4 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
4.1 Характеристика мероприятия
Гидроразрыв пласта (ГРП) — один из методов интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин.
Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.
После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.
4.2 Методика расчета экономической эффективности предприятия
Годовой прирост добычи (∆ Q):
∆ Q = 365 · Кэ ·∆q, (4.1)
где Кэ – коэфициент эксплуатации;
∆q – прирост дебита (т/скв-сут);
Прирост выручки (∆В):
∆В = ∆Q · Ц, (4.2)
где Ц – цена 1 тонны нефти;
Текущие затраты:
U = Uд.д.+ UГРП, (4.3)
где Uд.д. – затраты на дополнительную добычу;
Uд.д. = ∆Q · Упер = ∆Q · с/с · dпер,
где Упер – условно-переменные затраты;
с/с – себестоимость нефти;
dпер - доля условно-переменных затрат;
Прибыль от реализации:
Пр = В – Зс/с = В – U – Ам, (4.4)
где В – выручка;
Зс/с – затраты.
Налог на прибыль :
Нпр = Пр · 20%/100%, (4.5)
Поток денежной наличности:
ПДН = В – U – Н (млн. руб.), (4.6)
Накопленный поток денежной наличности:
НПДН = ∑ ПДНt, (4.7)
Коэфициент дисконтирования:
άt = (1 + Енп)tр – t = (1 + 0,1) tр – t , (4.8)
где tр – расчетный год,
t – текущий год;
Дисконтированнный поток денежной наличности:
ДПДНt = ПДНt · άt , (4.9)
Накопленный дисконтированный поток денежной наличности:
НДПДНt = ∑ ДПДНt, (4.10)
4.3 Исходные данные
Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 4 года, этот временной интервал берем как полный период расчета.
В 2014 году планируем провести 225 гидроразрывов пласта.
Условно-постоянные расходы включают затраты на ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на основные материалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт оборудования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП.
Ставка дисконтирования (коэффициент дисконтирования) является нормативом приведения разновременных затрат к настоящему моменту времени.
С учетом плановых потерь дополнительна добыча в 2014г – 626,9 тыс. т,
2015г – 525,6 тыс. т, 2016г – 427,1 тыс. т, 2017 – 312,1 тыс. т.
4.4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП
Таблица 4.1 – Исходные данные для расчета
Показатель
|
Единица измерения
|
Абсолютное значение
|
1
|
2
|
3
|
1. Количество скважин
|
ед.
|
225
|
2. Прирост среднесуточного дебита на скважину
|
т/скв·сут
|
7,6
|
3. Стоимость одной операции
|
тыс.руб
|
2000
|
4. Цена 1 т реализуемой нефти
|
руб.
|
9000
|
6. Коэффициент эксплуатации скважин
|
д.ед.
|
0,94
|
Продолжение таблицы 4.1
1
|
2
|
3
|
7. Себестоимость 1т нефти
|
руб.
|
8200
|
8. Ставка налога на прибыль
|
%
|
20
|
9. Расчетный период
|
лет
|
4
|
10. Доля условно-переменных расходов
|
%
|
62
|
Произведя расчет экономической эффективности получаем значения, указанные в таблице 4.2.
Таблица 4.2. – Расчет НПДН и ЧТС
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
5 642,1
|
4 730,4
|
3 843,9
|
2 808,9
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 637,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
401,0
|
411,6
|
334,5
|
244,4
|
5. ПДН, млн. р
|
1 604,0
|
1 646,6
|
1 338,0
|
977,7
|
6. НПДН, млн. р
|
1 604,0
|
3 250,6
|
4 588,6
|
5 566,3
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 604,0
|
1 496,9
|
1 105,7
|
734,6
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 604,0
|
3 100,9
|
4 206,6
|
4 941,2
|
Рисунок 4.1 – Динамика НПДН и ЧТС.
Из графика видно, что гидроразрыв пласта начинает приносить прибыль в первый год применения, т.к. ЧТС составляет 4 941,2 млн.р.
4.5 Анализ чувствительности ГРП к риску
Проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности ГТМ связанного с проведением ГРП. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора, например:
- годовая добыча (-30%; +10%);
- цена на нефть (-20%; +20%);
- текущие затраты (-10%; +15%);
- налоги (-10%; +10%);
Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТСΔQ; ЧТСЦ; ЧТСТЗ; ЧТСН – все расчеты сведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Чистая текущая стоимость при различных вариациях показателей
ЧТС
|
-30%
|
-20%
|
-10%
|
10%
|
15%
|
20%
|
Прирост добычи
|
3 350,84
|
|
|
5 471,32
|
|
|
Цены на нефть
|
|
2 504,49
|
|
|
|
7 377,91
|
Текущие затраты
|
|
|
5 665,43
|
|
3 854,84
|
|
Налоги
|
|
|
5 064,73
|
4 915,93
|
|
|
Результаты расчетов сведены в таблицы 4.4 – 4.11.
Таблица 4.4 – Расчет экономических показателей при уменьшении добычи на 30%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
438,8
|
367,9
|
299,0
|
218,5
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
3 949,5
|
3 311,3
|
2 690,7
|
1 966,2
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
2 681,0
|
1 870,5
|
1 520,0
|
1 110,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
2 231,0
|
1 870,5
|
1 520,0
|
1 110,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
253,7
|
288,2
|
234,2
|
171,1
|
5. ПДН, млн. р
|
1 014,8
|
1 152,6
|
936,6
|
684,4
|
6. НПДН, млн. р
|
1 014,8
|
2 167,4
|
3 104,0
|
3 788,4
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 014,8
|
1 047,8
|
774,0
|
514,2
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 014,8
|
2 062,6
|
2 836,6
|
3 350,8
|
Таблица 4.5 – Расчет экономических показателей при увеличении добычи на 10%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
689,6
|
578,2
|
469,8
|
343,3
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
6 206,3
|
5 203,4
|
4 228,3
|
3 089,8
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 955,9
|
2 939,4
|
2 388,5
|
1 745,4
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 505,9
|
2 939,4
|
2 388,5
|
1 745,4
|
Продолжение таблицы 4.5
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
450,1
|
452,8
|
368,0
|
268,9
|
5. ПДН, млн. р
|
1 800,3
|
1 811,3
|
1 471,8
|
1 075,5
|
6. НПДН, млн. р
|
1 800,3
|
3 611,6
|
5 083,4
|
6 158,9
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 800,3
|
1 646,6
|
1 216,3
|
808,0
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 800,3
|
3 447,0
|
4 663,3
|
5 471,3
|
Таблица 4.6 – Расчет экономических показателей при уменьшении налогов 10%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
5 642,1
|
4 730,4
|
3 843,9
|
2 808,9
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 637,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
360,9
|
370,5
|
301,1
|
220,0
|
5. ПДН, млн. р
|
1 644,1
|
1 687,8
|
1 371,5
|
1 002,2
|
6. НПДН, млн. р
|
1 644,1
|
3 331,8
|
4 703,3
|
5 705,5
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 644,1
|
1 534,3
|
1 133,4
|
752,9
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 644,1
|
3 178,4
|
4 311,8
|
5 064,7
|
Таблица 4.7 Расчет экономических показателей при увеличении налогов 10%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
5 642,1
|
4 730,4
|
3 843,9
|
2 808,9
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 637,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
441,1
|
404,3
|
328,6
|
240,1
|
5. ПДН, млн. р
|
1 563,9
|
1 653,9
|
1 344,0
|
982,1
|
6. НПДН, млн. р
|
1 563,9
|
3 217,8
|
4 561,7
|
5 543,8
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 563,9
|
1 503,6
|
1 110,7
|
737,8
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 563,9
|
3 067,4
|
4 178,1
|
4 915,9
|
Таблица 4.8 – Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
4 513,7
|
3 784,3
|
3 075,1
|
2 247,1
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 637,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
175,3
|
222,4
|
180,7
|
132,1
|
5. ПДН, млн. р
|
701,2
|
889,7
|
723,0
|
528,3
|
6. НПДН, млн. р
|
701,2
|
1 591,0
|
2 313,9
|
2 842,3
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
701,2
|
808,9
|
597,5
|
396,9
|
9. НДПДН, млн. р
|
701,2
|
1 510,1
|
2 107,6
|
2 504,5
|
Таблица 4.9 – Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 20%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
6 770,5
|
5 676,5
|
4 612,7
|
3 370,7
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 637,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
626,7
|
600,9
|
488,3
|
356,8
|
5. ПДН, млн. р
|
2 506,7
|
2 403,5
|
1 953,0
|
1 427,2
|
6. НПДН, млн. р
|
2 506,7
|
4 910,2
|
6 863,2
|
8 290,4
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
2 506,7
|
2 185,0
|
1 614,0
|
1 072,2
|
9. НДПДН, млн. р
|
2 506,7
|
4 691,7
|
6 305,7
|
7 377,9
|
Таблица 4.10 – Расчет экономических показателей при уменьшении текущих затрат на 10%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
5 642,1
|
4 730,4
|
3 843,9
|
2 808,9
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
3 273,4
|
2 404,9
|
1 954,2
|
1 428,0
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
Продолжение таблицы 4.10
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
473,7
|
465,1
|
377,9
|
276,2
|
5. ПДН, млн. р
|
1 894,9
|
1 860,4
|
1 511,7
|
1 104,7
|
6. НПДН, млн. р
|
1 894,9
|
3 755,3
|
5 267,0
|
6 371,7
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 894,9
|
1 691,3
|
1 249,3
|
829,9
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 894,9
|
3 586,2
|
4 835,5
|
5 665,4
|
Таблица 4.11 – Расчет экономических показателей при увеличении текущих затрат на 15%
Показатель
|
2014 г.
|
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
1. Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
2. Прирост выручки, млн. р
|
5 642,1
|
4 730,4
|
3 843,9
|
2 808,9
|
3. Текущие затраты, млн. р
|
4 182,7
|
3 073,0
|
2 497,1
|
1 824,7
|
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3 187,2
|
2 672,2
|
2 171,4
|
1 586,7
|
3.2. Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
4. Налог на прибыль, млн. р
|
291,9
|
331,5
|
269,4
|
196,8
|
5. ПДН, млн. р
|
1 167,5
|
1 325,9
|
1 077,5
|
787,3
|
6. НПДН, млн. р
|
1 167,5
|
2 493,4
|
3 570,9
|
4 358,2
|
7. Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
8. ДПДН, млн. р
|
1 167,5
|
1 205,4
|
890,4
|
591,5
|
9. НДПДН, млн. р
|
1 167,5
|
2 372,9
|
3 263,3
|
3 854,8
|
Полученные зависимости чистой текущей стоимости от вариации факторов изображаем графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука» который представлен ниже на рисунке 4.2.
Проведя анализ чувствительности ГРП к риску, связанных с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), получаем изменения ЧТС при заданной вариации параметров в положительной области, т.е. проект не имеет риска.
Рисунок 4.2 – Анализ чувствительности ГРП к риску
Проанализировав данные, полученные при расчете, можно сделать вывод что данное мероприятие резко увеличивает экономическую эффективность производства по всем показателям. Согласно расчетам гидроразрыв пласта обеспечивает чистую текущую стоимость по окончании эффекта, равную
4 941,2 миллионам рублей.
|
Скачать 4.58 Mb.