Реферат: Характеристика месторождения

Таблица 5.9. Расчет ЧТС при уменьшении капитальных затрат на 20%

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	215357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	9 360,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	50 014,94	43 607,88	37 824,74
Поток денежной наличности	тыс. руб.	199 030,5	174122,55	151 298,796
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	199 030,5	373 153,044	524 451,84
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	199 030,5	151 486,62	114 381,88
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	199 030,5	350 517,12	464 899

Таблица 5.10. Расчет ЧТС при увеличении капитальных затрат на 20%

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.	14 040,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	33 343,92	29 072	25 216,52
Поток денежной наличности	тыс. руб.	132 687,05	116 081,73	100 865,93
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	132 687,05	248 768,77	349 634,56
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	132 687,05	100 991,08	76 254,64
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	132 687,05	233 678,08	309 932,67

Таблица 5.11. Расчет ЧТС при уменьшении налогов на 15%

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.	35 427,32	30 889	26 791,72
Поток денежной наличности	тыс. руб.	190 737,56	166 867,4	144 994,67
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	190 737,56	357 605	502599,68
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	190 737,56	145 174.67	109615,9
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	190 737,56	335 912,24	445 528,2

Таблица 5.12. Расчет ЧТС при увеличении налогов на 15%

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.	47 930,98	41 790,8	36 248,7
Поток денежной наличности	тыс. руб.	140 979,95	123 336,8	107170,03
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	140 979,95	264 316,74	371 486,8
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	140 979,95	107 303,05	81020,54
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	140 979,95	248 283	329 303,54

Как показал расчет экономической эффективности внедрения гидроструйных насосов, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведения мероприятия проект окупается в течение первого года. На расчетный счет предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 78,352 млн. рублей, а с учетом фактора времени, то есть дисконтирования, – 68,039 млн. рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС ? 0, а это является критерием эффективности проекта.По полученным данным после экономического расчета видно, что возможное проведение этих мероприятий дает прибыль, при условии качественного исполнения насосов и проведения своевременных ревизий. Поэтому проведение работ по переводу бездействующего фонда скважин под добычу нефти струйными насосами – эффективно.Список использованных источников1. Технологическая схема разработки Вехнеколик-Еганское месторождения Тюмень НИПИнефть 1990 г.;2. Проект разработки Верхнеколик-Еганского месторождения – 1995,т. 1, т. 2.3. Подсчёт запасов нефти Верхнеколик-еганского месторожденияпо состоянию 1.01.92, т. 1.4. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти – М: Недра 1968 г.;5. Отчёт о работе механизированного фонда скважин УПН ОАО «Варьеганнефтегаз»6. К.Р. Уразаков, Ю.В. Алексеев, Р.С. Калимуллин, Н.В. Ларюшкин, Т.А. Родионова Оптимизация режима эксплуатации механизированного фонда скважин // Нефтепромысловое дело, 1997 №6–7 – С. 16;7. Каплан, Добыча нефти в осложненных условиях, – М: Недра 1987 г.8. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений, – М: Недра, 1982 г.9. Политика предприятия в области промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды2012 г.10. Богданов А.А. Погружные центробежные насосы для добычи нефти – М: Недра 1968 г.