Разработка проекта организации (реорганизации) производства
Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных скважин (ГС) на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз».
Экономическое обоснование горизонтального бурения базировалось на сравнении сумм текущих годовых потоков денежной наличности, приведенных к начальному году, с аналогичными показателями при разработке месторождения эксплуатацией наклонно-направленных скважин (данные по ННС взяты из отчета ООО «РН-Пурнефтегаз) .
Бурение горизонтальных скважин производилось на основании «Группового рабочего проекта и сметы на строительство горизонтальных скважин Северо-Комсомольского месторождения».
Будем считать, что эффект от бурения горизонтальных скважин будет длиться 5 лет.
Так как в вариантах разработки рассматриваются горизонтальные и наклонно-направленные скважины, соответственно необходимо определиться с их стоимостью в условиях месторождения.
Стоимость горизонтальных и наклонно-направленных скважин приведены в таблицах 6 и 7
Таблица 6 Объём капитальных вложений для бурения ГС
|
|
Затраты на бурение, тыс. Руб. |
Затраты на отвод земли, тыс. руб. |
Затраты на обустройство, тыс. руб. |
Затраты на оборудование, тыс. руб. |
ВСЕГО затрат, тыс. руб. | |
|
ГС |
1 |
17 945 |
100 |
337 |
1282 |
19 664 |
|
ГС |
2 |
17 945 |
|
376 |
1 282 |
19 603 |
|
ГС |
3 |
17 945 |
|
326 |
1 282 |
19 552 |
|
ГС |
4 |
17 945 |
200 |
326 |
1282 |
19 752 |
|
ГС |
5 |
18051 |
|
315 |
1 282 |
19 648 |
|
ГС |
6 |
18051 |
|
315 |
1282 |
19 648 |
|
ГС |
7 |
18 051 |
|
338 |
1282 |
19 671 |
|
ГС |
8 |
17 945 |
|
326 |
1 282 |
19 552 |
|
ГС |
9 |
18 051 |
|
315 |
1282 |
19 648 |
|
ГС |
10 |
18 123 |
196 |
338 |
1282 |
19 938 |
|
ГС |
11 |
18 123 |
196 |
1 054 |
1282 |
20 655 |
|
ГС |
12 |
18 123 |
30 |
501 |
1282 |
19 936 |
|
ГС |
13 |
17 945 |
|
504 |
1282 |
19731 |
|
ГС |
14 |
18 051 |
|
338 |
1 282 |
19 671 |
|
ГС |
15 |
17 945 |
90 |
505 |
1282 |
19 822 |
|
Итого |
270 238 |
812 |
6 214 |
19 230 |
296 493 | |
Таблица 7
Объём капитальных вложений для бурения наклонно-направленных скважин (ННС)
|
|
Затраты на бурение, тыс. руб. |
Затраты на отвод земли, тыс. руб. |
Затраты на обустройство, тыс. руб. |
Затраты на оборудование, тыс. руб. |
ВСЕГО затрат, тыс. руб- | |
|
ННС |
1 |
4 847 |
|
216 |
594 |
5 657 |
|
ННС |
2 |
4 847 |
|
184 |
594 |
5 625 |
|
ННС |
3 |
4 847 |
|
214 |
594 |
5 655 |
|
ННС |
4 |
4 847 |
30 |
226 |
594 |
5 697 |
|
ННС |
5 |
5 045 |
74 |
136 |
594 |
5 849 |
|
ННС |
6 |
5 045 |
74 |
208 |
594 |
5 921 |
|
ННС |
7 |
5 045 |
|
214 |
594 |
5 853 |
|
ННС |
8 |
5 045 |
|
226 |
594 |
5 865 |
|
ННС |
9 |
5 045 |
|
214 |
594 |
5 853 |
|
ННС |
10 |
5 045 |
25 |
338 |
594 |
6 002 |
|
ННС |
11 |
5 045 |
|
321 |
594 |
5 960 |
|
ННС |
12 |
4 847 |
|
342 |
594 |
5 783 |
|
ННС |
13 |
4 847 |
|
288 |
594 |
5 729 |
|
ННС |
14 |
4 847 |
|
321 |
594 |
5 762 |
|
ННС |
15 |
4 847 |
80 |
311 |
594 |
5 832 |
|
Итого |
74 091 |
283 |
3 759 |
8 910 |
87 043 | |
Таким образом, на 15 ГС необходимо 296 493 тыс. руб.:
затраты на бурение - 270 238 тыс. руб.;
затраты на отвод земли - 812 тыс. руб.;
затраты на обустройство кустов и скважин - 6 214 тыс. руб.;
затраты на оборудование - 19 230 тыс. руб.
Капитальные вложения для бурения 15 ННС составили 87 043 тыс. руб.:
затраты на бурение - 74 091 тыс. руб.;
затраты на отвод земли - 283 тыс. руб.;
затраты на обустройство кустов и скважин - 3 759 тыс. руб.;
затраты на оборудование - 8 910 тыс. руб.
Оценим предлагаемые проекты бурения ГС и ННС по ключевым показателям эффективности: ЧДД, ИД, ВНД и сроку окупаемости.
При расчете экономической эффективности использовались следующие параметры:
ставка дисконта - Ен=10% (при учёте, что ставка рефинансирования 10,5%);
налог на имущество - 2,2%;
налог на прибыль - 20%.
Представим расчет экономической эффективности проектов разработки месторождения эксплуатацией ГС и ННС.
Таблица 8
Расчет экономической эффективности бурения 15 горизонтальных скважин
|
|
Ед. изм. |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
Итого |
|
1. ДОХОДЫ (без НДС, комм, расх) |
тыс.руб. |
192 467 |
324 762 |
292 948 |
259 946 |
229 325 |
98 296 |
1 397 743 |
|
2. ЭКСПЛУАТАЦ. РАСХОДЫ |
тыс.руб. |
103 585 |
172 316 |
156 053 |
146 258 |
126 701 |
66 865 |
771 778 |
|
2.1. Усл.- перем. расходы, в т.ч. |
тыс.руб. |
88 922 |
144 106 |
127 758 |
111930 |
98 236 |
44 013 |
614 966 |
|
2.1.1. Расходы на энергию по увлечению жидкости |
тыс.руб. |
658 |
1252 |
1252 |
1255 |
1252 |
597 |
6 265 |
|
1.1.2. Расходы на энергию по [звлечению нефти |
тыс.руб. |
2 871 |
5 880 |
5 260 |
4 723 |
4 220 |
2 123 |
25 078 |
|
2.1.3. Прочие расходы |
тыс.руб. |
85 392 |
136 974 |
121 246 |
105 951 |
92 764 |
41294 |
583 622 |
|
2.2. Усл.- пост, затраты |
тыс.руб. |
105 |
2 720 |
2 720 |
8 669 |
2 720 |
2615 |
19 548 |
|
2.2.1. Расходы на ПРС |
тыс.руб. |
0 |
2517 |
2517 |
0 |
2517 |
2517 |
10 069 |
|
2.2.2. Расходы на КРС |
тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
8 466 |
0 |
0 |
8 466 |
|
2.3. Амортизация |
тыс.руб. |
14 558 |
25 490 |
25 575 |
25 660 |
25 745 |
20 236 |
137 264 |
|
3 ФИНАНСОВЫЙ РЕЗУЛЬТАТ |
тыс.руб. |
88 882 |
152 446 |
136 895 |
113 688 |
102 624 |
31431 |
625 966 |
|
3. 1. Налоги с фин. результата |
тыс.руб. |
4 098 |
6 786 |
6 234 |
5 680 |
5 123 |
4 491 |
32 412 |
|
4. БАЛАНСОВАЯ ПРИБЫЛЬ |
тыс.руб. |
84 785 |
145 660 |
130 661 |
108 008 |
97 500 |
26 940 |
593 554 |
|
5. Налог на прибыль |
тыс.руб. |
20 348 |
34 958 |
31359 |
25 922 |
23 400 |
6 466 |
142 453 |
|
6. ПРИБЫЛЬ ОСТАВШ. В РАСПОР. ПРЕДПРИ |
тыс.руб. |
64 436 |
110 701 |
99 302 |
82 086 |
74 100 |
20 474 |
451 101 |
|
8.Капит. вложения, в т.ч. |
тыс.руб. |
296 493 |
425 |
425 |
425 |
425 |
425 |
298 618 |
|
8. 1. Расходы на замену обор-ия |
тыс.руб. |
21 792 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
21792 |
|
9. ЧИСТЫЙ ДЕН. ПОТОК |
тыс.руб. |
-217 499 |
135 766 |
124 452 |
107 321 |
99 420 |
40 285 |
289 745 |
|
10. Кумул. чист. ден. поток |
тыс.руб. |
-217 499 |
-81 733 |
42 719 |
150 040 |
249 460 |
289 745 |
289 745 |
|
11. Диск, денежный поток |
тыс.руб. |
-197 706 |
112 142 |
93 463 |
73 300 |
61739 |
22 720 |
165 298 |
|
12. Кум. диск. ден. поток (ЧДД) |
тыс.руб. |
-197 706 |
-85 564 |
7 899 |
81 199 |
142 578 |
165 298 |
165 298 |
Рис. 2. Поток наличности от проекта бурения ГС.
Наглядно поток наличности представлен на графике (Рис. 8).
Если линейно изобразить накопленный дисконтированный поток денежной наличности от проекта (Рис. 9), можно увидеть, что срок окупаемости проекта составляет 2,9 года.
Рис. 3. Накопленный дисконтированный
денежный поток от проекта бурения ГС.
Для расчета внутренней нормы доходности (ВНД) необходимо рассчитать ЧДД при нескольких ставках дисконтирования (Табл. 9).
|
годы |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
Итого |
|
Чистый денежный поток |
-217499 |
135766 |
124452 |
107321 |
99420 |
40285 |
289745 |
|
Ен=10% |
0,909 |
0,826 |
0,751 |
0,683 |
0,621 |
0,564 |
|
|
ЧДД (10%) |
-197 706 |
112 142 |
93 463 |
73 300 |
61739 |
22 720 |
165 298 |
|
накопленный ЧДД (10%) |
-197 706 |
-85 564 |
7 899 |
81 199 |
142 578 |
165 298 |
|
|
Ен=30% |
0,769 |
0,592 |
0,455 |
0,350 |
0,269 |
0,207 |
|
|
ЧДД (30%) |
-167307 |
80335 |
56646 |
37576 |
26777 |
8346 |
42373 |
|
накопленный ЧДД (30%) |
-167307 |
-86972 |
-30326 |
7250 |
34027 |
42373 |
|
|
Ен=50% |
0,667 |
0,444 |
0,296 |
0,198 |
0,132 |
0,088 |
|
|
ЧДД (50%) |
-144999 |
60340 |
36875 |
21199 |
13092 |
3537 |
-9956 |
|
накопленный ЧДД (50%) |
-144999 |
-84659 |
-47784 |
-26585 |
-13493 |
-9956 |
|
Значение ВНД можно определить графическим способом (Рис. 4).
Рис.4. Определение ВНД графическим методом
Как видно по графику, значение внутренней нормы доходности для проекта бурения горизонтальных скважин находится на уровне 46%.
Ключевые показатели эффективности по проектам бурения 15 ГС и ННС следующие.
Таблица 10
Ключевые показатели эффективности.
|
Ключевые показатели |
Ед. изм. |
ГС |
ННС |
|
Технологические показатели проекта |
|
|
|
|
1. Количество операций |
ед. |
15 |
15 |
|
2. Добыча нефти |
тыс. тонн |
189,50 |
71,70 |
|
3. Средний дебит нефти, т/сут |
т/сут |
7,2 |
3,7 |
|
Финансовые показатели проекта |
|
|
|
|
1. Инвестиции |
тыс.руб. |
298 618 |
89 127 |
|
2. Чистая приведенная стоимость (ЧДД>0) |
тыс.руб. |
165 298 |
75 354 |
|
3. Индекс прибыльности (ИД=( 1+ЧДД/З)> 1) |
доли ед. |
1,55 |
1,52 |
|
4. Внутренняя норма доходности (ВНД>10%) |
% |
46% |
36% |
|
5. Срок окупаемости |
лет |
2,9 |
3,0 |
В технико-экономическом предложении рассмотрено 2 варианта разработки объекта. Анализируя ключевые финансовые показатели можно сделать вывод, что экономически проект бурения по первому варианту более привлекателен.
Эффективность рекомендуемого варианта достигается за счет следующего:
Традиционная технология заканчивания скважин во втором варианте - с обеспечением сплошного отбора продукции из всей продуктивной зоны -приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов, преждевременному подтягиванию воды.
Новый подход к системе заканчивания и крепления горизонтального участка скважины в первом варианте приводит к созданию необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны с ограничением содержания воды и газа в добываемой продукции.
3. Разуплотнение сетки скважин в первом варианте не приводит к потерям нефти и снижению темпов отбора, а наоборот за счет применения горизонтальных стволов до 250 м позволяет повысить технико-экономические показатели.
Применение технологических решений значительно улучшает технико-экономические показатели предлагаемые в первом варианте, но при сегодняшних экономических условиях не позволяет ввести объект в рентабельную разработку. Вариант №1 требует доработки в следующих направлениях: увеличение начального дебита скважин, отказ от бурения неперспективных скважин, бурение ГС с малым радиусом искривления, использование специальных буровых растворов для обеспечения устойчивости стенок скважин в породах, где отмечены обвалы и осыпи.