Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов (на примере «Альметьевнефть»)

– 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-т экон. эффективности, Е  = Чистая прибыль : Кап. Затраты  = 812500 /48720000 = 0,16

     Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ. 

Таблица    3.7  

Годовой экономический эффект ГНКТ

 

    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.

        Выводы

Настоящий курсовой проект рассматривает вопросы внедрения новой технологии – Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ) в процесс нефтедобычи НГДУ «Альметьевнефть».

   Предлагается применение комплекса ГНКТ для промывки стволов и призабойной зоны нефтяных скважин после проведения на них гидроразрыва пласта. 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. 
 
 

    В курсовой работе произведена 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 на

скважинах, шт. и 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 мини-

мальная 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 (С. О.мах.).

   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 (С.О.мin.).

   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.

В диссертации  приведён порядок расчётов по экономической  эффектив

ности УНГ 8/15. Результаты отражены в табл.1.

Таблица 1 – Экономическая эффективность УНГ 8/15 по приросту дебита нефти

 

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 усло

виям  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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение 

     Управление инвестиционной деятельностью нефтяной компании в современных условиях связано с принятием сложных и дорогостоящих управленческих условий. Так, например, отклонение инвестиционного проекта для НК влечет за собой целую цепочку взаимосвязанных процессов (консервация скважин на месторождениях, изменение технологических режимов, изменение поставок и т.д.), что в конечном итоге приводит к перераспределению материальных и финансовых потоков.

       Принципиальная сложность в управлении инвестиционной деятельностью крупной нефтяной компании, обусловлена сложностью технологической цепочки «добыча - транспортировка - переработка - транспортировка - сбыт», наличием огромного пула разнородных проектов и конкурентных ограничений. Традиционно такие задачи решались как бы по частям, например, отдельный расчет эффективности инвестиционных проектов для сегмента upstream и downstream, затем - ранжирование проектов по одному из критериев (например, по NPV) с дальнейшим отсечением в соответствии со значением одного из имеющихся ограничений. Затем процедура ранжирования и отсечения повторялась для каждого сегмента и ограничения.