Файл: Институт геологии и нефтегазодобычи.docx

где Δр –депрессия на забое, Па;

μ_н – динамическая вязкость нефти, Па·с

16. 
    Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по формуле 4.16:
    

(4.16)

где Q₁и Q₂ –дебит скважины соответственно до и после ГРП

Таким образом после проведения ГРП дебит на данной скважине теоретически должен возрасти в 3,8 раз. Фактическая эффективность может быть несколько ниже, т.к. при движении жидкости по трещинам, заполненным проппантом, наблюдаются неучитываемые формулой потери напора.

---

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Обоснование экономической эффективности от применения ГРП на Ем-Еговском месторождении

Целью проекта является повышение эффективности разработки, для этого предлагается гидроразрыв пласта на скважине № 214. Далее приводится экономическое обоснование предлагаемого проекта с учетом эффективности технологического процесса на Ем-Еговском месторождении равного 7 полугодиям.

Показателями экономической эффективности мероприятия являются:

1. 
   Поток денежной наличности и чистая текущая стоимость за весь период действия технологического эффекта.
   
2. 
   Срок окупаемости проекта.
   
3. 
   Чувствительность проекта к риску.
   

Расчет эффективности мероприятия проводится по следующей схеме:

1. 
   Поток денежной наличности определяется по формуле 5.1:
   

(5.1)
где ΔВ_i – прирост выручки после реализации проекта в i-м году, тыс.руб.;

ΔЗ_i – прирост эксплуатационных затрат по ГРП в i-м году, тыс.руб.;

ΔН_i – прирост суммы взимаемых налогов, относимых на финансовый результат, связанный с осуществлением проекта, тыс.руб.

2. 
   Дополнительная выручка определяется по формуле 5.2:
   

Вр = Q  Ц (5.2)
где Q – прирост добычи, т;

Ц – средняя цена тонны нефти, тыс.руб.

Прирост добычи определяется по формуле 5.3:

(5.3)
где q_i – дополнительная добыча в сутки, т/сут;

n_i – число скважин, охваченных мероприятием, шт;

Т_i – среднее время работы 1 скважины в i-м году, сут;

К_экспл – коэффициент эксплуатации, д.ед.

3. 
   Текущие затраты определяются по формуле 5.4:
   

(5.4)
где ΔИ_i – прирост эксплуатационных затрат на дополнительную добычу сырья в i-м году, тыс.руб.;

З_МЕР – текущие затраты в i-м году на проведение ГРП, тыс.руб.

Прирост эксплуатационных затрат на дополнительную добычу вычисляется по формуле 5.5:
(5.5)
где Q_i – дополнительная добыча нефти в i-м году, тыс.т;

---

С – себестоимость 1 тонны нефти, д.ед.

4. 
   Прибыль, облагаемая налогом, определяется по формуле 5.6:
   

(5.6)
где ΔВ_i – прирост выручки от реализации продукции в i-м году, тыс.руб.;

Н_пр – налог на прибыль, тыс.руб.
Налог на прибыль определяется по формуле 5.7:
(5.7)
где Пр_ОБЛi –прибыль, облагаемая налогом в i-м году, тыс.руб.;

s_пр – ставка налога на прибыль, д.ед.

5. 
   НПДН рассчитывается последовательным суммированием денежных потоков наличности за расчетный период по формуле 5.8:
   

(5.8)

где Т – текущий год;

ПДН_i – поток денежной наличности в i-м году, тыс.руб.

6. 
   Дисконтированный поток денежной наличности определяется по формуле 5.9:
   

(5.9)

7. 
   Коэффициент дисконтирования рассчитывается по формуле 5.10:
   

(5.10)
где Е_Н – норма дисконта, д.ед.;

I_р – расчетный год;

I – текущий год.

8. 
   Чистая текущая стоимость определяется по формуле 5.11:
   

(5.11)

Исходные данные для расчетов эффективности от ГРП представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Исходные данные для расчетов эффективности от ГРП

Показатель	Ед.изм.	Значение
Прирост среднесуточного дебита	т/сут	27,3
Себестоимость 1 т нефти	тыс.руб.	0,9
Цена тонны нефти	тыс.руб.	15,85
Стоимость ГРП	тыс.руб/скв.опер.	4598,0
Количество ГРП	шт	1
Среднее время работы 1 скважину в году	сут	365
Коэффициент эксплуатации	д.ед.	0,944
Коэффициент дисконтирования	д.ед.	0,15
Ставка налога на прибыль	д.ед.	0,2

---

Расчет ЧТС и НПДН от проведения ГРП представлены в таблице 5.2, определение срока окупаемости изображено на рисунке 5.1.

Срок окупаемости проекта показывает период времени, в течение которого потоки денежных средств полностью компенсируют вложенные инвестиции в данный проект [13]. Кривая, характеризующая ЧТС, с момента проведения ГРП является положительной, что говорит о том, что период окупаемости проекта наступит сразу после проведения ГРП с второго полугодия 2022 года.

Анализируя полученные данные расчета проекта видим, что ГРП проведенное в 2022 году обеспечит прирост денежных средств на расчетном счете предприятия в 2025 году в размере 238,88 млн.руб, поток денежной наличности будет равен 285,76 млн.руб.

Таблица 5.2 - Расчет ЧТС и НПДН от проведения ГРП

Показатели	Ед.изм.	2022	2023		2024		2025
		2 полугодие	1 полугодие	2 полугодие	1 полугодие	2 полугодие	1 полугодие	2 полугодие
1. Прирост объема добычи	т	4638,82	4174,93	3757,44	3381,70	3043,53	2739,17	2465,26
2. Прирост выручки от реализации	млн.руб.	73,53	66,17	59,56	53,60	48,24	43,42	39,07
3.Текущие затраты, в т. ч.	млн.руб.	8,77	3,76	3,38	3,04	2,74	2,47	2,22
- затраты на проведение ГРП	млн.руб.	4,60	-	-	-	-	-	-
- затраты на дополнительную добычу	млн.руб.	4,17	3,76	3,38	3,04	2,74	2,47	2,22
4.Прирост налога на прибыль	млн.руб.	12,95	12,48	11,23	10,11	9,10	8,19	7,37
5.Поток денежной наличности	млн.руб.	51,80	49,93	44,94	40,45	36,40	32,76	29,48
6.Накопленный поток денежной наличности	млн.руб.	51,80	101,73	146,67	187,12	223,52	256,28	285,76
7.Коэффициент дисконтирования	д.ед.	1,00	0,93	0,87	0,80	0,75	0,70	0,65
8.Дисконтированный поток наличности	млн.руб.	51,80	46,45	38,89	32,56	27,26	22,82	19,10
9. Чистая текущая стоимость	млн.руб.	51,80	98,25	137,14	169,69	196,95	219,77	238,88

---

Рисунок 5.1 – Определение срока окупаемости проекта

---