Салямов Ринат Гайнелович, НР-07-5

ДП: Анализ эффективности ГТМ на Когалымском месторождении

4. Организационно-экономическая часть

4.1. Влияние мероприятий на основные показатели тэп зао «лукойл-аик»

Показатели экономической эффективности проведения ГРП на Когалым­ском месторождении определены на период 2012-2015 гг. исходя из годового экономического показателя за2011 г.

Оценка экономической эффективности ГРП произведена исходя из тех­нологического эффекта - суммарной дополнительной добычи нефти после проведения ГРП.

Расчет экономической эффективности от проведения мероприятия сводится к определению потока денежной наличности (ПДН) и чистой текущей стоимости (ЧТС).

Поток денежной наличности представляет собой разность между наличием средств от производственно-финансовой деятельности и затратами на освоение месторождения. Положительное значение денежных поступлений считается подтверждением целесообразности инвестирования средств в разработку месторождения (в проект), а отрицательное, напротив, свидетельствует о неэффективности их использования.

Чистая текущая стоимость рассчитывается с применением нормы дисконтирования по ставке 10 % и 15 % согласно требованиям РД.

Внутренняя норма рентабельности – коэффициент рентабельности инвестиций, рассчитывается путем нахождения ставки дисконтирования, при которой приведенная стоимость будущих денежных поступлений равняется сумме инвестиций, т.е. это то значение нормы дисконтирования, при котором накопленные дисконтированные денежные поступления за расчетный период равны нулю.

Срок окупаемости вложений - это продолжительность периода, в течение которого поступление денежных средств от производственной деятельности предприятия покроет затраты на инвестиции, т.е. это тот период, за пределами которого накопленные чистые дисконтированные поступления становятся и в дальнейшем остаются неотрицательными.

Для разработанной программы мероприятий по повышению эффективности использования фонда скважин, необходимо рассчитать экономический эффект (в денежном выражении) по каждому мероприятию в отдельности, а затем вывести полученную прибыль от внедрения данных мероприятий.

4.2. Расчет экономической эффективности от проведения грп на Когалымском месторождении

Производство гидроразрыва пласта, наряду с последними достиже­ниями мировой практики в области повышения нефтеотдачи пластов, яв­ляется высокорентабельным производством.

В 2012 году на Когалымском месторождении планируется провести 6 гидро­разрывов пласта. Планируемое увеличение дебита - в 3.4 раза. Прирост дополнительной добычи в среднем 31 тонну в сутки на одну скважину.

Анализируя экономическую эффективность повышения нефтеотдачи пластов, применение метода ГРП дает возможность: увеличения добычи нефти, дополнительного потока денежной наличности, возможность разра­батывать Когалымское месторождение с положительными экономическими показателями. Результаты расчета НПДН и ЧТС представлены в таблице 4.1 и графически (рисунок 4.1).

Оценка эффективности инвестиционных проектов необходима для обоснова­ния экономической целесообразности осуществления организационно-технических мероприятий за счет, как собственных средств, так и кредитов, полученных от банков, инвестиционных компаний и других кредитных учреждений.

Ниже приводится расчет экономической эффективности проведения ГРП на участке Когалымского месторождения.

Цена одной тонны реализуемой нефти по отчетным данным за 2011 год - 7259 руб./т.

Условно-постоянные расходы включают затраты на ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на основные мате­риалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт обору­дования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП:

-стоимость одной операции ГРП - 4.500.000 рублей.

Ставка дисконтирования (коэффициент дисконтирования) является нор­мативом приведения разновременных затрат к единому моменту времени.

Коэффициент эксплуатации - 0.93.

Ежедневные потери на обводненность по Когалымскому месторождению составляют 8 т/сут. С прироста дополнительной добычи жидкости 31 т/сут на одну скважину по 6 скважинам, охваченными ГРП в 2012 г, ежегодные потери на обводненность по месторождению составят – 5443,65 т/год.