Файл: Одним из новых и перспективных способов добычи нефти в настоящее время является эксплуатация скважин установками струйных насосов.docx

Показатель	Значение	Ед. изм.	Обозн.
Цена 1 т. Нефти	9000	руб.	Цн
Себестоимость добычи 1 т. Нефти	6540	руб.	Сн
Стоимость ПРС	380 000	руб.	Цпрс
Дебит нефти до установки АНС	0,00	т/сут	Qн1
Дебит нефти после установки АНС	15,70	т/сут	Qн2
Коэффициент эксплуатации	0,98	д. ед.	Kэксп
Количество скважин	5	шт.	Nскв
Стоимость АНС 1	180000	руб.	Цанс
Стоимость FHH	160000	руб.	Цпакер
Стоимость СГН	10000000	руб.	Цсгн
Доля условно переменных затрат	0,65	д. ед.	Уз
Количество ревизий в год	15	шт.	Nрев
Цена 1 ревизии	12000	руб.	Црев

1. Годовой прирост добычи нефти.
(7.1)
где: Qн₁ – Дебит нефти до оптимизации, т/сут

Qн₂ – Дебит нефти после оптимизации, т/сут

К – коэффициент эксплуатации

б(t) – коэффициент падения добычи (равен коэффициенту дисконтирования на данный год)

∆Q₂₀₂₀ = 27518 тонн

∆Q₂₀₂₁ = 23929 тонн

∆Q₂₀₂₂ = 20807 тонн
2. Выручка от реализации.
∆В _t= ∆Q_t · Ц_н (7.1)
где: ∆Q_t – годовой прирост, т/год

Ц_н – цена нефти.

∆В₂₀₂₀ = 2476,6 млн. р.

---

∆В₂₀₂₁ = 2153,5 млн. р.

∆В₂₀₂₂= 1872,6 млн. р.
3. Затраты на подземный ремонт скважины.

З_р = n_скв· Ц_прс (7.1)
где: Ц_прс – цена подземного ремонта.

n_скв – количество скважин.

З_р = 1900,0 млн. р.
4. Затраты на дополнительную добычу нефти.

З_{доп.доб}(t) = ∆Q· C_н· У_з (7.1)
где: У_з – доля условно-переменных затрат.

С_н – себестоимость нефти.

З_{доп.доб.2011} = 7798,5 млн. р.

З_{доп.доб.2012} = 6781,3 млн. р.

З_{доп.доб.2013} = 5896,8 млн. р.

---

5. Капитальные затраты.

(7.1)
где: Ц_анс – цена АНС

Ц_пакер – цена НКТ

Ц_сгн – цена СГН

К_з = 1170,0 млн. р.

6. Текущие затраты.
T_з (t) = N_рев· Ц_рев + З_{доп.доб.} (7.1)
где: N_рев – количество ревизий

Ц_рев – цена одной ревизии

T_{з 2011} = 4012,2 млн. р.

T_{з 2012} = 3408,6 млн. р.

T_{з 2013} = 2966,4 млн. р.

7. Прибыль.
(7.1)
Пр₂₀₁₁ = 2075,3 млн. р.

Пр₂₀₁₂ = 1812,7 млн. р.

Пр₂₀₁₃ = 1576,0 млн. р.

8. Налог на прибыль 20%.
(7.1)
Нпр ₂₀₁₁ = 4150,7 млн. р.

Нпр ₂₀₁₂ = 3625,7 млн. р.

Нпр ₂₀₁₃ = 3152,0 млн. р.

9. Налог на имущество 2,2%
(7.1)
Ам = 33%

Ним₂₀₁₁ = 171608,58 рублей

Ним₂₀₁₂ = 85817,16 рублей

Ним₂₀₁₃ = 25,74 рублей

10. Поток денежной наличности.
ПДН = Прt – Н (7.1)

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.

ПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ПДН₂₀₁₂ = 1451,0 млн. р.

ПДН₂₀₁₃ = 1260,8 млн. р.

11. Коэффициент дисконтирования.
^-t(7.1)
где: Е – норма дисконта, показывает процент доходности на капитал. В стабильных условиях принимается равным 0,15.

Th – расчетный год.

T – текущий год.

Б₂₀₁₁ = 1

Б₂₀₁₂ = 0,87

Б₂₀₁₃ = 0,756

12. Накопленный поток денежной наличности.
(7.1)
НПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

---

НПДН₂₀₁₂ = 3109,6 млн. р.

НПДН₂₀₁₃ =4370,4 млн. р.

13. Дисконтированный поток денежной наличности.
(7.1)
где: ПДНt – поток денежной наличности руб./год.

ДПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ДПДН₂₀₁₂ = 1262,3 млн. р.

ДПДН₂₀₁₃ = 9531,8 млн. р.

14. Чистая текущая стоимость.
(7.1)
ЧТС₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ЧТС₂₀₁₂ = 2920,9 млн. р.

ЧТС₂₀₁₃ = 3874,1 млн. р.

15. Коэффициент отдачи капитала


где: КОК = 6,82 рублей / рубль
Таблица 5.2. Расчет ЧТС

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	41 679,12	36 339,9	31 520,62
Поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	145 102,13	126 082,33
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	310 960,87	437 043,2
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	126 238,85	95 318,24
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	165 858,75	292 097,6	387 415,84

---

---