20. Уренгой Автор Евгений Никитич Ким
Таблица 3.2 - Результаты расчета экономической эффективности
№
Показатели
Ед.изм.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
1
Экономия затрат на ДЭГ
тыс.руб
564
564
564
564
564
2
Капитальные затраты
тыс.руб
95,6
-
-
-
-
3
Текущие затраты
тыс.руб
38
38
38
38
38
4
Амортизационные отчисления
тыс.руб
9,56
9,56
9,56
9,56
9,56
5
Остаточная стоимость
тыс.руб
86,04
76,48
66,92
57,36
47,8
6
Налог на имущество
тыс.руб
1,89
1,68
1,47
1,26
1,05
7
Прирост прибыли от экономии
тыс.руб
516,44
516,44
516,44
516,44
516,44
8
Прибыль, облагаемая налогом
тыс.руб
514,55
514,76
514,97
515,18
515,39
9
Налог на прибыль
тыс.руб
102,91
102,95
102,99
103,04
103,08
10
ПДН
тыс.руб
325,52
325,77
325,93
326,10
326,27
11
НПДН
тыс.руб
325,52
651,29
977,22
1303,33
1629,60
12
Коэффициент дисконтирования
д.ед.
1
0,8117
0,6579
0,5348
0,4341
13
ДПДН
тыс.руб
325,52
264,42
214,43
174,40
141,63
14
ЧТС
тыс.руб
325,52
589,95
804,38
978,78
1120,41
Рисунок 3.1 - Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Оценим эффективность капитальных вложений:
ЧТС ИНВ = 95,6 1 = 95,6 (тыс.р.) (3.17)
КОК = 1120,41/ 95,6 +1 = 12,72руб./руб (3.16)
Это означает, что с 1 рубля инвестиций будет получено 11,72 рубля прибыли.
3.4 Анализ чувствительности проекта к риску
Для проведения анализа чувствительности проекта выбираем наиболее вероятные диапазоны изменения следующих параметров:
1. Цена на ДЭГ [- 20%; + 20%] - (ЧТС (Ц))
2. Текущие затраты [- 10%; + 10%] - (ЧТС (И))
3. Налог на имущество [- 20%; + 20%] - (ЧТС (Н))
4. Капитальные затраты [- 5%; + 15%] - (ЧТС (К))
Расчеты экономической эффективности при новых значениях данных параметров аналогичны приведенному выше и представлены в сводной таблице 3.3.
Диаграмма чувствительности проекта к риску приведена на рисунке 3.2.
Анализ диаграммы показывает, что изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, следовательно, проведение мероприятия не имеет риска.
Таблица 3.3 - Сводная таблица результатов расчета ЧТС, тыс. руб.
№
Показатель
-20%
-10%
-5%
0
10%
15%
20%
1.
ЧТС (Ц)
732,08
1120,41
1508,75
2.
ЧТС (И)
1133,48
1120,41
1107,35
3.
ЧТС (Н)
1120,72
1120,41
1119,56
4.
ЧТС (К)
1137,09
1120,41
1070,39
Рисунок 3.2 - Диаграмма чувствительности проекта к риску
Выводы
Таким образом, в результате расчетов технико-экономических показателей были получены цифры, которые в среднем удовлетворяют нормативным при выборе оптимального варианта модернизации абсорбера. Поток денежной наличности является положительным уже в первый год эксплуатации, что говорит о невысоком сроке окупаемости проекта. Согласно этим критериям установку регулярной пластинчатой насадки можно считать эффективной.
Проведенный выше анализ выполнения мероприятия по модернизации аппаратов доказал его эффективность, т.к. капитальные затраты в проект окупаются уже на первом году работы, и проект не чувствителен к изменениям внешней среды предприятия, т.к. все значения ЧТС находятся в положительной области. Основным мотивом модернизации абсорберов, заключается прежде всего в снижении безвозвратных потерь дорогостоящего ДЭГа, а следовательно, и в получении дополнительной прибыли предприятия. В нашем случае диаграмма "Паук" расположена в положительной части оси ординат, следовательно, проект к риску не склонен и рекомендуется к внедрению.
Список используемых источников
1. Технологический регламент УКПГ Уренгойского газоконденсатного месторождения, РАО "Газпром".
2. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения (том 1), ТюменНИИгипрогаз, 1998 г.
3. Геологический отчет ООО “УГП” за 2004г., 2005г.
4. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. "Сбор и подготовка к транспорту природных газов", Москва, "Недра", 1986 г.
5. Баранов Ю.Б., Грушин Р.В., Кожина Л.Ю. Геодинамическое моделирование на основе аэрокосмоизображений как метод диагностики и контроля факторов риска при проектировании и эксплуатации объектов нефтегазового комплекса/ Материалы IV Международного Рабочего совещания «Геодинамика в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, т.1, с. 175-182.
6. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.И., Сулейманов Р.С. "Сбор и промысловая подготовка на, северных месторождениях России", Москва, ОАО "Издательство "Недра", 1999 г.
7. Отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром». Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин. - Новый Уренгой, 2004.- 205 с.
8. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. - Уфа: УГНТУ, 2000. - 219 с.
9. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Стратегия и технические решения// НТС Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: «ИРЦ Газпром».- 2003. - №2. - С. 73-79.
10. Ахмедов Б.Г. Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки. Обзорная информация. Вып.10.Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М. 1980, 37 с.
11. "Осушка газа при низких температурах контакта" /Бекиров Т.М., Пашин С.Т., Елистратов В.И., Чикалова Л.Г., Солодоникова Т.А. - В сб. "Подготовка, переработка и использование газа", Москва, ВНИИЭГАЗпром, 1986 г., №6/.
12. Мурсалимов И.А. Анализ проблем, связанных с обводнением эксплуатационных газовых скважин на Северо-Уренгойском месторождении. // НТС Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.; ООО «ИРЦ Газпром», 2002, № 4. С 57-60.
13. Бузинов с.н. обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн в кн. проблемы добычи газа. Тр. вниигаза. 1979.- С. 117-125.
14. Кучеров Г.Г. Методика гидродинамического анализа движения потока в стволе газоконденсатной скважины при промысловых исследованиях. Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ. (7458), 2001.