Пример расчета влияния факторов риска, млн. руб.
| Показатели | по базовому варианту | с применением ПТВ |
| Капитальные затраты (снижение на 10%) | ||
| Бурение |  = 13 054 · 0,9 = 11 748,6 тыс. руб./скв.
| |
| Обустройство |  = 575 · 0,9 = 517,5 тыс. руб./скв.
| |
| Парогенератор |  = 56 160 · 0,9 = 50 544 тыс. руб.
| |
| Чистая прибыль Чистый доход Чистый дисконти-рованный доход |  = 1327,87 млн. руб.
 = 1229,84 млн. руб.
 = 4494,35 млн. руб.
| = 3819,04 млн. руб.
 = 3658,78 млн. руб.
= 12096 млн. руб.
|
| Объем реализации (увеличение на 10%) | ||
| Нефть |  = 76650 · 1,1 = 84315 тонн/год
| |
| Чистая прибыль Чистый доход Чистый дисконти-рованный доход |  = 1459,69 млн. руб.
 = 1350,77 млн. руб.
 = 4924,17 млн. руб.
| = 4205,54 млн. руб.
= 4027,47 млн. руб.
= 13296 млн. руб.
|
| Цена реализации (снижение на 10%) | ||
| Нефть |  = 5000 · 0,9 = 4500 руб./т
| |
| Чистая прибыль Чистый доход Чистый дисконти-рованный доход |  = 1140,95 млн. руб.
 = 1032,02 млн. руб.
 = 3534,30 млн. руб.
| = 3330,39 млн. руб.
= 3152,32 млн. руб.
= 9994 млн. руб.
|
| Эксплуатационные затраты (увеличение на 10%) | ||
| Стоимость энергии |  = 39,3 · 1,1 = 43,23 руб./т
| |
| Подготовка нефти |  = 151 · 1,1 = 166,10 руб./т
| |
| Сбор и транспорт нефти |  = 74,3 · 1,1 = 81,73 руб./тыс. м3
| |
| Зарплата |  = 240 · 1,1 = 264 тыс. руб./год
| |
| Производство и закачка пара |  = 46 · 1,1 = 50,60 руб./тыс. м3
| |
| Чистая прибыль Чистый доход Чистый дисконти-рованный доход |  = 1293,66 млн. руб.
 = 1184,73 млн. руб.
 = 4201,07 млн. руб.
| = 3744,85 млн. руб.
= 3566,78 млн. руб.
= 11559 млн. руб.
|
| Примечание: баз – базовое значение, принятое для основных расчётов |
Расчеты выполняются в соответствии с таблицами 2.42 – 2.63.
В таблице 2.37 сведены результаты анализа чувствительности проекта.
Таблица 2.37
Анализ рисков при разработке нефтяного месторождения
по варианту на истощение, млн. руб.
| Показатели | Изменение показателей, млн. руб. | ||||||
| -30% | -20% | -10% | 0% | 10% | 20% | 30% | |
| Капзатраты | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 1372,11 | 1349,99 | 1327,87 | 1305,75 | 1283,63 | 1261,51 | 1239,39 |
| Чистый доход | 1295,87 | 1262,85 | 1229,84 | 1196,83 | 1163,82 | 1130,80 | 1097,79 |
| Дисконтированный ЧД | 4977,20 | 4735,77 | 4494,35 | 4252,92 | 4011,49 | 3770,06 | 3528,63 |
| Объем реализации | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 843,93 | 997,87 | 1151,81 | 1305,75 | 1459,69 | 1613,63 | 1767,58 |
| Чистый доход | 735,00 | 888,95 | 1042,89 | 1196,83 | 1350,77 | 1504,71 | 1658,65 |
| Дисконтированный ЧД | 2239,16 | 2910,41 | 3581,66 | 4252,92 | 4924,17 | 5595,43 | 6266,68 |
| Цена реализации | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 811,34 | 976,14 | 1140,95 | 1305,75 | 1470,56 | 1635,36 | 1800,16 |
| Чистый доход | 702,42 | 867,22 | 1032,02 | 1196,83 | 1361,63 | 1526,44 | 1691,24 |
| Дисконтированный ЧД | 2097,06 | 2815,68 | 3534,30 | 4252,92 | 4971,54 | 5690,16 | 6408,78 |
| Эксплутационные затраты | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 1342,04 | 1329,94 | 1317,85 | 1305,75 | 1293,66 | 1281,56 | 1269,47 |
| Чистый доход | 1233,11 | 1221,02 | 1208,92 | 1196,83 | 1184,73 | 1172,64 | 1160,54 |
| Дисконтированный ЧД | 4408,48 | 4356,62 | 4304,77 | 4252,92 | 4201,07 | 4149,21 | 4097,36 |
Таблица 2.38
Анализ рисков при разработке нефтяного месторождения
по варианту с ПТВ, млн. руб.
| Показатели | Изменение показателей, млн. руб. | ||||||
| -30% | -20% | -10% | 0% | 10% | 20% | 30% | |
| Капзатраты | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 3891.36 | 3855.20 | 3819.04 | 3782.87 | 3746.71 | 3710.55 | 3674.39 |
| Чистый доход | 3766.71 | 3712.75 | 3658.78 | 3604.81 | 3550.84 | 3496.87 | 3442.90 |
| Дисконтированный ЧД | |||||||
| Объем реализации | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 2514.89 | 2937.55 | 3360.21 | 3782.87 | 4205.54 | 4628.20 | 5050.86 |
| Чистый доход | 2336.82 | 2759.48 | 3182.14 | 3604.81 | 4027.47 | 4450.13 | 4872.79 |
| Дисконтированный ЧД | |||||||
| Цена реализации | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 2425.41 | 2877.90 | 3330.39 | 3782.87 | 4235.36 | 4687.85 | 5140.34 |
| Чистый доход | 2247.34 | 2699.83 | 3152.32 | 3604.81 | 4057.29 | 4509.78 | 4962.27 |
| Дисконтированный ЧД | |||||||
| Эксплутационные затраты | |||||||
| Чистая прибыль предприятия | 3896.95 | 3858.92 | 3820.90 | 3782.87 | 3744.85 | 3706.83 | 3668.80 |
| Чистый доход | 3718.88 | 3680.86 | 3642.83 | 3604.81 | 3566.78 | 3528.76 | 3490.73 |
| Дисконтированный ЧД |
На рисунке 2.3 показано изменение ЧДД при изменении основных факторов риска.
Рисунок 2.3 – Изменение ЧДД по варианту разработки нефтяного месторождения
на истощение
Рисунок 2.4– Изменение ЧДД по варианту разработки
нефтяного месторождения с ПТВ
Как видно из рисунков 2.3 и 2.4 наибольшее влияние на основные показатели эффективности проекта оказывает изменение цены реализации нефти (ранг 1); на втором месте при незначительном отличии находится объём реализации продукции (ранг 2); затем следуют капитальные затраты (ранг 3) и наименьшее влияние оказывают эксплуатационные расходы (ранг 4).
По результатам анализа можно сделать следующий вывод: проект является достаточно устойчивым к влиянию основных факторов риска, так как значение показателей эффективности не становится отрицательным как по варианту на истощение, так по варианту с ПТВ.
2.3. Пример расчета эффективности разработки газоконденсатного
месторождения
В данном примере приведен расчет экономической эффективности разработки газоконденсатного месторождения по двум вариантам: на естественном режиме
(вариант 1) и с применением сайклинг-процесса (закачки собственного газа в пласт – вариант 2).
Технологические показатели по вариантам разработки приведены в таблицах 2.39 и 2.40. Исходные данные для расчетов приведены в таблице 2.41. Инвестиционный период начинается с первого года эксплуатации залежи. Расчеты выполнены в соответствии с подразделом 2.1.
Таблица 2.39
Технологические параметры по варианту на истощение
| Год | Показатели | ||
| Объем добычи газа, млн. м3 | Объем добычи конденсата, тыс. т | Фонд добывающих скважин | |
| 50,00 | 18,45 | ||
| 150,00 | 53,55 | ||
| 150,00 | 51,51 | ||
| 150,00 | 49,58 | ||
| 150,00 | 47,51 | ||
| 150,00 | 45,18 | ||
| 150,00 | 42,49 | ||
| 150,00 | 39,42 | ||
| 150,00 | 35,99 | ||
| 150,00 | 32,30 | ||
| 150,00 | 28,50 | ||
| Итого | 444,48 |
В состав капитальных затрат включены затраты на бурение и обустройство добывающих и нагнетательных скважин соответственно по вариантам, а также затрат на ликвидацию производства. В качестве примера приведен расчет капитальных затрат в
таблице 2.42.
Таблица 2.40
Технологические параметры по варианту с сайклинг-процессом
| Год | Показатели | |||||
| Объем добычи газа, млн. м3 | Объем добычи конденсата, тыс. т | Закачка газа, тыс. м3 | Объем реализации газа, млн. м3 | Фонд добывающих скважин, ед. | Фонд нагнетательных скважин, ед. | |
| 18,45 | ||||||
| 53,55 | ||||||
| 51,51 | ||||||
| 49,58 | ||||||
| 47,51 | ||||||
| 45,55 | 50,00 | |||||
| 43,82 | 50,00 | |||||
| 41,89 | 50,00 | |||||
| 39,74 | 50,00 | |||||
| 37,48 | 50,00 | |||||
| 35,06 | 50,00 | |||||
| Итого | 464,14 | 300,00 |
Таблица 2.41
Дата добавления: 2015-01-15; просмотров: 865;