ГдеПвал.
Налоги - - 24 % от реализации.
Прирост накопленного потока денежной наличности (ΔНПДН) определяется за все годы расчетного периода:
ΔНПДН = 
ПДНк
гдеt -тек. год
t 
Т
Т- расчетный период по мероприятиям НТП.
К- годы, предшествующие текущему году включительно
ΔПДНк-прирост потока денежной наличности в к-том году, тыс.руб.
Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени,то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования производится по формуле указанной выше. Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ΔДПДНt) и чистой текущей стоимости (ΔЧТСt) определяются по следующим формулам:
ΔДПДНt =ΔПДНt * at
ЧТСt= ДПДНк
Исходные данные для расчетов НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.1.
Согласно этой методике все расчеты представлены в таблице6.2.
| Таблица 6.2Расчетэкономическойэффективностиот проведенияоптимизациив НГДУ « Когалымнефть» ЦДНГ-1 | ||||||||||||||
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1729,3 | 1561,952 | 1729,304 | 1673,52 | 1729,304 | 1673,52 | 1729,304 | 1729,304 | 1673,52 | 1729,304 | 1673,52 | 1729,304 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 518,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 290,68 | 285,31 | 315,88 | 305,69 | 315,88 | 305,69 | 315,88 | 315,88 | 305,69 | 315,88 | 305,69 | 315,88 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 920,5 | 903,49 | 1000,30 | 968,03 | 1000,30 | 968,03 | 1000,30 | 1000,30 | 968,03 | 1000,30 | 968,03 | 1000,30 | |
| НПДН | тыс.руб. | 920,5 | 1823,99 | 2824,29 | 3792,31 | 4792,61 | 5760,64 | 6760,94 | 7761,23 | 8729,26 | 9729,56 | 10697,59 | 11697,88 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,0 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 920,5 | 901,69 | 994,29 | 958,35 | 985,29 | 948,67 | 970,29 | 960,28 | 919,63 | 945,28 | 909,95 | 930,28 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 920,5 | 1822,18 | 2816,48 | 3774,83 | 4760,12 | 5708,79 | 6679,07 | 7639,36 | 8558,99 | 9504,27 | 10414,21 | 11344,49 |
Рисунок 6.1 Профиль накопленного потока денежной наличности и чистойтекущей стоимости
6.2Анализ чувствительности проекта к риску
Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными, то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта.
Для анализа чувствительностивыбираем интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:
- дополнительная добыча (-30%; +10%),
- цены на нефть (-20%; +20%),
- текущие затраты (-10%; +10%),
- налоги (-20%; +20).
Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТС(Qд.д.); ЧТС(Ц); ЧТС(И); ЧТС(Н). Результаты расчетов приведены в таблицах 6.3 – 6.10.
Таблица 6.3Изменение ЧТС от дополнительной добычи-30 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 0,825 | 0,745 | 0,825 | 0,798 | 0,825 | 0,798 | 0,825 | 0,825 | 0,798 | 0,825 | 0,798 | 0,825 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1210,51 | 1093,37 | 1210,51 | 1171,46 | 1210,51 | 1171,46 | 1210,51 | 1210,51 | 1171,46 | 1210,51 | 1171,46 | 1210,51 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 394,19 | 261,20 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 289,19 | 261,20 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | 289,19 | 279,86 | 289,19 | 279,86 | 289,19 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 195,92 | 199,72 | 221,12 | 213,99 | 221,12 | 213,99 | 221,12 | 221,12 | 213,99 | 221,12 | 213,99 | 221,12 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 620,41 | 632,45 | 700,21 | 677,62 | 700,21 | 677,62 | 700,21 | 700,21 | 677,62 | 700,21 | 677,62 | 700,21 | |
| НПДН | тыс.руб. | 620,41 | 1252,85 | 1953,06 | 2630,68 | 3330,89 | 4008,51 | 4708,72 | 5408,92 | 6086,54 | 6786,75 | 7464,37 | 8164,58 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 620,41 | 631,18 | 696,01 | 670,84 | 689,70 | 664,07 | 679,20 | 672,20 | 643,74 | 661,70 | 636,96 | 651,19 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 620,41 | 1251,59 | 1947,59 | 2618,44 | 3308,14 | 3972,21 | 4651,41 | 5323,61 | 5967,35 | 6629,05 | 7266,01 | 7917,20 |
Таблица 6.4 Изменение ЧТС от дополнительной добычи+10 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,296 | 1,170 | 1,296 | 1,254 | 1,296 | 1,254 | 1,296 | 1,296 | 1,254 | 1,296 | 1,254 | 1,296 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1902,23 | 1718,15 | 1902,23 | 1840,87 | 1902,23 | 1840,87 | 1902,23 | 1902,23 | 1840,87 | 1902,23 | 1840,87 | 1902,23 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 559,44 | 410,46 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 454,44 | 410,46 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 439,78 | 454,44 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 322,27 | 313,85 | 347,47 | 336,26 | 347,47 | 336,26 | 347,47 | 347,47 | 336,26 | 347,47 | 336,26 | 347,47 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 1020,53 | 993,84 | 1100,33 | 1064,83 | 1100,33 | 1064,83 | 1100,33 | 1100,33 | 1064,83 | 1100,33 | 1064,83 | 1100,33 | |
| НПДН | тыс.руб. | 1020,53 | 2014,37 | 3114,69 | 4179,53 | 5279,85 | 6344,68 | 7445,01 | 8545,34 | 9610,17 | 10710,49 | 11775,33 | 12875,65 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 1020,53 | 991,86 | 1093,72 | 1054,18 | 1083,82 | 1043,53 | 1067,32 | 1056,31 | 1011,59 | 1039,81 | 1000,94 | 1023,30 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 1020,53 | 2012,38 | 3106,11 | 4160,29 | 5244,11 | 6287,64 | 7354,96 | 8411,27 | 9422,86 | 10462,67 | 11463,61 | 12486,92 |
Таблица 6.5 Изменение ЧТС от цены-20 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1383,44 | 1249,56 | 1383,44 | 1338,82 | 1383,44 | 1338,82 | 1383,44 | 1383,44 | 1338,82 | 1383,44 | 1338,82 | 1383,44 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 518,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 207,68 | 210,34 | 232,88 | 225,36 | 232,88 | 225,36 | 232,88 | 232,88 | 225,36 | 232,88 | 225,36 | 232,88 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 657,64 | 666,08 | 737,44 | 713,65 | 737,44 | 713,65 | 737,44 | 737,44 | 713,65 | 737,44 | 713,65 | 737,44 | |
| НПДН | тыс.руб. | 657,64 | 1323,72 | 2061,16 | 2774,81 | 3512,26 | 4225,91 | 4963,35 | 5700,79 | 6414,45 | 7151,89 | 7865,54 | 8602,99 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 657,64 | 664,74 | 733,02 | 706,52 | 726,38 | 699,38 | 715,32 | 707,94 | 677,97 | 696,88 | 670,83 | 685,82 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 657,64 | 1322,39 | 2055,40 | 2761,92 | 3488,30 | 4187,68 | 4903,00 | 5610,95 | 6288,92 | 6985,80 | 7656,63 | 8342,46 |
Таблица 6.6 Изменение ЧТС от цены+20 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 2075,16 | 1874,34 | 2075,16 | 2008,22 | 2075,16 | 2008,22 | 2075,16 | 2075,16 | 2008,22 | 2075,16 | 2008,22 | 2075,16 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 518,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 373,69 | 360,29 | 398,89 | 386,02 | 398,89 | 386,02 | 398,89 | 398,89 | 386,02 | 398,89 | 386,02 | 398,89 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 1183,35 | 1140,91 | 1263,15 | 1222,40 | 1263,15 | 1222,40 | 1263,15 | 1263,15 | 1222,40 | 1263,15 | 1222,40 | 1263,15 | |
| НПДН | тыс.руб. | 1183,35 | 2324,26 | 3587,41 | 4809,82 | 6072,97 | 7295,37 | 8558,52 | 9821,67 | 11044,07 | 12307,22 | 13529,63 | 14792,78 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 1183,35 | 1138,63 | 1255,57 | 1210,18 | 1244,20 | 1197,96 | 1225,26 | 1212,62 | 1161,28 | 1193,68 | 1149,06 | 1174,73 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 1183,35 | 2321,98 | 3577,55 | 4787,73 | 6031,93 | 7229,89 | 8455,15 | 9667,77 | 10829,05 | 12022,73 | 13171,79 | 14346,52 |
Таблица 6.7 Изменение ЧТС от текущих затрат-10 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1729,30 | 1561,95 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 466,31 | 335,83 | 371,81 | 359,82 | 371,81 | 359,82 | 371,81 | 371,81 | 359,82 | 371,81 | 359,82 | 371,81 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 303,12 | 294,27 | 325,80 | 315,29 | 325,80 | 315,29 | 325,80 | 325,80 | 315,29 | 325,80 | 315,29 | 325,80 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 959,87 | 931,85 | 1031,69 | 998,41 | 1031,69 | 998,41 | 1031,69 | 1031,69 | 998,41 | 1031,69 | 998,41 | 1031,69 | |
| НПДН | тыс.руб. | 959,87 | 1891,73 | 2923,42 | 3921,83 | 4953,53 | 5951,94 | 6983,63 | 8015,33 | 9013,74 | 10045,44 | 11043,85 | 12075,54 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 959,87 | 929,99 | 1025,50 | 988,43 | 1016,22 | 978,45 | 1000,74 | 990,43 | 948,49 | 974,95 | 938,51 | 959,48 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 959,87 | 1889,86 | 2915,37 | 3903,80 | 4920,01 | 5898,46 | 6899,20 | 7889,63 | 8838,12 | 9813,07 | 10751,58 | 11711,06 |
Таблица 6.8 Изменение ЧТС от текущих затрат+10 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1729,30 | 1561,95 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 569,94 | 410,46 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | 439,78 | 454,44 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 278,25 | 276,36 | 305,97 | 296,10 | 305,97 | 296,10 | 305,97 | 305,97 | 296,10 | 305,97 | 296,10 | 305,97 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 881,12 | 875,13 | 968,90 | 937,64 | 968,90 | 937,64 | 968,90 | 968,90 | 937,64 | 968,90 | 937,64 | 968,90 | |
| НПДН | тыс.руб. | 881,12 | 1756,25 | 2725,15 | 3662,80 | 4631,70 | 5569,34 | 6538,24 | 7507,14 | 8444,78 | 9413,68 | 10351,32 | 11320,22 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 881,12 | 873,38 | 963,09 | 928,27 | 954,37 | 918,89 | 939,83 | 930,14 | 890,76 | 915,61 | 881,39 | 901,08 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 881,12 | 1754,50 | 2717,59 | 3645,86 | 4600,22 | 5519,11 | 6458,94 | 7389,09 | 8279,85 | 9195,46 | 10076,84 | 10977,92 |
Таблица 6.9 Изменение ЧТС от налогов-20 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1729,3 | 1562,0 | 1729,3 | 1673,5 | 1729,3 | 1673,5 | 1729,3 | 1729,3 | 1673,5 | 1729,3 | 1673,5 | 1729,3 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 518,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 232,55 | 228,25 | 252,71 | 244,55 | 252,71 | 244,55 | 252,71 | 252,71 | 244,55 | 252,71 | 244,55 | 252,71 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 978,63 | 960,56 | 1063,47 | 1029,17 | 1063,47 | 1029,17 | 1063,47 | 1063,47 | 1029,17 | 1063,47 | 1029,17 | 1063,47 | |
| НПДН | тыс.руб. | 978,63 | 1939,19 | 3002,66 | 4031,83 | 5095,30 | 6124,47 | 7187,94 | 8251,42 | 9280,58 | 10344,06 | 11373,22 | 12436,70 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 978,63 | 958,64 | 1057,09 | 1018,88 | 1047,52 | 1008,58 | 1031,57 | 1020,93 | 977,71 | 1004,98 | 967,42 | 989,03 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 978,63 | 1937,27 | 2994,36 | 4013,24 | 5060,76 | 6069,34 | 7100,91 | 8121,84 | 9099,55 | 10104,53 | 11071,95 | 12060,98 |
Таблица 6.10 Изменение ЧТС от налогов+20 %
| № | Показатели | Ед. изм | Месяцы2003 г. | |||||||||||
| январь | февраль | март | апрель | май | июнь | июль | август | сентябрь | октябрь | ноябрь | декабрь | |||
| Фонд скважин | Скв. | |||||||||||||
| Дополнительная добыча | тыс.т. | 1,178 | 1,064 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | 1,140 | 1,178 | |
| Прирост выручки | тыс.руб. | 1729,30 | 1561,95 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | 1673,52 | 1729,30 | |
| Текущие затраты, в т.ч. | тыс.руб. | 518,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | |
| 4.1. | Затраты на доп.добычу | тыс.руб. | 413,12 | 373,14 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 413,12 | 399,80 | 413,12 | 399,80 | 413,12 |
| 4.2. | Затраты на оптимизацию | тыс.руб. | 105,00 | |||||||||||
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 348,82 | 342,38 | 379,06 | 366,83 | 379,06 | 366,83 | 379,06 | 379,06 | 366,83 | 379,06 | 366,83 | 379,06 | |
| Поток денежной наличности | тыс.руб. | 862,36 | 846,43 | 937,12 | 906,89 | 937,12 | 906,89 | 937,12 | 937,12 | 906,89 | 937,12 | 906,89 | 937,12 | |
| НПДН | тыс.руб. | 862,36 | 1708,79 | 2645,91 | 3552,80 | 4489,92 | 5396,81 | 6333,93 | 7271,05 | 8177,94 | 9115,06 | 10021,95 | 10959,07 | |
| Коэф.дисконтирования | 1,00 | 0,998 | 0,994 | 0,99 | 0,985 | 0,98 | 0,97 | 0,96 | 0,95 | 0,945 | 0,94 | 0,93 | ||
| ДПДН | тыс.руб. | 862,36 | 844,74 | 931,50 | 897,82 | 923,06 | 888,75 | 909,01 | 899,63 | 861,55 | 885,58 | 852,48 | 871,52 | |
| ЧТС | тыс.руб. | 862,36 | 1707,10 | 2638,59 | 3536,42 | 4459,48 | 5348,23 | 6257,24 | 7156,87 | 8018,42 | 8904,00 | 9756,47 | 10627,99 |
Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображены на рисунке 6.2. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединены между собой, образуя фигуру, напоминающего «паука».
Изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, то есть проект риска не имеет.
Рисунок 6.2 Диаграмма ПАУК
ВЫВОД
Внедрение мероприятий научно-технического прогресса имеет большое значение для рационального использования сырьевых, топливно–энергетических и других материальных ресурсов.
Результаты расчета накопленного потока денежной наличности (НПДН) и чистой текущей стоимости (ЧТС) показали, что внедрение такого мероприятия как оптимизация режима работы скважины экономически выгодно, поскольку:
Прирост добычи нефти составил13,87тыс.тонны.
Накопленный поток денежной наличности11697,88 тыс.руб.
Чистая текущая стоимость составила11344,49 тыс.руб.
Срок окупаемости от внедрения данного мероприятия составляет 0,5 – месяца.
Эти показатели отражены на графике накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости. Так же на графике хорошо заметно период окупаемости( Ток ).
Вышеизложенныерезультаты показали, что внедрение такого мероприятия, как оптимизация режима работы скважины экономически выгодно.
7ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА
Всякая деятельность происходит из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Деятельность – активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По различным причинам только в России на производстве травмируются ежегодно 650-700 тысяч человек, плюс 15-16 тысяч с летальным исходом. Шесть миллионов человек работает во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий не отвечает требованиям безопасности, в среднем ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров. Основными причинами этих негативных явлений являются недостаточный уровень обучения и квалификации персонала, несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности, недостаточноеоснащение производств системами очистки выбросов, устаревшее оборудование. Эксплуатация, обслуживание и меры по технике безопасности при работе с оборудованием в цехах добычи нефти должны выполняться в соответствии с« Правилами безопасности в нефтяной промышленности».
На основе этого документа на предприятии разрабатываются мероприятия по обеспечению безопасности труда.
При оценке экологичности руководствуются правилами инормами, предложенными в санитарных предохранительных законодательных документах.
Наиболее объективным критерием, используемым при оценке экологичностипроекта является ущерб, наносимый народному хозяйству загрязнением окружающей среды.
Рассчитывается ущерб трех видов:
- фактический ущерб
- возможный ущерб
- предотвращенный ущерб
Критерием экологичности объекта, новой техники, технологического процесса производства служит количество отходов, образующихся при производстве готовой продукции с учетом их токсичных свойств.
Технологический процесс считается безопасным, экологическим и рекомендованным к внедрению, если количество выбросов при эксплуатации новой техники, меньше чем при эксплуатации старой.
7.1Обеспечение безопасности работающих
7.1.1Основные вредные и опасные факторы в процессе производства
Все работы в нефтяной промышленности связаны с высокой энерговооруженностью, механизацией, химизацией и т.д., которые представляют большую опасность для обслуживающего персонала.
В процессе добычи нефти промышленно–производственный персонал низшего производственного звена – операторы по добыче нефти подвергаются воздействию неблагоприятных метеорологических условий, выделяющихся в атмосферу легких фракций нефти и попутных газов. При выбросе в атмосферу большого количества попутного газа содержание кислорода в воздухе резко снижается, атмосфера насыщается парами нефти и сопутствующих веществ. Такое загрязнение воздушной среды может привести к интоксикации организма. Парафин, содержащийся в нефти, вызывает раздражение кожи и ряд серьезных кожных заболеваний.
Таблица 7.1 Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе на рабочих местах (согласно СН-245-71)
| ВЕЩЕСТВО | ПДК, мг/м3 |
| Углеводороды | |
| Пары соляной кислоты | |
| Н 2S с углеводородами |
Большое значение имеет герметизация оборудования, исключающая загрязнение рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений. Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействием, коррозии, низким температурам, что приводит к нарушению прочностных характеристик конструкций и их преждевременному разрушению.
Технологическим процессам присущи высокие давления, в них используются большие массы горючих жидкостей, агрессивные и токсичные вещества.
В условиях Западной Сибири, кроме технологических факторов, на работу оператора в первую очередь влияют специфические климато-географические условия. К ним относятся низкие температуры, болотистая местность, а также отравления, взрывы, пожары.
При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН обслуживающий персонал подвержен следующим опасностям:
Поражение электрическим током.
Отравление газом.
Поражение в результате взрыва.
Поражение в результате аварийной утечки нефти.
Высокий уровень электрификации промыслов и жесткие условия эксплуатации электрооборудования (влажность, перепад температур, наличие горючих, взрывчатых и агрессивных веществ) могут привести к электротравмам, возникающим при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нормально токонепроводящих частях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов. Основными источниками высокого напряжения на месторождении являются установки ЭЦН и ШГН, оборудование по подготовки нефти. Вероятность того или иного поражения и его исход зависит от сочетания многих факторов: силы тока, пути тока в организме, времени действия, электрического сопротивления и состояния человека. Смертельно опасным являются переменный ток промышленной частоты силой более 100 мА. Электробезопасность может быть обеспечена только строгим выполнени