонентов ВДС через нагнетательную скважину.
Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ВДС представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3
Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ВДС
Наименование показателя |
Ед.изм. |
Значения |
Затраты на ПЗР на 1 обработку |
тыс.руб. |
1250,0 |
Затраты на МУН на 1 обработку |
тыс.руб. |
886,0 |
Коэффициент падения добычи |
д.ед. |
0,95 |
Коэффициент эксплуатации |
д.ед. |
0,9 |
Коэффициент дисконтирования |
% |
10 |
Налог на прибыль |
% |
20 |
Прирост нефти |
т/сутки |
4,0 |
Цена 1 т. нефти |
руб. |
8587 |
Условно-переменные расходы на добычу 1т |
руб. |
322,4 |
Ставка НДПИ |
руб. |
4371 |
Количество скважин |
шт. |
10 |
Расчеты показывают (приложение 9), что затраты на внедрение технологии ВДС составляют 21360 тыс.руб., дополнительная добыча на срок эффекта достигает 23,4 тыс.т. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти за рассматриваемый период составляет 201168 тыс.руб., эксплуатационные расходы – 109952 тыс.руб. и чистая прибыль – 55884 тыс.руб.
По приведенным расчетам, представленным в приложении 9 видно, что ЧДД>0 и составляет 55056 тыс.руб. (рис.4.3), срок окупаемости 2,3 квартала, ИДД>0 и составляет 1,354. По всем критериям инвестиционный проект эффективен.
Рис.4.3.Динамика ЧДД при внедрении технологии ВДС
4.2.4. Сводная оценка результатов эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти
Полученные показатели при расчете экономической эффективности потокоотклоняющих технологий сведены в таблице 4.4.
Таблица 4.4
Сводная оценка результата эффективности потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти
№ |
Наименование показателя |
Ед. изм. |
Наименование мероприятия |
всего |
||
п/п |
ПГК |
ЩПК |
ВДС |
|||
2 |
Объем затрат |
тыс. руб. |
58734 |
9714 |
21360 |
89808 |
3 |
Объем затрат на 1 скважину |
тыс. руб. |
1957,8 |
2428,5 |
2136,0 |
6522,3 |
4 |
Доп. добыча на срок эффекта, тн. |
тн. |
75550,0 |
9370,0 |
23430,0 |
108350 |
5 |
Доп. добыча на срок эффекта на 1 скв., |
тн. |
2518,3 |
2342,5 |
2343,0 |
7203,8 |
6 |
Чистая прибыль за весь эффект внедрения |
тыс. руб. |
188348 |
21417 |
55884 |
265649 |
7 |
Чистый дисконтированный доход |
тыс. руб. |
150202 |
16686 |
44056 |
210944 |
|
Чистый дисконтированный доход на 1 скв. |
тыс. руб. |
5006,7 |
4171,5 |
4405,6 |
13583,8 |
9 |
Дисконтированный срок окупаемости |
лет |
2,1 |
2,6 |
2,3 |
2,3 |
10 |
Индекс доходности затрат дисконтированный |
коэф. |
1,382 |
1,329 |
1,354 |
1,355 |
Рис. 4.4. Индекс доходности дисконтированных затрат от внедрения мероприятий
Результаты расчета показывают, что если бы все вышеперечисленные проекты были приняты и реализованы, чистый дисконтированный доход составил бы 210944 тыс. руб., индекс доходности затрат изменяется в пределах от 1,329 до 1,382 (рис. 4.4.). Максимальный срок окупаемости составляет 2,6 квартала – по технологии ЩПК, а минимальный срок окупаемости 2,1 квартала – технология ПГК. Максимальный чистый дисконтированный доход на 1 скважину – 5006,7 тыс.руб. по технологии ПГК, а минимальный – 4171,5 тыс.руб. по технологии ЩПК. Капитальные вложения на 1 скважину в среднем составляют 2041,1 тыс.руб., в т.ч. по ПГК – 1957,8 тыс.руб., ЩПК – 2428,5 тыс.руб., ВДС – 2136,0 тыс.руб. Все рассматриваемые мероприятия по всем критериям являются эффективным.