Дисконтированный срок окупаемости инвестиций рассчитывается по формуле:

(6)

Дисконтированные оценки срока окупаемости всегда больше простых оценок, т.е. ДСОИ(DPP) >СОИ(PP).

Применение критерия DPP целесообразно в том случае, когда интересы инвестора заключаются в выборе проекта с высокой оборачиваемостью вложенных средств, и не сопряжены с получением максимально возможного дохода. Высокая оборачиваемость инвестиций повышает их ликвидность, а если вложения достаточно рискованные, то короткие сроки оборачиваемости этот риск несколько снижают.

Если прибыль распределена неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиция будет погашена кумулятивным доходом. Общая формула расчета показателя РР имеет вид:

РР = n , при котором Рк > IC.

Показатель срока окупаемости инвестиций очень прост в расчетах, вместе с тем он имеет ряд недостатков, которые необходимо учитывать в анализе.

Иными словами, существуют различные алгоритмы исчисления показателя ARR (коэффициента эффективности инвестиций), достаточно распространенным является следующий:

(7)

Данный показатель сравнивается с коэффициентом рентабельности авансированного капитала, рассчитываемого делением общей чистой прибыли предприятия на общую сумму средств, авансированных в его деятельность (итог среднего баланса нетто).

До самого последнего времени расчет эффективности капиталовложений производился преимущественно с "производственной" точки зрения и мало отвечал требованиям, предъявляемым финансовыми инвесторами:

- во-первых, использовались статические методы расчета эффективности вложений, не учитывающие фактор времени, имеющий принципиальное значение для финансового инвестора;

- во-вторых, использовавшиеся показатели были ориентированы на выявление производственного эффекта инвестиций, т.е. повышения производительности труда, снижения себестоимости в результате инвестиций, финансовая эффективность которых отходила при этом на второй план.

Поэтому для оценки финансовой эффективности проекта целесообразно применять т.н. "динамические" методы, основанные преимущественно на дисконтировании образующихся в ходе реализации проекта денежных потоков. Применение дисконтирования позволяет отразить основополагающий принцип "завтрашние деньги дешевле сегодняшних" и учесть тем самым возможность альтернативных вложений по ставке дисконта. Общая схема всех динамических методов оценки эффективности в принципе одинакова и основывается на прогнозировании положительных и отрицательных денежных потоков (грубо говоря, расходов и доходов, связанных с реализацией проекта) на плановый период и сопоставлении полученного сальдо денежных потоков, дисконтированного по соответствующей ставке, с инвестиционными затратами¹.

Очевидно, что такой подход сопряжен с необходимостью принятия ряда допущений, выполнить которые на практике (в особенности в российских условиях) достаточно сложно. Рассмотрим два наиболее очевидных препятствия.

Во-первых, требуется верно оценить не только объем первоначальных капиталовложений, но и текущие расходы и поступления на весь период реализации проекта. Вся условность подобных данных очевидна даже в условиях стабильной экономики с предсказуемыми уровнем и структурой цен и высокой степенью изученности рынков. В российской же экономике объем допущений, которые приходится делать при расчетах денежных потоков, неизмеримо выше (точность прогноза есть функция от степени систематического риска).

Во-вторых, для проведения расчетов с использованием динамических методов используется предпосылка стабильности валюты, в которой оцениваются денежные потоки. На практике эта предпосылка реализуется при помощи применения сопоставимых цен (с возможной последующей корректировкой результатов с учетом прогнозных темпов инфляции) либо использования для расчетов стабильной иностранной валюты. Второй способ более целесообразен в случае реализации инвестиционного проекта совместно с зарубежными инвесторами¹.

Безусловно, оба эти способа далеки от совершенства: в первом случае вне поля зрения остаются возможные изменения структуры цен; во втором, помимо этого, на конечный результат оказывает влияние также изменение структуры валютных и рублевых цен, инфляция самой иностранной валюты, колебания курса и т.п.

В этой связи возникает вопрос о целесообразности применения динамических методов анализа производственных инвестиций вообще: ведь в условиях высокой неопределенности и при принятии разного рода допущений и упрощений результаты соответствующих вычислений могут оказаться еще более далеки от истины.

Следует отметить, однако, что целью количественных методов оценки эффективности является не идеальный прогноз величины ожидаемой прибыли, а, в первую очередь, обеспечение сопоставимости рассматриваемых проектов с точки зрения эффективности, исходя из неких объективных и перепроверяемых критериев, и подготовка тем самым основы для принятия окончательного решения.

Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.

Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Расчет капитальных вложений при составлении проектной документации для разрабатываемых месторождений, особенно если они территориально примыкают к другим месторождениям, должен осуществляться с учетом возможности использования имеющихся мощностей объектов промыслового обустройства для нужд проектируемого объекта.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство.

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины, количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения.

Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений: оборудование для нефтедобычи; оборудование прочих организаций; сбор и транспорт нефти и газа; комплексная автоматизация; электроснабжение и связь; промводоснабжение; базы производственного обслуживания; автодорожное строительство; заводнение нефтяных пластов; технологическая подготовка нефти; методы увеличения нефтеотдачи пластов; очистные сооружения; природоохранные мероприятия; прочие объекты и затраты.

Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи и в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а в заводнение нефтяных пластов - на количество нагнетательных скважин.

Капитальные вложения на подготовку нефти, очистные сооружения рассчитываются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на вводимую в данном году мощность по добыче нефти и очистке.

Капитальные вложения на инфраструктуру рассчитываются в процентном отношении к сумме затрат на нефтепромысловое строительство. Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ.

3. Обоснование варианта разработки месторождения

3.1 Характеристика месторождения «Узень»

Месторождение Узень расположено в степной части Южного Мангышлака и административно входит в состав Каракиянского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Территория области малообжитая. Областной центр г.Актау находится 150 км от месторождения Узень.

Рядом с месторождением расположен г. Жанаозен, где базируется АО ПФ «Озенмунайгаз», который занимается разработкой месторождений Узень и Карамандыбас, и является градообразующим предприятием. Город Жанаозен имеет население более 50 тысяч человек и достаточно развитую инфраструктуру. Поселки городского типа Жетыбай и Курык находятся от месторождения соответственно в 70 и150 км. Редко встречаются временные поселения, состоящие обычно из нескольких юрт - стойбища овцеводов.

В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.

Водоснабжение поселков городского типа и нефтепромыслов осуществляются по водопроводу опресненной водой из г. Актау, а также с месторождений пресных вод Туе-Су, Саускан. Снабжение технической водой для бурения осуществляется за счёт пластовых слабосолоноватых вод альб-сеноманского возраста из специальных скважин, а пресной водой по водопроводу Волга-Атырау-Озен.

Перевозка грузов осуществляется автомобильным и железнодорожным транспортом. Железная дорога Узень-Мангышлак однопутная, имеет незначительные уклоны. Движение автотранспорта осуществляется по асфальтированым шоссе, которые соединяют города, поселки, а также нефтегазопромыслы. На остальной территории, не занятой нефтегазопромыслами, движение осуществляется по полевым дорогам.

Рельеф территории имеет сложное строение за счёт сильной расчленённости. Центральную часть занимает обширное плато, сложенное преимущественно известняками сарматского возраста и имеющее региональный наклон в юго-западном направлении. Максимальные абсолютные отметки на севере достигают 260 м, а в южной части понижаются до 200 м.

Другим важным элементом рельефа являются две бессточные впадины Узень и Тунгракшин, часто почти с отвесными обрывами. Дно впадины Узень изрезано глубокими оврагами с широко развитыми рыхлыми наносами - «пухляками» и более плотными песчаными образованиями. Минимальная абсолютная отметка её дна составляет 31 м. Впадина Тунгракшин расположена значительно выше и абсолютная отметка дна этой впадины достигает 137 м.

Водотоки, даже пересыхающие, на территории месторождения отсутствуют. В некоторых низинах после дождя или снеготаяния вода сохраняется на непродолжительное время. На территории месторождения на дне некоторых больших котловин имеются проходимые и непроходимые солончаки.

Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до +45⁰С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30⁰С. Дожди редкие и приходятся на осеннее-весенний период, количество выпадающих осадков обычно не превышает 85-100 мм в год.

Растительный и животный мир типичен для зон полупустынь. Весной растут песчаные осоки, колючка, ковыль, на песчаных массивах кое-где растёт саксаул. Из животного мира выделяются волки, лисицы, зайцы, характерны также крупные птицы - беркуты, ястребы, куропатки.

Южный Мангышлак богат местными строительными материалами: глинами, песками и известняком - ракушечником, который является превосходным стеновым материалом, и запасы его очень велики.

3.2 Расчет экономических показателей разработки месторождения «Узень»

1 вариант - базовый предусматривает сохранение существующей системы и интенсивности воздействия на залежь (горизонт 15);

2 вариант - предусматривает объединение пластов в единый эксплуатационный объект и интенсификацию отборов жидкости (горизонт 15);

3 вариант - в дополнении ко второму варианту предусматривает уплотнение сетки скважин (горизонт 15).

Технико-экономические показатели, рассчитаны в динамике за проектный период, по предложенным вариантам.

Для выбора оптимального варианта разработки проведен анализ технико-экономических показателей.

Капитальные вложения учтены в размере 14.24 млн. рублей на обустройство 4 нагнетательных скважин, вводимых из освоения.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти по 1 варианту составят 17515.8 млн. руб., по 2 варианту 19560.3 млн. руб., по третьему варианту - 24024.1 млн. рублей.

Среднегодовая себестоимость добычи нефти за проектный период по вариантам соответственно составит 2125.8 руб/т., 1679.4 руб/т., и 1729.3 руб/т. Ежегодный рост себестоимости отмечается на уровне 5-8%.

Как показали выполненные расчеты, разработка объекта месторождения «Узень» в условиях действующей налоговой системы прибыльна.

С учётом коэффициента дисконтирования поток денежных средств по вариантам положителен, и равен: по 1 варианту - 4468.8 млн. руб., 2 варианту - 7900.6 млн. руб., по 3 варианту - 8537.5 млн. рублей. Максимальные денежные поступления инвестор сможет получить при разработке 17 горизонта по варианту 3. (рис.5).

По величине прибыли, дисконтированного потока денежных средств, оптимальным является третий вариант (табл.5).

Рис.5 Годовой дисконтированный денежный поток по Горизонту 14

Таблица 10Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период«Узень» (горизонт 15)

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	8285	11712	13969
Капитальные вложения, млн.р	14	14	14
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	17516	19560	24024
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	2126	1679	1729
Прибыль предприятия, млн.р	5062	11330	13004
Поток наличности, млн.р недисконтированный Дисконтированный	6041 4469	12309 7901	13982 8538
Доход государства, млн.р	10922	16246	19169

Горизонт 15

По состоянию на 01.01.2016 года действующий фонд горизонта 15составил 2 скважины. Для дальнейшей эксплуатации объекта предлагается два варианта разработки:

1 вариант - предполагает организацию рядной системы размещения скважин, путем перевода 16 добывающих скважин с объекта, плотность сетки составит 21 га/ скв.;

2 вариант - дополнительно к первому предусматривает организацию системы приконтурного заводнения, с использованием 14 нагнетательных скважин объектов Гор. 16 и 17.

Дебит действующих скважин составляет 6.1 т/сут., перевод скважин планируется начать с 2016 года, в связи чем себестоимость добычи нефти в 2016 году ожидается относительно высокой 2830.2 руб/т.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти за проектный период по первому варианту составят 918.1 млн. руб., по второму - 1020.8 млн. рублей. Увеличение затрат по второму варианту связано с увеличением эксплуатационного фонда скважин, оплатой за электроэнергию по нагнетанию воды в пласт.

Рис. Годовой дисконтированный денежный поток по горизонту 15

Таблица 3.7.2 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный периодгоризонт 15

Показатель	1 вариант	2 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	411	480
Капитальные вложения, млн.р	0	0
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	918	1021
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	2246	2137
Прибыль предприятия, млн.р	222	309
Поток наличности, млн.р. недисконтированный дисконтированный	238 144	325 167
Доход государства, млн.р	517	600

Поскольку разработка данного объекта не сопряжена с капитальными вложениями, то поступление денежных средств предприятию от его эксплуатации формируется за счет прибыли. Наличие прибыли и денежных поступлений возможно по первому варианту до 2018 года, по второму варианту до 2020 года (рис.6). С учетом убытков, в последующий период дисконтированные денежные поступления составят 143.7 млн. руб. по первому варианту и 167.1 млн. руб. по второму варианту (табл.3.7.2).

К внедрению рекомендуется второй вариант.

Горизонт 16

Предлагается три варианта разработки:

1 вариант - базовый, предусматривает развитие реализуемой площадной 9-точечной системы заводнения, с проектным расстоянием между скважинами 400*400, применение ГРП с начала эксплуатации скважин;

2 вариант - дополнительно к первому варианту предусматривает интенсификацию отборов жидкости путём снижения забойных давлений;

3 вариант - в дополнение ко второму варианту предусматривается бурение 36 уплотняющих скважин в зонах наибольшей плотности текущих запасов.

Согласно проведенным расчетам на месторождении планируется выполнить буровых работ в объёме 4179.0 тыс. м. по первому и второму вариантам и 4287.0 тыс. м. по третьему варианту. Объем капитальных вложений, необходимый для осуществления проектных решений определен в размере 30484.7 млн. руб., с учетом бурения уплотняющего фонда 31348.8 млн. рублей.

В связи с тем, что ведется бурение наиболее продуктивной части залежи, входной дебит скважин по нефти составляет 57.9 т/сут., себестоимость добычи нефти по объекту в 2001 году ожидается на уровне 1110.7-1153.0 руб/т. В последующий период ежегодный рост себестоимости составит 3-5%.

Как показали выполненные расчеты, разработка объекта Горизонт 16является экономически эффективной. Получение чистой прибыли по всем вариантам возможно до 2027 года. Максимальная прибыль может быть получена при реализации варианта 3, ее величина за рассматриваемый период составит 93029.3 млн. рублей.

На рис.3.7.3. показана динамика денежных поступлений предприятию от разработки объекта. Из сопоставления основных экономических показателей разработки по рассмотренным вариантам следует отметить, что лучшими параметрами характеризуется третий вариант (табл.3.7.3).

Рис. 5.6.3 Годовой дисконтированный денежный поток по горизонту 16_.

Таблица 5.6.3 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период. Горизонт 16

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	103992	108101	109188
Капитальные вложения, млн.р	30485	30485	31349
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	192712	194843	196688
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	1863	1812	1811
Прибыль предприятия, млн.р	84391	92026	93029
Поток наличности, млн.р. недисконтированный дисконтированный	85646 44098	93280 49178	94224 49762
Доход государства, млн.р	139975	146625	148126

Оценка экономической эффективности проекта выполнена и в целом по месторождению «Узень». Технико-экономические показатели рассчитаны по трем вариантам.

Согласно проведенным расчетам на месторождении планируется пробурить и ввести в эксплуатацию 1404 скважины основного фонда и 36 скважин уплотняющего фонда. Добыча нефти за проектный период составит по первому варианту 112.688 млн. т, по второму варианту 120.223 млн. т, по третьему варианту 123.638 млн. тонн нефти.

Объем капитальных вложений, необходимый для осуществления проектных решений по 1 и 2 вариантам определен в размере 30498.9 млн. рублей, по третьему варианту 31363.1 млн. руб., причем 52.3% из них будет использован на бурение новых скважин, остальные на обустройство и реконструкцию нефтепромысловых объектов. По третьему варианту предполагается бурение уплотняющего фонда. Период освоения капитальных вложений 2016 - 2046 годы.

Результаты расчетов показывают, что наибольшие эксплуатационные затраты будут сопряжены с выполнением работ по третьему варианту - 221695.7 млн. рублей. Это обусловлено тем, что данный вариант имеет максимальный фонд скважин. В связи с чем, значительно увеличиваются затраты на обслуживание и капитальный ремонт добывающих и нагнетательных скважин, увеличивается численность обслуживающего персонала и соответственно фонд оплаты труда, другие расходы.

В эксплуатационных затратах основную долю (42.0%) составляют прочие денежные расходы, в состав которых входят капитальный ремонт скважин и прочих основных средств, затрат на проведение гидроразрыва пласта, услуги сторонних организаций, содержание аппарата управления предприятия и другие затраты. Налоги и отчисления, рассчитанные с учетом изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса РФ, в структуре эксплуатационных затрат занимают 28.2%.

Себестоимость добычи нефти в 2016 году ожидается на уровне 1160.6 руб/т. -1222.2 руб/т. Как показали выполненные расчеты, разработка месторождения «Узень» в условиях действующей налоговой системы является прибыльной. Однако уже с 2046 года себестоимость добычи нефти по всем вариантам будет выше цены реализации. Максимальная прибыль может быть получена при реализации третьего варианта, ее величина за рассматриваемый период составит 106354.6 млн. рублей.

На перспективный период планируемый по вариантам, объем добычи нефти предполагается получить как из существующего, который на 1.01.2016г составляет 41% от проектного, так и из вновь буримого фонда скважин и от проведения ГРП, т.е. дальнейшая разработка месторождения предусматривает использование уже имеющихся основных фондов и реальные инвестиции. Прибыль от реализации нефти из фактического фонда скважин, превышает необходимый объем инвестиционных вложений, поэтому поступления денежных средств предприятию положительны с первого года.

Динамика денежных поступлений, основного показателя, оценивающего эффективность разработки месторождения, показана на рис.3.7.4.

За рассматриваемый период дисконтированный поток денежных средств по первому варианту равен: 48700.7 млн. руб., по второму варианту 57200.1 млн. руб., по третьему варианту 58451.2 млн. рублей.

Рис.3.7.4 Годовой дисконтированный денежный поток Горизонту 16

Рентабельный срок разработки месторождения определяется положительным значением годового потока наличности, по всем вариантам он равен 30 годам.

В табл.3.7.4 дано сопоставление основных технико-экономических показателей разработки месторождения «Узень», лучшими показателями характеризуется третий вариант, он и рекомендуется к внедрению, как оптимальный из всех предложенных к рассмотрению.

Таблица 3.7.4 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период по месторождению «Узень»

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	112688	120223	123638
Капитальные вложения, млн.р	30499	30499	31363
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	211146	215328	221696
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	1884	1801	1803
Прибыль предприятия, млн.р	89723	103577	106355
Поток наличности, млн.р. недисконтированный дисконтированный	91973 48701	105827 57200	108544 58451
Доход государства, млн.р	151367	163381	167919

С позиций государственной значимости при оценке инвестиционного проекта представляет интерес такой показатель как доход государства, складывающийся из суммы налогов и отчислений.

Расчетный доход государства в условиях действующего налогового законодательства Российской Федерации оценивается на уровне 151366.6 млн. руб. по первому варианту, 163381.4 млн. руб. по второму варианту, и 167919.2 млн. руб. по третьему варианту.

Структура дохода государства представлена на рис.3.7.5. Наибольшая часть денежных средств в бюджет государства поступит от уплаты налога на добычу полезных ископаемых -33.8% и налога на добавленную стоимость - 25.8%.

Рис.3.7.5. Доход государства

3.3 Обоснование варианта разработки месторождения

По результатам расчетов технико-экономических показателей разработки вариантов с различным темпом бурения и ввода в эксплуатацию проектных добывающих и нагнетательных скважин, наиболее экономически рентабельным был вариант с бурением 248 скв/год, но в рекомендуемом варианте предпочтение было отдано темпу бурения 152 скв/год, наиболее близкому к Производственной программе ПФ «Озенмунайгаз» на 2015-2018 годы.

На основе технико-экономического анализа и как наиболее приемлемая с позиций технологичности и удобства исполнения, как буровых работ, так и работ по обустройству месторождения была выбрана схема осуществления бурения одновременно в 4 блоках (по одному блоку для каждого НГДУ).

Общее количество новых скважин для бурения, начиная с 2015 года, составляет 2423 и 597 скважин дублеров.

В рекомендуемом варианте предусматривалось совершенствование системы разработки объектов за счет организации внутриблочной площадной системы заводнения (ВПСЗ), путем выделения из существующего фонда площадных ячеек, при необходимости доукомплектации ячейки новыми добывающими и нагнетательными скважинами и проведение доперфорации для достижения максимального охвата воздействием. ВПСЗ, в основном, создается в ТП 2: на 14 горизонте - в пачках б (пласты б₄-б₇), в; в 15 горизонте - в пачках а, б; в 16 горизонте - в пачке I. При этом формируемая система, в основном, близка к 7 - точечной площадной системе заводнения.

При существующей разбуренности месторождения и геолого-геофизической изученности отдельные ячейки сформированы и на 13 горизонте, а также площадные девятиточечные элементы на слаборазбуренных куполах. Система формируется созданием ячеек из существующего добывающего и нагнетательного фонда скважин (действующих на объекте скважин, переведенных с других объектов, переназначенных из добычи в нагнетание и, наоборот), за счет бурения новых скважин, дострелов и изоляции определенных пластов и т. п.

Во вновь созданных элементах системы заводнения (площадные ячейки, отдельные добывающие - нагнетательные скважины) в пределах ТП 1 и ТП 2 применяется максимальный охват перфорацией для оптимизации выработки пластов с учетом изменения фильтрационных потоков.

Бурение новых нагнетательных скважин и переназначение старых на всех технологических объектах (ТП 1, ТП 2, ТП 3) приведет к изменению потоков фильтрации (ИПФ). Ранее ликвидированные скважины в границах новых ячеек, рекомендовано дублировать новыми скважинами для добычи нефти в связи с изменением потоков фильтрации. ИПФ является интегрированной частью ВПСЗ и поэтому механизм эффекта не выделяется отдельно.

Общее количество скважин с реализацией ТННП составляет 542: добывающих - 408 и нагнетательных - 134.

Обязательным условием является:

- максимальная организация ячеек добывающих скважин с воздействующими нагнетательными скважинами. После разбуривания каждой ячейки скважин на ТП 3 и начала их эксплуатации надо без промедления организовывать и осуществлять заводнение, индивидуальное для каждой ячейки;

- для увеличения приемистости нагнетательных скважин, пробуренных на ТП 3 необходимо применение реагентов. Одним из таких высокоэффективных реагентов является «Полисил».

Для реализации технологии ГРП рекомендованы:

- новые добывающие скважины ТП 3, в которых ГРП проводится сразу после бурения;

- скважины действующего фонда, на которых ранее не проводился ГРП, отвечающих критерию применения ГРП;

- скважины действующего фонда, на которых ранее проводился ГРП, но эффект не был получен (повторный ГРП);

- нагнетательные скважины на ТП 3 для повышения приемистости.

Для проведения ГРП на ТП 3 (13 и 15 горизонты) рекомендуются 1690 существующих (в том числе 124 - нагнетательных), 246 новых добывающих и 83 нагнетательных скважин. ГРП рекомендуется проводить не во всех добывающих скважинах ячейки - через одну и в нагнетательных скважинах.

Годовая и накопленная добыча нефти в целом по 13-18 горизонтам превышает проектные показатели на 63,9 тыс. т. Годовая и накопленная добыча жидкости отстает от проектных цифр на 378,0 тыс. т. При этом действующий фонд составляет 3120 скважин, что меньше проекта на 56 ед. За анализируемый 2015 год бездействующий фонд по сравнению с предыдущим годом увеличился с 30 до 120 ед. Только за текущий год (2015) 85 добывающих скважин с нарушениями эксплуатационной колонны и аварией на забое переведены в бездействующий фонд и находятся в ожидании физической ликвидации.

Среднегодовая обводненность в целом по рассматриваемым горизонтам ниже проекта на 0,4%.

Среднегодовые дебиты по нефти и жидкости выше проектных показателей на 0,4 т/сут и 1,6 т/сут соответственно и составляют в целом 6,1 т/сут и 33,3 т/сут. По новым скважинам среднегодовой дебит по нефти превышает проект на 6,4 т и составляет 16,4 т/сут. Из 79 вновь пробуренных добывающих скважин 74 соответствуют проектным точкам и 50 из них введены в эксплуатацию с проведением ГРП, что вполне объясняет высокие дебиты скважин по нефти.

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов в целом превышает проектный показатель на 0,9 %. Текущий КИН соответствует проекту и составляет в целом 0,30 д. ед.

Уровень закачки за текущий год превышает проектный показатель на 1878,3 тыс. м³ и компенсации отбора составляет 147,3%.

С целью увеличения объема добычи нефти за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта, разрабатывают план геолого-технических мероприятии (ГТМ).

По рекомендуемому к внедрению варианту планируется ввести 1440 новых эксплуатационных скважин, из них 1097 добывающих и 343 нагнетательных. Ввод скважин заканчивается в 2046 году.

За рассматриваемый период планируется получить 53523.5 тыс. тонн нефти. Максимальный объём добычи нефти на уровне 5.946 млн. тонн ожидается в 2018 году.

Для осуществления проектных решений потребуется капитальных вложений в размере 31363.1 млн. рублей, которые планируется освоить с 2001 по 2025 годы (рис.3.8.1).

Динамика основных экономических показателей разработки месторождения «Узень» по рекомендуемому варианту показана на рис.3.8.2. При принятой в расчет цене реализации нефти, стоимость произведенной продукции за проектный период оценивается в сумме 432400.0 млн. рублей, затраты на ее добычу и реализацию 224733.6 млн. рублей, а прибыль предприятия 106354.6 млн. рублей. Получение чистой прибыли возможно в течение 2016-2046 гг.

Рис.3.8.1.Капитальные вложения

Рис.3.8.2.Основные экономические показатели



Рис.3.8.3. Денежный поток по рекомендуемому варианту

Поток денежных средств от разработки месторождения Узень положителен до 2046 года. Максимальное значение этого показателя достигается в 2017 году. В дальнейшем в связи с уменьшением прибыли идёт снижение денежного потока. За рассматриваемый период его величина составит 108543.8 млн. рублей, с учётом коэффициента дисконтирования 58451.2 млн. рублей (рис.3.8.3).

От реализации проекта в доход государства за счёт налогов и отчислений сможет поступить 167919.2 млн. рублей.

Таблица 16 - Сравнение проектных и фактических показателей за 2015год

3.4 Анализ чувствительности проекта «Узень»

В проектах, осуществление которых предполагается в условиях общей нестабильности, необходимо выполнение анализа чувствительности.

Общим подходом при проведении этого анализа является отслеживание влияния на самые значимые критерии экономической состоятельности проекта изменения ключевых параметров исходных данных. Границы вариации при этом составляют, как правило 10% - 15%.

В данной работе проведена оценка влияния на показатель чистых дисконтированных поступлений (NPV) возможных изменений внешних и внутренних параметров, таких как: цена на нефть, объем добычи, величина затрат (капитальных и текущих). Изменение поступлений денежных средств инвестору в зависимости от принятых допущений дано на рис.3.9.1.

Рис.3.9.1.Оценка чувствительности проекта

Следует отметить, что самое большое влияние оказывает изменение цены на нефть. Так, снижение цены на нефть на внутреннем и мировом рынках на 20% приведет к уменьшению дисконтированных денежных поступлений на 0,26739.4 млн. руб. или на 45.7%.

Менее всего из перечисленных параметров на величину NPV оказывает изменение затрат на добычу нефти. Увеличение капитальных вложений и эксплуатационных затрат на 20% приведет к снижению дисконтированных денежных поступлений на 8397.7 млн. рублей или на 14.4%. Возможность влияния данных параметров на основные экономические показатели рекомендуемого варианта приведена в табл.3.9.1.

Таблица 3.9.1Оценка чувствительности проекта

N	Показатель	Вариант
	Добыча	базовая	-20%	Базовая	Базовая
	Цена	базовая	базовая	-20%	Базовая
	Затраты	базовая	базовая	Базовая	+20%
1	Капитальные вложения, млн. руб.	31363	31363	31363	37636
2	Эксплуатационные расходы, млн. руб.	200985	189059	200327	228448
3	Чистая прибыль, млн. руб.	106355	60923	45331	82752
4	Поток наличности, млн. руб.	108544	63112	47520	84574
5	Дисконтированный поток наличности, млн. руб.	58451	38522	31712	50053
6	Доход государству, млн. руб.	167919	131265	142463	164844
7	Рентабельный период разработки, лет	30	26	25	27

Проведенный анализ чувствительности показал, что рекомендуемый вариант характеризуется высокой надежностью.

Заключение

Реализация рекомендуемого варианта разработки месторождения «Узень» позволит за расчетный период добыть 123.638 млн. тонн нефти.

Технико-экономический анализ проектных решений, выполненный в соответствии с налоговым законодательство Российской Федерации в ценах, сложившихся на 01.01.2016 года, показал, что для выполнения запланированных объемов работ потребуется 31363.1 млн. руб. капитальных вложений.

Стоимость произведенной продукции оценивается на уровне 432400.0 млн. рублей. Чистые денежные поступления инвестору за проектный срок составят 108543.8 млн. руб., при ставке дисконта 10% - 58451.2 млн. руб., доход государства - 167919.2 млн. рублей.Оценка экономической эффективности предлагаемых технологических решений по дальнейшей эксплуатации месторождения «Узень» свидетельствует о достаточно высокой надежности данного инвестиционного проекта.

Список используемых источников

1. Технико- экономическое обоснование дипломных проектов: Учеб. пособие для вузов. - М.: Высш. шк., 2012. - 176 с.: ил

2. Финансовые отчеты о деятельности компании ТОО «Новые технологии НефтеХимМаш»

3. Общая информация о компании ТОО «Новые технологии НефтеХимМаш»

4. Алексеева М. Планирование деятельности фирмы. - М.: Финансы и статистика, 2015.

5. Современное состояние и перспективы производства нефтепродуктов в РФ//Нефть, газ и бизнес - 2010, №11. с. 25 - 29.

6. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М.А. Гуреева. - М. : Издательский центр "Академия", 2011. - 240 с.

7. Экономика нефтегазовой отрасли: учебное пособие для СПО. / В.В.Жиляева, А.Н. Лунькин. - Волгоград: Издательский Дом "Ин-Фолио", 2012. - 240 с.

8. Итоги развития нефтяной и газовой промышленности // "Нефтяное хозяйство". Москва, 2013. - №6. - c. 76 - 77.

9. Современное состояние нефтяной промышленности России // "Бурение и нефть". Москва, 2013. - №5. - с. 8 - 13.

10. А.Г. Гумеров, С.Г. Бажайкин (ГУП "ИПТЭР") Проблемы отраслевой науки нефтегазового комплекса России // Нефтяное хозяйство журнал Москва, 2013. - № 6. - с. 8-11

11. Абдукаримов И.Т., Беспалов М.В. Финансово-экономический анализ хозяйственной деятельности коммерческих организаций: учебное пособие / И.Т. Абдукаримов, М.В.Беспалов - М.: Инфра-М, 2012. - 320 с.

12. Вартанов А. С. Экономическая диагностика деятельности предприятия: организация и методология: Учеб. пособие / А. С. Вартанов. - М.: Финансы и статистика, 2015. - 326 с.

13. Вахрушина, М.А. Управленческий анализ: вопросы теории, практика проведения: монография / М.А.Вахрушина, Л.Б.Самарина. - М. : Вузовский учебник, 2012. - 142 c.

14. Глушков, И.Е. Бухгалтерский учет на предприятиях различных форм собственности: в помощь финансовому директору, главному бухгалтеру, бухгалтеру / И.Е.Глушков. - Новосибирск: Экор-книга, 2015. - 943 с.

15. Ионова А.Ф., Селезнева Н.Н. Финансовый анализ. Управление финансами: Учебное пособие, 2012. - 639с.

16. Комплексный анализ хозяйственной деятельности предприятия: учеб. пособие / [В.И.Бариленко]; под общ. ред. В.И.Бариленко. - М. : ФОРУМ, 2012. - 463 c.

17. Текст отчета «Авторский надзор за реализацией проекта разработки месторождения «Узень»13-18 горизонтов (нефть)»

18. Финансовые отчеты о деятельности компании ТОО «Новые технологии НефтеХимМаш»

19. Общая информация о компании ТОО «Новые технологии НефтеХимМаш»

Размещено на Allbest.ru

...