Обоснование экономической эффективности внедрения АНШ

 

                                                     (3)

 

где Тк – календарный период, дней (365);

Тпрс – длительность 1 ремонта подземного типа, дней;

Тн/о – наработка на отказ, дней.

 

Выполним расчеты:

Т = 365-365 *(73/24)/199=359,4 дней

DQ(q) = 1,5*359,4*11=5930,1т/год

 

Кроме того, дополнительная нефтедобыча будет сформирована посредством снижения длительности периода на ремонтирование скважин (DТ). Определяется такой показатель исходя из формулы (4).

DQ(t)=q ∙ DT ∙ N                                                      (4)

 

При этом снижение длительности периода на ремонтирование скважин в течение года будет определяться исходя из формулы (5).

                                        (5)

где Т1мрп и Т2мрп – наработка на отказ до и после внедрения АНШ, сут.

 

Выполним расчеты:

DТ = 365(73/24)/80-365(73/24)/199=8,3

DQ(t) = 10,7*8,3*11=976,91 т/год

 

Соответственно, в общей сумме дополнительная нефтедобыча будет определяться исходя из формулы (6).

DQ=DQ(q) + DQ(t)                                                         (6)

Выполним расчеты:

DQ = 5930,1+976,91=6907,01

Повышение нефтедобычи формирует повышение трудовой производительности, величина которой может быть установлена исходя из формулы (7)

                                                     (7)

где DПТ – увеличение трудовой производительности, руб./чел;

DQ – прирост добычи, т;

Цн – цена 1 тонны нефти, руб.;

ЧППП – численность ППП в среднем, чел;

Выполним расчеты:

DПТ = 6907.01*2110.2/3345=4357

Кроме того, повышение нефтедобычи формирует повышение фондоотдачи, величина которой может быть установлена исходя из формулы (8).

                                                  (8)

где DФотд – прирост фондоотдачи;

Фопф – величина основных фондов производства за год, руб.

Выполним расчеты:

DФотд =6907.01*2110.2/6865000=2.1

 

Уменьшение себестоимости нефтедобычи реализуется посредством модификации расходов условно-постоянного характера на 1 продукции. Величина может быть установлена исходя из формулы (9).

                                    (9)

где DС – уменьшение себестоимости нефтедобычи;

Зпос –  расходы условно-постоянного характера на нефтедобычу, тыс. руб.;

Q – нефтедобыча до мероприятия, тыс. т.

Выполним расчеты:

Зпост = 1911*0,217*852=3546403,2

DС = 3546403,2*(1/8552-1/(8552+6907,01))=0,33

Повышение величины нефтедобычи формирует повышение абсолютного показателя прибыли от реализации. Такой показатель определяется посредством формулы (10).

DПрп=DQр∙(Цн – (С – DС))                                  (10)

где DПрп – дополнительная прибыль от продажи нефти, руб.;

DQр – дополнительно проданная нефть, т;

С – себестоимость нефтедобычи до осуществления мероприятия, руб./т;

DС – снижение себестоимости нефти, руб./т.

Выполним расчеты:

DПпр = 6907,01*(2110,2-(1911-0,33))=1378155,7

Потому как происходит повышение прибыли от продажи нефти, то происходит и повышение чистой прибыли предприятия. Расчет производится по формуле (11).

DПч=DПпр–Нпр                                                     (11)

где Нпр – размер налога на прибыль (24%), руб.

Выполним расчеты:

DПч =1378155,7-1378155,7*0,24=1047398,3

Соответственно, дополнительная чистая прибыль компании посредством уменьшения расходов постоянного характера без включения расходов на проведение мероприятия на 1 тонну нефти составляет

 

 

 

 

2.2 Расчет показателей экономической  эффективности мероприятия

 

Рассматриваемое мероприятие имеет отношение к получению дополнительной нефтедобычи (DQ).

Величина дополнительно добытой нефти составляет 4914,46 тонн/год.

Прирост прибыли от продажи за t-й год устанавливается исходя из формулы (12).

DВt=DQt∙Цн                                                          (12)

где DQ – величина нефтедобычи в t-м году дополнительно, тонн;

Цн – цена 1 тонны нефти, руб.

Выполним расчеты:

DВ = 976,91*2110,2=2061475,5

При этом прибыль будет повышаться и посредством экономии расходов на ремонтирование подземного типа скважин. Расчет осуществляется по формуле (13).

Э=DТ· СПРС · NПРС                                               (13)

DТ – временное снижение на ремонтирование скважин в течение года, час.

Выполним расчеты:

Э = 8,3*5660,9*2=93970,94

 

Соответственно, величина общей выручки будет определяться на основании формулы (14).

DВ1=DВ+Э                                                           (14)

 

Выполним расчеты:

DВ1  = 20641475,5+93970,94=2155446,44

DВ2 = DВ1 = 2155446,44

DВ3 = DВ1 = 2155446,44

 

Вложение капитала устанавливаются в качестве произведения затрат капитального характера на использование амортизаторов штанг на 1 скважину и  числа скважин, которые введены в использование. Расчет осуществляется по формуле (15).

КВ=К1·Nскв                                                          (15)

где К1 – расходы капитального характера, которые имеют отношение к смене насоса на 1скважину, руб.;

Nскв – число скважин, которые введены в использование, шт.

Выполним расчеты:

КВ = 21,1*11=232,1

Затраты текущего характера могут быть установлены как совокупность расходов  на мероприятие и расходов условно-переменного характера. Расчет осуществляется по формуле (16).

ΔЗt=ΔЗдоп t + Змер                                                  (16)

где ΔЗдоп – расходы условно-переменного характера на дополнительную нефтедобычу в t-м году, руб.;

Змер – расходы на осуществление мероприятия, руб.

DЗдопt=DQt∙ С ∙ Ду/пер / 100                                   (17)

где С – себестоимость нефтедобычи, руб./тонну;

Ду/пер – удельный вес расходов условно-переменного характера, %.

Выполним расчеты:

DЗдоп 1 = 1911*78,3/100=1469,3

DЗдоп 2 = DЗдоп 1 = 1469,3

DЗдоп 3 = DЗдоп 1 = 1469,3

Расходы на осуществление мероприятия находятся посредством формулы (18).

Змер = СПРС · ТПРС · NПРС                                                                (18)

где СПРС – стоимость одного бригадо-часа подземного ремонта, руб.;

ТПРС – продолжительность одного ПРС, часов;

NПРС – число подземных ремонтов, ед.

Выполним расчеты:

Змер = 5660,9*73,8*2=826491,4

Соответственно, общие расходы, которые имеют отношение к дополнительной нефтедобыче за t-й год составят:

DЗ1 = DЗдоп 1 + Змер = 1496,3+826491,4=827987,7

DЗ2 = DЗ1 = 827987,7

DЗ3 = DЗ1 = 827987,7

С целью определения налога на прибыль, необходимо по формуле (19) определить прибыль налогообложения за t-й год.

DПн/облt=DВt–DЗt                                                  (19)

где DВt – прирост выручки от реализации в t-м году, руб.;

DЗt – текущие затраты в t-м году, руб.

Выполним расчеты:

DПн/обл 1 = 2061475,5-827987,7=1233487,8

DПн/обл 2 = DПн/обл 1 = 1233487,8

DПн/обл 3 = DПн/обл 1 = 1233487,8

 

Величина налога на прибыль за t-й год может быть установлена посредством формулы (20).

ΔНпрt=DПн/облt∙ Nпр / 100                                              (20)

где Nпр – ставка налога на прибыль, % (= 24%).

Выполним расчеты:

DНпр 1 = 1233487,8*0,24/100=24669,7

DНпр 2 = 24669,7

DНпр 3 = 24669,7

Прирост денежных потоков за год (DДПt) может быть определен по формуле (21).

DДПt=DВt–DЗt – ΔНпр t = DПн/обл t – ΔНпр t                           (21)

Выполним расчеты:

DДП1 =1233487,8-24669,7=1208818,1

DДП2 = DДП1 = 1208818,1

DДП3 = DДП1 = 1208818,1

Поток денежной наличности устанавливается как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями по формуле (22).

ПДНt=DДПt–КВt                                                 (22)

Выполним расчеты:

ПДН1 = 1208818,1-232,1=1208585,9

ПДН2 = ПДН1 = 1208585,9

ПДН3 = ПДН1 = 1208585,9

Накопленный поток денежной наличности определяется по формуле (23).

НПДНt=åПДНt                                                    (23)

Выполним расчеты:

НПДН1 = ПДН1 = 1208585,9

НПДН1-2 = ПДН1 + ПДН2 = 2417171,8

НПДН1-3 = ПДН1 + ПДН2 + ПДН3 = 3625757,8

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле (24).

ДПДНt=ПДНt/(1 + i)t                                           (24)

где i – ставка дисконта, доли единицы.

Выполним расчеты:

ДПДН1 = 1050944,3

ДПДН2 = 2101888,6

ДПДН3 = 3152832,9

Чистая текущая стоимость определяется исходя из формулы (25).

ЧТСt=åДПДНt                                                    (25)

Выполним расчеты:

ЧТС1 = ДПДН1 = 1050944,3

ЧТС2 = ДПДН1 + ДПДН2 = 2101888,6

ЧТС3 = ДПДН1 + ДПДН2 + ДПДН3 = 3152832,9

Результаты определения показателей экономической эффективности внедрения мероприятия инновационного характера (использования АНШ) представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Показатели экономической эффективности мероприятия

Показатели	1-й год	2-й год	3-й год
Капитальные вложения, тыс. руб.	232,1	232,1	232,1
Прирост нефтедобычи, тыс. тонн	1378155,7	1378155,7	1378155,7
Прирост выручки от реализации, тыс. руб.	2155446,44	2155446,44	2155446,44
Затраты текущего характера, тыс. руб.	519310,80	519310,80	519310,80
Прирост прибыли, тыс. руб.	1159493,14	1159493,14	1159493,14
Прирост величины выплат налогового характера, тыс. руб.	278278,35	278278,35	278278,35
Поток денежных средств, тыс. руб.	783636,67	783636,67	783636,67
Поток наличности денежных средств, тыс. руб.	783471,07	783471,07	783471,07
Накопленный поток наличности денежных средств, тыс. руб.	783471,07	1566942,15	2,37
Дисконтированный поток наличности денежных средств, тыс. руб.	11338,22	164,08	2,37
Чистая стоимость текущего характера, тыс. руб.	11338,22	11502,31	11504,68

 

 

2.3 Анализ чувствительности проекта  к возможным изменениям

 

Последним шагом экономического обоснования рассматриваемого мероприятия выступает анализ чувствительности проекта к риску. С этой целью производится выбор интервал наиболее возможного диапазона вариации факторов, к примеру:

цена на нефть (-10%; +10%);

затраты текущего характера (-10%; +10%);

налоги (-10%; +10%).

Соответственно, для всякого фактора устанавливается чистая стоимость текущего характера: ЧТС (Ц); ЧТС (З); ЧТС (Н).

 

Таблица 2 - Расчёт экономических показателей при изменении цены на нефть

	1-й год		2-й год		3-й год
Показатели	10%	-10%	10%	-10%	-10%	-10%
Капитальные вложения, тыс. руб.	232,1	232,1	232,1	232,1	232,1	232,1
Прирост нефтедобычи, тыс. тонн	3833756,90	2029463,61	3833756,90	2029463,61	3833756,90	2029463,61
Прирост выручки от реализации, тыс. руб.	2155446,44	2155446,44	2155446,44	2155446,44	2155446,44	2155446,44
Затраты текущего характера, тыс. руб.	519310,80	519310,80	519310,80	519310,80	519310,80	519310,80
Прирост прибыли, тыс. руб.	1289787,89	1029198,40	1289787,89	1029198,40	1289787,89	1029198,40
Прирост величины выплат налогового характера, тыс. руб.	309549,09	247007,62	309549,09	247007,62	309549,09	247007,62
Поток денежных средств, тыс. руб.	913931,42	653341,93	913931,42	653341,93	913931,42	653341,93
Поток наличности денежных средств, тыс. руб.	913765,82	653176,33	913765,82	653176,33	913765,82	653176,33
Накопленный поток наличности денежных средств, тыс. руб.	913765,82	653176,33	1827531,64	1306352,65	2,77	1,98
Дисконтированный поток наличности денежных средств, тыс. руб.	13223,82	9452,62	191,37	136,80	2,77	1,98
Чистая стоимость текущего характера, тыс. руб.	13223,82	9452,62	13415,19	9589,42	13417,96	9591,40