3.3.1. Анализ влияния предложенных проектов на финансовые результаты деятельности предприятия

Применение ГНКТ, с одной стороны, означает увеличение затрат для Заказчика, но с другой стороны, значительно увеличивает конечную прибыль Заказчика.

Далее приводится анализ затрат и эффективности предлагаемого проекта.

Таблица 3.6

Затраты на ГНКТ и КРС в год

Установка	Стоимость одной работы, рублей	Количество, Работ/Год	Стоимость работ, Рублей/Год
ГНКТ	870 000	144	125 000 000
КРС *	440 000	24	10 560 000
КРС – 1 бригада (промывка)	175 000	24	4 200 000
КРС – 6 бригад (промывка)	175 000	144	25 200 000

* - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий НГДУ «АН»

Для выполнения экономических расчетов в работе используются следующие базовые данные:

- трансфертная цена 1 тонны нефти для НГДУ «АН» в 2008 2000 руб.

- средний дебит скважин, оптимизированных ГРП, в 2008 г.

85 тонн/сут.

- среднегодовой объем работ, выполняемых ГНКТ - 144

- расчет затрат НГДУ «Альметьевнефть» на смену ЭЦН.

Вследствие различных проблем, возникавших после проведения гидроразрыва пласта, НГДУ «Альметьевнефть» в 2008 г. вынуждено было понести значительные затраты на замену ЭЦН, выходивших из строя. Понесенные затраты включали также упущенную выгоду от вынужденного простоя скважин во время смены и запуска ЭЦН.

Стоимость ЭЦН*, руб.	Стоимость смены ЭЦН, руб.	Среднее время смены ЭЦН, сут.	Добыча, тонн	Упущенная выгода,** руб	Всего смен ЭЦН
783 000	87 000	3	195	395 850	276

Таким образом, затраты НГДУ «АН» на смену ЭЦН по ценам 2008 г. составили около 350 млн. рублей. Одной из основных причин выхода ЭЦН из строя был вынос твердых частиц. Доля выноса мехпримесей составляла 42%. Отсюда можно сделать вывод, что сумма затрат НГДУ «АН» на смену ЭЦН по причине некачественной промывки скважин достигает порядка 140 млн. рублей в год.

Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, по расчетам специалистов НГДУ «АН», позволяет сократить общее время «цикла ГРП» с 16 до 13 суток, т.е. на 3 суток.

Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 36 720 тонн нефти (144 скважины х 3 суток х 85 тонн/сутки).

Дополнительная выручка Заказчика – НГДУ «АН» - составила 74,5 миллиона рублей.

Расчет показателей работы по промывкам бригад КРС.

Среднее время работы ЭЦН после проведения ГРП и промывок, сделанных бригадами КРС, равняется 60 суткам. За этот период общий дебит 57 (от 144) скважин, что равняется 40% или количеству скважин, которые по статистике выходят из строя по причине механических примесей, составит 290 700 тонн нефти.

Выручка НГДУ «АН» составит 590 121 000 рублей.

Затраты НГДУ «АН» на промывки: 57 х 175 000 = 9 975 000 рублей.

При уровне рентабельности 10% валовая прибыль от обслуживания 57 скважин (или от работы 2,4 бригад) КРС 997 500 рублей.

Расчет показателей работы по промывкам комплекса ГНКТ. Увеличение МРП работы ЭЦН.

Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, как считают специалисты, может реально увеличить межремонтный период (МРП) службы электропогружных насосов с 60 до 150 суток. Таким образом, благодаря собственно применению ГНКТ дополнительное время работы ЭЦН и, следовательно, время добычи возрастает на 90 суток.

Согласно статистике, из 144 работ по промывке, 40% или 57 скважин, обработанных по традиционной технологии, прекратили бы добычу в среднем через 60 суток после вывода скважин на режим.

Следовательно, дополнительные 90 суток производительной работы 57 скважин можно считать эффектом, полученным в результате применения ГНКТ.

Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 436 050 тонн нефти (57 скважин х 85 тонн/сут. х 90 суток).

Дополнительная выручка Заказчика – НГДУ «АН» – 885 000 000 рублей.

Затраты Заказчика: – 125 000 000 рублей.

Дополнительная прибыль: 760 000 000 рублей.

Дополнительный валовой доход и затраты Заказчика, связанные с внедрением ГНКТ.

Таким образом, прямое дополнительное увеличение валовой выручки НГДУ «АН» в результате применения технологии ГНКТ, за счет сокращения продолжительности общего цикла ГРП и за счет увеличения МРП работы электроцентробежных насосов может составить 369,5 миллионов рублей за календарный год.

Общие затраты Заказчика на применение ГНКТ за тот же период составят 125 млн. рублей. Валовой доход Заказчика составит 244,5 млн. рублей.

Расчет показателей эффективности внедрения ГНКТ, рублей:

Выручка: 125 000 000

Себестоимость: 112 500 000

Капитальные затраты: 48 720 000

Основные фонды (ОФ): 69 062 500

Оборотные средства (Обн): 12 187 500

Прибыль: 12 500 000

Налоги (35%): 4 375 000

Чистая прибыль: 8 125 000

Рентабельность = Чистая Прибыль : (ОФ+Обн) = 8 125 000/81 250 000 = 10%

Окупаемость, Т лет = Кап. Затраты : Чистая Приб. = 48720000/8125000 = 6 лет

Коэф. эк. эффективности, Е = Чистая прибыль : Кап. Затраты = 812500 /48720000 = 0,16

Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ.

Таблица 3.7

Годовой экономический эффект ГНКТ

№	Показатели	Измеритель	До внедрения КРС	После внедрения ГНКТ	Результат
1	Объем работ операций		144	144
2	Затраты	Млн. руб	9,0	112,5
3	Выручка	Млн. руб	10,0	125,0
4	Прибыль	Млн. руб	1,0	12,5
5	Налоги	Млн. руб	0,35	4,4
6	Чистая прибыль	Млн. руб	0,65	8,1
7	Экономический эффект	Млн. руб	-	-	+8,1
8	Капвложения	Млн. руб	-	48,7
9	Срок окупаемости	лет	-	6
10	Коэф-т эффективности		10	0,16
11	Рентабельность	%			10

Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке скважин по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, ГНКТ обеспечивает более надежный контроль состояния скважины, благодаря высокой автоматизации и компьютерному обеспечению процесса. Вместе с промывкой ГНКТ также обеспечивает закачку азота.

На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток. Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12 скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования. Годовой объем операций установок ГНКТ и КРС приводится в таблице.

Одним из важнейших преимуществ ГНКТ является качественная промывка ствола и призабойной зоны скважины. Высокая скорость выполнения работ, надежный контроль работы в скважине, математическое моделирование (дизайн) каждой работы – все это также является достоинствами новой технологии. Качественные промывки скважин после ГРП позволяют минимизировать механические примеси, остающиеся в скважине, увеличивают общую продолжительность работы ЭЦН, следовательно, обеспечивают дополнительную добычу нефти и экономическую выгоду для Заказчика.

Как показывают предварительные расчеты, увеличение добычи 40% ЭЦН от общего числа скважин, промытых с помощью ГНКТ, дополнительно на 30 – 60 суток, обеспечивает 170 – 465 млн. рублей прибыли для Заказчика.

Относительно окупаемости самого проекта внедрения ГНКТ и его экономической эффективности, расчеты показывают, что достижение дополнительного дебита 40% скважин в течение 90 суток позволяет окупить затраты на проект за 6 лет, коэффициент эффективности при этом составляет 0,16. Данные показатели соответствуют общепринятым нормативам окупаемости и эффективности для внедрения новых производств.

Оценка экономической эффективности применения инновационных технологий на примере приобретения и использования газобустерной установки УНГ 8/15 в НГДУ «Альметьевнефть» по следующим пунктам:

1. Точка безубыточности (Т. Б.) считается основным критерием инвестиционной привлекательности.

2. Т. Б. определяется по двум параметрам:

а) количество операций наскважинах, шт.

б) срок окупаемости, мес.

3. Количество операций на скважинах имеет, для упрощения расчетов, одно, усредненное значение в штуках. Срок окупаемости имеет, как правило, два значения: минимальный и максимальный срок. Каждое значение срока окупаемости зависит от производительности УНГ 8/15.

Результаты демонстрационных испытаний УНГ 8/15 показали, что минимальная производительность УНГ 8/15 может быть принята в размере 5-ти операций в месяц или крайний минимум одна операция в неделю. Минимальная производительность УНГ 8/15 определяет максимальный срок окупаемости.

По результатам демонстрационных испытаний УНГ 8/15 с достаточной достоверностью определяем максимальную производительность УНГ 8/15 в размере 10-ти операций в месяц. Максимальная производительность УНГ 8/15 определяет минимальный срок окупаемости.

Производительность УНГ 8/15 согласовывается с объемами работ в НГДУ и организацией работ в бригадах КРС.

4. Конкурентным преимуществом УНГ 8/15 является возможность работы на скважине без бригады КРС. Это подтвердилось на скважинах № 802 и № 3819.

5. Определение сегментации объема работ.

Демонстрационные испытания УНГ 8/15 определили четыре вида работ УНГ 8/15:

а) обработка скважин газожидкостной смесью (ГЖС) с использованием

УНГ 8/15;

б) обработка скважин ГЖС с попутным газом;

в) освоение скважин после ГРП;

г) обработка скважин без бригады КРС.

Порядок расчётов по экономической эффективности УНГ 8/15.

Экономическая эффективность УНГ 8/15 по приросту дебита нефти

№ скв.	Время работы УНГ 8/15, час	Заплан. время свабирования или других работ на скважине, час	Сокращение времени ремонта скважины посредством применения УНГ 8/15, час (сутки)	Дебит скважины, т/сут	Прирост дебита, Q ок т/сут	Объем доп. прибыли, Q2 п , тыс.руб.
2645	24	48	24(1)	25	25	25
2518	24	336	312(13)	24	312	312
1311	28	48	20(0,8)	26	20,8	20,8
3819	7,5	24	16,5(0,7)	60	42	42
1321	7	336	329(13,7)	28	383,6	383,6
802	22	115	93(3,8)	74	281,2	281,2
2610	12	115	103(4,3)	25	107,5	107,5
568	36	115	79(3,3)	30	99	99
47	6	115	109(4,5)	17	76,5	76,5
48	6	115	109(4,5)	37	76,5	76,5
Всего							Σ 1421,1
Q2п = Q ок × П, где П – прибыль от продажи одной тонны нефти (берем 1тонна нефти =1000 руб.)

Точка безубыточности по результатам демонстрационных испытаний УНГ

8/15 соответствует 44 скважино – операциям.

Срок окупаемости: С.О.мах. = 8,8 месяца, С.О.мin.= 4,4 месяца.

Потребность в УНГ 8/15 соответствует 7-ми установкам.

Платежеспособный спрос определен в количестве 4-х установок.

Экономические оценки должны учитывать влияние следующих факторов:

- приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соразмерности по экономической ценности в начальном периоде;

- учет инфляции, влияющей на ценность используемых денежных средств;

- учет рисков, связанных с осуществлением проектных работ;

- обоснование целесообразности участия в реализации проектных решений заинтересованных предприятий, банков, российских и иностранных инвесторов, федеральных и региональных органов государственного управления.