Результаты расчёта подтверждают эффективность предлагаемого мероприятия.
Результаты расчёта приведены в таблицах3.2.3.1-3.2.3.5
Исходные данные для расчета экономического эффекта
Таблица 3.2.3.1
| № п/п | Наименование показателей | Ед.изм. | Показатели | Основание | ||
| Базовый | Новый | |||||
| 1 | Затраты на НИОКР | тыс.руб | 1300,0 | ТатНИПИнефть | ||
| 2 | Объем внедрения,всего В том числе | свк. | 90 | _”_ | ||
| 2.1 | 1 год | _”_ | 30 | _”_ | ||
| 2.2 | 2 год | _”_ | 30 | _”_ | ||
| 2.3 | 3 год | _”_ | 30 | _”_ | ||
| 3 | Капвложения, всего В том числе | тыс.руб | 178,6 | 237,0 | _”_ | |
| 3.1 | Стоимость оборудования(СУ) | _”_ | 165,98 | 200,0 | _”_ | |
| 3.2 | СМР | _”_ | 12,6 | 37,0 | _”_ | |
| 4 | Норма амортизации | % | 25,0% | Классификатор ОФ | ||
| 5 | Сокращение длины колонны НКТ | м | 150,0 | НГДУ АН | ||
| 6 | Средняя длина колонны НКТ | _”_ | 1200,0 | 1050,0 | _”_ | |
| 7 | Длина 1 НКТ | _”_ | 8,0 | _”_ | ||
| 8 | Количество высвобождаемых НКТ | шт. | 19,0 | п.5/п.7 | ||
| 9 | Стоимость 1 НКТ | тыс.руб | 4,25 | УТНС | ||
| 10 | Длина 1 насосной штанги | 8,0 | НГДУ АН | |||
| 11 | Количество высвобождаемых насосных штанг | шт. | 19,0 | п.5/п.10 | ||
| 12 | Стоимость 1 насосной штанги | тыс.руб | 1,17 | УТНС | ||
| 13 | Срок службы оборудования | 4 | _”_ | |||
| 14 | Время на 1 СПО при ПРС | час. | 7,8 | 6,8 | Единые нормы времени на КРС | |
| 15 | Количество СПО на 1 ПРС | шт. | 1,5 | Управление по ремонту скважин и ПНП ОАО «ТН» | ||
| 16 | Затраты времени на проведение СПО при ПРС | час/рем | 11,7 | 10,2 | п.15*п.16 | |
Исходные данные для расчета экономического эффекта
Таблица 3.2.3.1(продолжение таблицы)
| 17 | Стоимость 1 бр.-часа ПРС | руб. | 4987,0 | ОАО «ТН» за 10 мес. 2006 г. | |
| 18 | Межремонтный период скважин | сут. | 788,0 | ОАО «ТН» январь 2007 г. | |
| 19 | Среднесуточный дебит скважины по жидкости | м3 | 20,0 | НГДУ АН | |
| 20 | Обводненность продукции | 60% | _”_ | ||
| 21 | Прирост среднесуточного дебита нефти за счет оптимизации режима работы скважины | 1% | ТатНИПИнефть | ||
| 22 | Плотность нефти | т/м3 | 0,87 | ||
| 23 | Среднесуточный дебит скважины по нефти | т/сут. | 6,96 | 7,03 | НГДУ АН |
| 24 | Снижение простоя скважины в год,всего | час./год | 26 | _”_ | |
| 25 | Коэффициент эксплуатации скважин | 0,918 | 0,921 | 0,918+26/365/24=0 | |
| 26 | Средневзвешанная цена товарной нефти без НДС, ЭП | руб./т | 6042,4 | ОАО «ТН» за 9 мес.2006 г. | |
| 27 | Условно-переменные затраты на добычу нефти | _”_ | 168,36 | _”_ | |
| 27.1 | В т.ч. энергозатраты на подъем жидкости | 35,05 | _”_ | ||
| 28 | Коммерческие расходы | _”_ | 286,7 | _”_ | |
| 29 | Затраты ЦНИПР на 1 динамометрирование | руб. | 210,5 | ТатНИПИнефть | |
| 30 | Количество выездов на динамометрирование | шт./год | 12 | _”_ | |
| 31 | Уменьшение затрат на э/энергию | 5,0% | НГДУ АН | ||
| 32 | Средняя потребляемая мощность при дебите скважины по жидкости 20м3/сут. | КВт | 10,0 | 9,5 | _”_ |
| 33 | Стоимость электроэнергии | Руб./кВт*ч | 0,81 | Свод затрат по ОАО «ТН» за 9 мес.2006 г. | |
| 34 | Затраты ЦАП | Тыс.руб | 3 | НГДУ АН | |
| 35 | Ставки налогов и отчислений | ||||
| 35.1 | НДПИ | Руб./т | 2267 | ОАО «ТН» за 9 месяцев 2006 г. | |
| 35.2 | Налог на прибыль | % | 24,0% | Налоговый кодекс | |
| 35.3 | Налог на имущество | _”_ | 2,2% | _”_ | |
| 36 | Норма дисконта | _”_ | 12,0% | УИ ОАО «ТН» |
Исходные данные для расчета экономического эффекта
Таблица 3.2.3.1(окончание таблицы)
| 37 | Обратный коэффициент возврата капитала | |||
| 37.1 | За 4 года | Доли ед. | 3,402 | п.3 табл 3 |
| 37.2 | За 3 года | _”_ | 2,690 | _”_ |
Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт
Таблица 3.2.3.2
| № п/п | Показатели | «0» год | Использование мероприятия | всего | |||||||
| 1 год | 2 год | 3 год | 4 год | ||||||||
| 3 кв | 4 кв | 1 кв | 2 кв | 3 кв | 4 кв | ||||||
| Коэффициенты шага | |||||||||||
| 1 | Норма дисконта | 12,0% | 12,0% | 12,0% | 12,0% | 12,0% | 12,0% | 12,0% | 12,0% | 12,0% | |
| Время от момента приведения до начала шага, годы | 0,00 | 0,25 | 0,50 | 0,75 | 1,00 | 1,25 | 1,50 | 2,50 | 3,50 | ||
| 2 | Коэффициент дисконтирования | 1,000 | 0,972 | 0,945 | 0,919 | 0,893 | 0,868 | 0,844 | 0,753 | 0,673 | |
| Инвестиционная деятельность | |||||||||||
| 3 | Вложения в приобретение осн.ср-в | 34,0 | 24,4 | 58,4 | |||||||
| 3.1 | Базовый вариант | 166,0 | 12,6 | 178,6 | |||||||
| 3.2 | Новый вариант | 200,0 | 37,0 | 237,0 | |||||||
| 4 | Увеличение или уменьшение оборотного капитала | ||||||||||
| 4.1 | Базовый вариант | ||||||||||
| 4.2 | Новый вариант | ||||||||||
Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт
Таблица3.2.3.2 (продолжение таблицы)
| 5 | Альтернативная стоимость вложенного имущества на момент начала его использования | |||||||||||||
| 5.1 | Базовый вариант | |||||||||||||
| 5.2 | Новый вариант | |||||||||||||
| 6 | То же на момент прекращения его использования в проекте | |||||||||||||
| 6.1 | Базовый вариант | |||||||||||||
| 6.2 | Новый вариант | |||||||||||||
| 7 | Сальдо по инвестиционной деятельности f(m)=п.6-сумма стр.3-5 | -34,0 | -24,4 | -58,4 | ||||||||||
| Операционная деятельность | ||||||||||||||
| 8 | Дополнительная добыча нефти,т | 5,8 | 5,8 | 5,8 | 5,8 | 23,4 | 23,4 | 23,4 | ||||||
| 9 | Выручка | 33,7 | 33,7 | 33,7 | 33,7 | 134,7 | 134,7 | 134,7 | 538,6 | |||||
| 10 | Производственная себестоимость без НДС | |||||||||||||
| 10.1 | Базовый вариант, всего | 29,0 | 29,0 | 28,9 | 28,8 | 114,8 | 172,1 | 112,8 | 515,4 | |||||
| В том числе | ||||||||||||||
| 10.1.1 | Затраты на электроэнергию | 16,3 | 16,3 | 16,3 | 16,3 | 65,1 | 65,1 | 65,1 | 260,6 | |||||
| 10.1.2 | Затраты на проведение СПО при ПРС | 58,3 | ||||||||||||
| 10.1.3 | Затраты на исследование скважин | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 10,1 | |||||
Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт