* (1 – 0,25) = 11,99 %
У розрахунках приймаємо заокруглене значення ставки дисконту 12%.
За формулою (2.2) визнанчаємо чисту теперішню вартість (NPV):
NPV = 102479,93 / ( 1+0,12)1- 35703,7 = 55796,24 грн.
Захід №2. Гідравлічний розрив пласта.
Валовий дохід за формулою (2.5) становить:
ВД = 513 * 774,56 + 110 * 253 = 425179,28 грн.
ВД без ПДВ = 354316,06 грн.
За формулою (2.6.) визначаємо валові витрати на захід у 2006 році:
ВВ = 513 * 315,74 + 110 * 162,15= 179811,12 грн.
Чистий прибуток за формулою ( 2.4.):
NP = (354316,06 – 179811,12 – 99612,18) * 0,25 = 18723,19 грн.
Згідно формули (2.7) визначаємо амортизацію:
А = 1106802 * 0,09 = 99612,18 грн.
Для розрахунку грошового потоку в кінці періоду використаємо формулу (2.3.):
CF = 18723,19 + 99612,18 = 118335,37 грн.
Для визначення чистої теперішньої вартості скористаємось формулою (2.2.):
NPV = 118335,37 / (1+0,12)1 – 71789,8 = 33866,78 грн.
Окільки значення чистої теперішньої вартості позитивне (NPV>0) у двох варіантах, то це означає, що обидва проекти слід ухвалити, бо у випадку їх реалізації підприємство нарощуватиме свій капітал.
При порівнянні двох заходів більш привабливим вважається захід з більшим значенням NPV, тобто захід №1 ( солянокислотне оброблення на свердловині 3 – Підборівка Струтинського родовища.
Захід №3. Встановлення гарантійного терміну служби відремонтованих штангово- глибинних насосів.
Економічний ефект від впровадження гарантійного терміну служби глибинно-штанових насосів досягається за рахунок зменшення кількості ремонтів та зменшення витрат за рахунок повернення коштів за ремонти насосів, які не відпрацювали гарантійного строку і визначається за формулою:
Е = Е р+ Н * В (4.1.)
Де Ер – ефект від зменшення кількості ремонтів;
Н – кількість ремонтів проведений з насосами, що не відпрацювали гарантійного строку служби.
В – витрати на один закінчений ремонт.
Ер = Р * В ( 4.2.)
Р – зменшення кількості ремонтів:
Р = Р2 – Р1 ( 4.3.)
Р2 , Р1 - відповідна кількість ремонтів до і після впровадження заходу.
Таким чином зменшення кількості ремонтів дорівнюватиме:
Р = 367 –349 = 28 шт.
звідси ефект від зменшення ремонтів буде рівним: Е р = 28 *20662,7 = 578,555 тис. грн.
Отже, економічний ефект від запропонованого заходу буде рівним:
Е = 578553,6 + 5 * 20662,7 = 681,867 грн.
Таким чином, ефективність від встановлення гарантійного строку роботи глибинно – штангових насосів складе 5450,61 грн.
4.3. Вплив запропонованих заходів на основні техніко-економічні показники.
Проведені заходи дозволяють підвищити ефективність діяльності НГВУ “Долинанафтогаз” за рахунок їх впливу на основні техніко-економічні показники.
Заходи №1 і №2 вплинуть на наступні показники:
1) Збільшення прибутку: ДП=(Ц-С2)*Q2-(Ц-С1)*Q1 (4.4)
де Ц-середня ціна продукції;
С1 , С2-собівартість продукції до і після впровадження заходу.
Q1, Q2-обєм продукції до і після впровадження заходу.
2) Збільшення видобутку нафти:
ДQ=Q2-Q1 (4.5)
3) Збільшення коефіцієнта експлуатації свердловин:
ДКе=(te2 - te1)/tkдф (4.6)
де te1, te2- ефективний час роботи свердловин до і після впровадження заходу.
Захід №3 матиме вплив на наступні показники, їх обраховуємо за наступною методикою:
зменшення чисельності працюючих, необхідних для проведення ремонту:
ДЧ =(Ч*ДР)/Р1 (4.7)
де Ч- чисельність працюючих занятих на ремонтних роботах(чол.)
ДР=Р1-Р2 (4.8)
Р1,Р2-кількість ремонтів до і після впровадження заходу (шт.)
Підвищення продуктивності праці:
ДПП= ДЧ/(Ч- ДЧ)*100 (4.9)
Збільшення прибутку:
ДП= ДР*В (4.10)
В-витрати на проведення робіт із заміни штангових глибинних насосів.
4) Збільшення коефіцієнта експлуатації свердловин:
ДКе=(te2 - te1)/tkдф (4.11)
де te1, te2- ефективний час роботи свердловин до і після впровадження заходу.
Вплив запропонованих заходів на основні техніко-економічні показники наведено в таблиці 4.1.
Таблиця 4.1- Вплив запропонованих заходів на основні техніко-економічні показники
Показники | Базові показники | Захід № 1,% | Захід № 2 ,% | Захід
№3,% | Сумарний ефект , % | Ефект
1. Видобуток
- нафта, т.
- газ, тис.м3 |
337310
98950 |
0,222
0,231 |
0,152
0,111 |
0,064
0,097 |
0,438
0,439 |
338787
99384
2. Прибуток, тис. грн. | 16400 | 0,952 | 0,212 | 2,080 | 3,244 | 16932
3.продуктивність праці, тис.грн/чол. | 230,6 | 0,332 | 0,221 | 0,250 | 0,803 | 232,45
4. Коефіцієнт експлуатації свердловин, част.од. | 0,964 | 0,941 | 0,892 | 0,618 | 2,451 | 0,988
Висновки.
В дипломній роботі проведена оцінка резервів підвищення нафтогазовилучення на Струтинському родовищі.
В першому розділі досліджувались загальні умови функціонування НГВУ “Долинанафтогаз”:геолого-економічна характеристика Долинського нафтогазопромислового району,оцінка видобувних запасів по родовищах,організаційно-виробнича структура та матеріально-технічна база. Проведений аналіз організації охорони праці на підприємстві та контроль за дотриманням нормативно-правових актів з охорони праці.
Аналіз показників розробки родовищ свідчить про низькі коефіцієнти нафтовилучення.Тільки на Долинському,Північно-Долинському,Струтинському родовищах відсоток відбору від початкових видобувних запасів є високим.Наявність значних залишкових запасів свідчить про необхідність впровадження методів підвищення нафтовилучення.Об’єктом дослідження обрано Струтинське нафтове родовище, в зв’язку з тим, що воно є одним з найперспективніших родовищ НГВУ “Долинанафтогаз”, після Долинського і Північно – Долинського.Для цього родовища планується продовження розбурювання покладів,введення в експлуатацію нових свердловин,запровадження методів інтенсифікації видобутку,що підтверджує його перспективність у майбутньому.
Що стосується організаційно виробничої структури,то вона сформована на високому технологічному і інженерно-технічному рівні.Всі відділи основного і допоміжного виробництва забезпечені трудовими і технологічними ресурсами.Існуюча організаційно -виробнича структура дозволяє НГВУ вирішувати поставлені перед ним завдання.
В другому розділі приведені теоретико-методологічні основи оцінки ефективності нафтогазовилучення родовищ.Проведений аналіз та відбір факторів, що здійснюють вплив на величину собівартості видобутку 1 т. нафти. До цих факторів належать:видобуток нафти,коефіцієнт експлуатації свердловин,прямі витрати на нафту,питома вага витрат на геолого-технічні заходи,відбір нафти від початкових балансових запасів.
В третьому розділі був проведений аналіз основних техніко-економічних показників діяльності підприємства протягом 2001 – 2005 р.р, який показав ,що в цілому діяльность підприємства є прибутковою, та для підтримання цього рівня