Лабораторная «Предлагаемый инвестиционный проект предполагает освоение пяти эксплуатационных скважин на»,
Менеджмент в Новосибирске

Предлагаемый инвестиционный проект предполагает освоение пяти эксплуатационных скважин на одном из месторождений Западной Сибири. При этом рассматриваются два способа вскрытия пласта со следующими размерами капитальных вложений: перфорация отечественными материалами – 90 тыс. руб.; применение импортных перфораторов марки «PowerJet» – 42 тыс. руб. Освоение скважин после перфорации стоит 400 тыс. руб. На основе калькуляции себестоимости добычи нефти и технико-экономических показателей за последний квартал прошедшего года по рассматриваемому месторождению были получены показатели удельных затрат на добычу нефти (таблица 17). Прогноз динамики технологических показателей эксплуатации скважин (добычи нефти и жидкости) получен по результатам моделирования работы скважин на четырехлетний период (таблицы 18–19). Ввод скважин предполагается в начале 4 квартала первого года. Для расчета также использовать следующие исходные данные: налог на добычу полезных ископаемых – 2 600 руб./т; ставка дисконта – 15%; цена на нефть – 5 500 руб./т. Таблица 17 – Удельные затраты на добычу нефти Показатель Значение Условно-переменные затраты на 1 тонну жидкости, руб./т 335,44 Условно-переменные затраты на 1 тонну нефти (без НДПИ), руб./т 42,25 Условно-постоянные затраты на 1 скважину, тыс. руб./скв. 236,80 Таблица 18 – Прогнозная добыча при применении отечественного перфоратора №скв Показатель Год 1 (4 кв) 2 3 4 1 Добыча нефти, тыс. т 0,08 0,29 1,15 1,01 Добыча жидкости, тыс. т 0,12 1,31 1,34 1,45 2 Добыча нефти, тыс. т 0,11 0,31 1,16 1,02 Добыча жидкости, тыс. т 0,20 0,51 1,45 1,55 3 Добыча нефти, тыс. т 0,07 0,15 0,84 0,75 Добыча жидкости, тыс. т 0,12 0,29 1,23 1,35 4 Добыча нефти, тыс. т 0,05 0,26 0,45 0,18 Добыча жидкости, тыс. т 0,10 0,31 0,58 0,61 5 Добыча нефти, тыс. т 0,07 0,34 0,76 1,16 Добыча жидкости, тыс. т 0,17 1,44 0,94 1,71 Таблица 19 – Прогнозная добыча при применении перфоратора «PowerJet» №скв Показатель Год 1 (4 кв) 2 3 4 1 Добыча нефти, тыс. т 0,15 0,48 1,20 1,14 Добыча жидкости, тыс. т 0,21 1,18 1,55 1,77 2 Добыча нефти, тыс. т 0,09 0,27 1,10 1,08 Добыча жидкости, тыс. т 0,21 0,46 1,16 1,66 3 Добыча нефти, тыс. т 0,06 0,13 0,70 0,72 Добыча жидкости, тыс. т 0,15 0,64 1,40 1,53 4 Добыча нефти, тыс. т 0,12 0,41 0,61 0,45 Добыча жидкости, тыс. т 0,14 0,52 0,76 0,90 5 Добыча нефти, тыс. т 0,17 0,53 0,73 1,13 Добыча жидкости, тыс. т 0,30 0,81 1,06 1,37 Рассчитать основные показатели экономической эффективности капиталовложений по двум вариантам проекта, обосновать целесообразность принятия (непринятия) инвестиционного проекта. Расчет по оценке экономической эффективности проведения перфорации выбранных скважин Западно-Сибирского месторождения вести поквартально в форме таблицы 20 по следующим вариантам: Вариант 1 – скважины №1, 2 и 3. Вариант 2 – скважины №1, 2 и 4. Вариант 3 – скважины №1, 2 и 5. Вариант 4 – скважины №1, 3 и 4. Вариант 5 – скважины №2, 3 и 4. Вариант 6 – скважины №2, 3 и 5. Вариант 7 – скважины №3, 4 и 5. Вариант 8 – скважины №1, 3 и 5. Вариант 9 – скважины №1, 4 и 5. Вариант 10 – скважины №2, 4 и 5. Таблица 20 – Экономическая эффективность проведения перфорации на скважине № ___, тыс. руб. Показатель 1 год 2 год 3 год 4 год 4 кв. 1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. 1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. 1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. Затраты по мероприятиям Дополнительная добыча, тыс. т - жидкости - нефти Дополнительные затраты на добычу - жидкости (условно-переменные) - нефти (условно-переменные) - условно-постоянные Выручка от реализации дополнительной добычи нефти Отчисления налога на добычу полезных ископаемых Налогооблагаемая прибыль Налог на прибыль Чистая прибыль Поток денежной наличности (ПДН) Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН) Накопленный дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД) Срок окупаемости, мес. Внутренняя норма доходности, % Индекс доходности, руб./руб.