Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов

Лимиты на оборудование, не входящее в смету строек (ОНВСС), сформированы по направлениям: целевая программа (распределение осуществлено исполнительным аппаратом ОАО "Татнефть"), адресная замена. Лимит на адресную замену распределен в соответствии с производственной необходимостью по службам и цехам НГДУ. Само название "адресная замена" указывает на то, что заявленное оборудование направляется на замену устаревшего либо физически изношенного.

Инвестиционная программа 2010 года сформирована при следующих условиях: цена нефти - 5557 руб./т, НДПИ - 1817 руб./т, показатель инфляции в промышленности - 100% к предыдущему году, индекс-дефлятор для МУН и КРС - 102%. В течение года возможно выделение дополнительных лимитов НГДУ из фонда экономии затрат, через внутренний возвратный источник, страховые выплаты. Новшеством в работе с инвестиционной программой 2010 года будет работа в SAP/R3. Программа будет интегрирована с КИС "Татнефть-Нефтедобыча" в части затрат на бурение и обустройство скважин. Заявки на строительство поименованных объектов планируется формировать в электронном виде в SAP/R3. Работа в программе будет включать в себя создание паспорта объекта, проведение технико-экономического обоснования и прохождение утверждения кураторами исполнительного аппарата в системе. Ежемесячное освоение по капитальному строительству в разрезе по источникам будет доступно в режиме текущего времени для заинтересованных служб таких, как - ПООМ, бухгалтерия, отдел инвестиций, а также для производственных отделов.

Уже сегодня ведется работа по формированию сетевого графика работ на 2011 год с целью своевременного получения проектной документации и других правоустанавливающих документов.

2.4 Расчет основных экономических показателей инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ «Альметьевнефть»

Существует большое количество используемых методов для отбора проектов, которые можно применять на практике. Те из них, которые позволяют оценить финансовую сторону проектов, рассмотрены в лекции «Оценка эффективности инвестиций». Выбор того или иного метода (модели) отбора зависит от характера отрасли бизнеса, размера предприятия, уровня неприятия риска, технологии, конкуренции, сегмента инвестиционного рынка, стиля управления и т.д., и каждый из них может оказать сильное влияние на метод, используемый для выбора проектов.

Рассмотрим пример. Предприятие необходимо выбрать из имеющихся предложений то количество инвестиционных проектов, которые оно может обеспечить финансированием (сумма финансовых средств равна 14,5 млн. руб.). Сведения по проектам представлены в табл. 53. Они размещены в таблице в порядке снижения PI. Предлагаемые проекты интересуют предприятие, но, имея ограниченный бюджет для финансирования, оно может реализовать только тот портфель инвестиционных проектов, при котором суммарные инвестиции не превышают ограничения по финансированию (14,5 млн. руб.). Поэтому возникает проблема выбора наиболее эффективной комбинации проектов. В условиях ограниченного бюджета, критериями по которому отбирается наиболее эффективный (оптимальный) для предприятия портфель проектов, эти комбинации могут быть различны. В данном примере отбор проектов произведем по критериям, которые, например: обеспечивают наибольшую рентабельность вложений (оценивается по индексу рентабельности - PI), и генерирует максимальный чистый дисконтированный доход (оценивается по величине NPV). Оптимальный портфель инвестиций в подобных условиях можно получить путем отбора такого их количества, при котором будут соблюдаться все указанные ограничения. Процесс отбора заключается в выполнении последовательных действий по ранжированию проектов по выбранным критериям. В нашем примере рассмотрено ранжирование (табл. 53) по уровню рентабельности (в порядке убывания индексов рентабельности). Аналогичную таблицу составляют и по величине NPV (тоже в порядке убывания). Отбираются те проекты, у которых PI и NPV имеют наибольшую величину при условии, что суммарное финансирование не превысит ограничение в 14,5 млн. руб.

Таблица 2.1 Проекты в порядке убывания индексов рентабельности (руб.)

Проект	А	В	С	Д	Е	К
	- 4060000	-5800000	- 3480000	- 2320000	- 5670000	- 4540000
PV	6496000	8410000	4582000	3016000	7172550	5391250
NPV	4419047	5964539	3344525	2284848	6078432	4383130
PI	1,60	1,45	1,31	1,30	1,26	1,19

Как видим по данным из табл. 2.1, оптимальный в этих условиях портфель инвестиций будет состоять из проектов А, Б и С. При этом суммарная NPV=13728111,0 руб. а сумма их финансирования 13,3 млн. руб. (4060000+5800000+3480000).

NPV=NPV(А)+NPV(Б)+NPV(С)=13728111,0 руб.

Более эффективное решение подобных проблем может быть получено при использовании методов математического программирования. Индекс рентабельности не всегда позволяет однозначно выбрать более эффективное вложение инвестиций, и проект с наиболее высоким PI может не соответствовать проекту с наиболее высокой NPV (в нашем примере это видно по проектам С и Д, в которых NPV(С)=3344525, а NPV(Д)=2284848 руб., при PI(С)=1,31 и PI(Д)=1,30, тогда как по проекту Е PI(Е)=1,26, а NPV(Е)=6078432 руб.). Использование индекса рентабельности может привести к ошибочным результатам при выборе по этому критерию взаимоисключающих проектов (см. пример в табл. 54).

Таблица 2.2 Выбор из взаимоисключающих проектов на основе использования критерия PI

Проект	1	2
	- 4060000	- 900000
PV	6496000	177300
NPV	4419047	87300
PI	1,60	1,97

Если отбор проекта проведен по величине PI, то приоритетным является проект №2, но для предприятия предпочтительнее проект №1, так как он генерирует большую величину NPV. Использование индекса рентабельности лучше использовать, как дополнение к расчету NPV с целью отбора проектов, порождающих максимальный дисконтированный доход на единицу затрат.

Методы оптимизации на основе математического программирования в инвестиционном анализе можно трактовать, как поиск и выбор наилучшего с некоторой точки зрения варианта среди множества возможных или допустимых. Математическая оптимизация представляет собой процесс нахождения экстремума (максимума или минимума) функции при заданных ограничениях (условная оптимизация) или без ограничений (безусловная оптимизация). Исследование проблем разработки теоретических и практических методов решения подобных задач осуществляется в рамках специального научного направления - математического программирования. Процедура решения оптимизационной задачи предусматривает последовательное выполнение ряда итераций. После каждой итерации происходят перерасчет значений изменяемых параметров и проверка заданных ограничений и критериев оптимальности. Выполнение процедуры завершается, если найдено решение с приемлемой точностью, либо если дальнейший поиск решения невозможен. Чаще всего предлагается использовать линейного программирования в форме:

, (2.8)

при ограничениях:

, (2.9)

, (3.0)

где - число проектов;

- NPV no j-му проекту;

- денежный поток по j-му проекту в t-й период времени;

Ct - максимальная сумма капитального бюджета в t-й период времени.

Искомый вектор Х={хр х2, …, хп} представляет cобой долю финансирования каждого проекта. В данную задачу вводят ресурсные ограничения и возможности финансовых вложений.

Проблема оптимизации портфеля состоит не только в том, чтобы обеспечить оптимальное сочетание инвестиционных проектов в рамках утвержденного бюджета и заданный интервал времени. Возникает проблемы выбора времени начала каждого проекта таким образом, чтобы не растягивались сроки реализации стратегических целей, т.е. необходимо найти оптимальную последовательность выполнения проектов, когда экономическая эффективность будет максимальна, а инвестируемые средства как можно меньше [28]. Это возможно, если выбрать моменты начала каждого из проектов таким образом, чтобы денежные притоки начальных проектов были источниками финансирования последующих инвестиций. Последнее составляет суть кросс-финансирования, которое состоит в том, чтобы скомбинировать денежные потоки проектов таким образом, чтобы весь проектный комплекс существовал на основе самофинансирования. Кросс-субсидирование инвестиционных проектов - это системный эффект, когда при формировании портфеля учитывается рациональное соотношение собственных и заемных средств, и величина заемных средств определяется по максимальной величине эффекта финансового рычага (в лекции «Оценка эффективности инвестиций» рассмотрено использование финансового рычага). Если компания осуществляет несколько разных проектов, следуя стратегии «каждый проект - отдельная компания» (другие варианты: головная структура является холдингом, либо предприятия и институты финансового рынка входят в состав единой финансово-промышленной группы), владение акциями друг друга может внешне улучшить финансовый рычаг и повысить рейтинг в глазах кредитора. Подобный подход к формированию портфеля основан на использовании эффекта, называемого кросс-холдингом, или перекрестным владением акциями друг друга, когда в подобных взаимоотношениях участники получают возможность претендовать на больший размер долга, чем в случае, когда действуют разрозненно. Комплекс взаимосвязанных проектов в условиях холдинга имеют еще и то преимущество, что отдельные проекты-предприятия в единой инвестиционной программе часто страхуют риски друг друга. При этом повышается устойчивость всего проектного комплекса в целом. Формы взаимного страхования могут быть различными, например, когда создается специально для конкретного потребителя отдельный поставщик, что страхует операцию риска проекта-потребителя (или потребитель создается для конкретного поставщика, что сокращает рыночный риск поставщика и др.). Подобный подход получил название кросс-хеджирования.

В редких случаях встречаются проекты, которые должны быть обязательно отобраны. Это такие проекты, которые должны быть обязательно реализованы, иначе предприятие будет обречено или, по крайней мере, последствия от нереализации проекта будут весьма негативными. К любому проекту, который попадает под категорию «обязательный», не применяются другие критерии. Практика показывает, что для того, чтобы проект попал в эту категорию, 99% заинтересованных лиц должны дать согласие на осуществление проекта; при этом нет никакого осознанного выбора.

Помимо методов, которые позволяют оценить финансовую сторону проектов, при отборе могут использоваться и ряд других приоритетов, связанных со стратегией предприятия [24]. Для их применения по каждому поступившему предложению собирается информация, необходимая для оценки проекта и его будущей поддержки. Собранная информация направляется на рассмотрение в команду для определения приоритетности (или в специальный отдел по отбору проектов). Формирование приоритетов - сложный и противоречивый процесс.

На основании имеющихся критериев отбора из портфеля проектов эта команда принимает либо отвергает тот или иной проект. Роль команды по приоритетам гораздо значительнее, чем просто принятие или отказ от проектов на базе выбранных финансовых критериев. Эта команда отвечает за публикацию приоритетов каждого проекта и обеспечение открытости и независимости от влияния внутренней политики на предприятии. Например, большинство организаций, где есть команда по приоритетам или отдел проектов, используют электронное табло, чтобы распространить имеющийся портфель проектов для всей организации. Критерии отбора должны отражать критические факторы успеха. В табл. 55 представлена оценочная матрица гипотетического проекта. Выбранные критерии указаны в верхней части матрицы. Руководство взвешивает каждый критерий (по шкале от 0 до 3) относительно его важности для целей организации и стратегического плана. Предложения по проекту затем представляются команде по определению приоритета проекта. Каждое предложение проекта затем оценивается по его относительной значимости дополнительно к выбранным критериям. Каждый критерий оценивается от 0 до 10 для каждого проекта. Эта величина определяет соответствие проекта конкретному критерию. Например, проект 1 хорошо согласуется со стратегией организации, так как его оценка 8. И, наоборот, проект 1 совершенно не способствует сокращению дефектов (его оценка 0).

Таблица 2.2 Матрица просмотра проектов

Критерии	Проект 1	Проект 2	Проект 3	Проект 4	Проект 5	Проект 6	Проект N
Вес проекта по критериям: остается в рамках основных ключевых компетенций	1	3	9	3	1	6	5
Подходит к стратегии	8	3	5	0	10	5	5
Срочность	2	2	2	10	5	0	7
25% объема продаж от новых продуктов	6	0	0	0	10	2	0
Уменьшает дефекты менее, чем на 1%	0	0	2	0	0	0	10
Улучшает лояльность потребителей	6	5	2	6	8	2	10
ROI более 18%	5	1	5	0	9	7	8
Общая оценка	66	27	56	32	102	55	83

И, наконец, эта модель использует оценку руководства каждого критерия по степени важности по шкале от 1 до 3. Например, ROI и согласованность со стратегией имеют вес 3, тогда как срочность и ключевые компетенции имеют вес 2. Прибавляя вес к каждому критерию, команда по приоритетам выводит общий балл для каждого проекта. Например, проект 5 имеет высший балл 102, т.е. [(2*1)+(3*10)+(2*5)+(2,5*10)+(1*0)+ (1*8)+(3*9)=102], а проект 2 имеет низкую оценку - 27. Если имеющиеся ресурсы создают разрыв в 50 баллов, то команда по приоритетам откажется от проектов 2 и 4. Проект 4 имеет некоторую срочность, но он не квалифицируется, как «обязательный». Поэтому его просматривают вместе с другими проектами. Проект 5 получит приоритет, проект N будет вторым по приоритетности и т.д. В редких случаях, когда ресурсы сильно ограниченны и предложения по проекту одинаковы по весу, обычно выбирают проект, который требует меньше ресурсов. Модели взвешенных множественных критериев, подобные этой, играют решающую роль при определении приоритета проектов.

Когда портфель проектов сформирован, стратегические цели предприятия и проекты тесно увязаны, следующий шаг, который следует сделать, - это установить последовательный, формальный, строгий процесс управления и осуществления проектов. Для этого отобранные проекты группируются по классам в соответствии с: а) целями проектов; б) предметной областью предназначения проектов (технические, технологические, экономические и т.д.); в) необходимыми для их осуществления объемами ресурсов;

г) оценкой их взаимодополняемости и взаимоподчиненности [32].

Классификация проектов является основой для организации системы управления инвестиционной деятельностью предприятия. При этом строится комбинированная классификация: вначале выделяются классы проектов на основании первого свойства, затем эти классы в свою очередь разделяются на классы по второму свойству и т.д., т.е. осуществляется оценка горизонтально и вертикально интегрированных проектов.

3. Анализ факторов риска и неопределенности, влияющих на эффективность инвестиционных проектов в нефтегазодобыче

3.1 Обзор существующих методов оценки рисков инвестиционных проектов

В ряде случаев под рискованностью инвестиционного проекта понимается возможность отклонения будущих денежных потоков по проекту от ожидаемого потока. Чем больше отклонение, тем более рискованным считается проект.

Главная задача качественного подхода состоит в выявлении и идентификации возможных видов рисков рассматриваемого инвестиционного проекта, а также в определении и описании источников и факторов, влияющих на данный вид риска. Кроме того, качественный анализ предполагает описание возможного ущерба, его стоимостной оценки и мер по снижению или предотвращению риска (диверсификация, страхование рисков, создание резервов и т. д.).

Основная задача количественного подхода заключается в численном измерении влияния факторов риска на поведение критериев эффективности инвестиционного проекта.

Среди качественных методов оценки инвестиционного риска наиболее часто используются следующие;

анализ уместности затрат;

метод аналогий;

метод экспертных оценок.

Основой анализа уместности затрат выступает предположение о том, что перерасход средств может быть вызван одним или несколькими из следующих факторов: изначальная недооценка стоимости проекта в целом или его отдельных фаз и составляющих; изменение границ проектирования, обусловленное непредвиденными обстоятельствами; отличие производительности машин и механизмов от предусмотренной проектом; увеличение стоимости проекта в сравнении с первоначальной вследствие инфляции или изменения налогового законодательства.

Не менее распространенным при проведении качественной оценки инвестиционного риска является метод аналогий. Суть его заключается в анализе всех имеющихся данных по не менее рискованным аналогичным проектам, изучении последствий воздействия на них неблагоприятных факторов с целью определения потенциального риска при реализации нового проекта.

Каждому эксперту, работающему отдельно, предоставляется перечень первичных рисков в виде опросных листов и предлагается оценить вероятность их наступления, руководствуясь специальной системой оценок. В том случае, если между мнениями экспертов будут обнаружены большие расхождения, они обсуждаются всеми экспертами для выработки более согласованной позиции. В целях получения более объективной оценки специалисты, проводящие экспертизу, должны обладать полным спектром информации об оцениваемом проекте.

Часто производственная деятельность предприятий планируется по средним показателям параметров, которые заранее не известны достоверно (например, прибыль) и могут меняться случайным образом. При этом крайне нежелательна ситуация с резкими изменениями этих показателей, ведь это означает угрозу утери контроля. Чем меньше отклонение показателей от среднего ожидаемого значения, тем больше стабильность рыночной обстановки. Именно поэтому наибольшее распространение при оценке инвестиционного риска получил статистический метод, основанный на методах математической статистики. Расчет среднего ожидаемого значения осуществляется по формуле средней арифметической взвешенной:

, (3.1)

где - среднее ожидаемое значение;

- ожидаемое значение для каждого случая;

- число случаев наблюдения (частота).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Среднее ожидаемое значение представляет собой обобщенную количественную характеристику и поэтому не позволяет принять решение в пользу какого-либо варианта инвестирования.

В инвестиционном проектировании при оценке риска применяется также анализ чувствительности. При использовании данного метода риск рассматривается как степень чувствительности результирующих показателей реализации проекта к изменению условий функционирования (изменение налоговых платежей, ценовые изменения, изменения средних переменных издержек и т. п.). В качестве результирующих показателей реализации проекта могут выступать: показатели эффективности (NPV, IRR, PI, срок окупаемости); ежегодные показатели проекта (чистая прибыль, накопленная прибыль).

Наиболее информативным методом, применяемым для анализа чувствительности, является расчет показателя эластичности, представляющего собой отношение процентного изменения результирующего показателя к изменению значения параметра на один процент.

(3.2)

где x₁ - базовое значение варьируемого параметра, x₂ - измененное значение варьируемого параметра, NPV₁ - значение результирующего показателя для базового варианта, NPV₂ - значение результирующего показателя при изменении параметра.

Метод проверки устойчивости предусматривает разработку сценариев реализации проекта в наиболее вероятных или наиболее "опасных" для каких-либо участников условиях. По каждому сценарию исследуется, как будет действовать в соответствующих условиях организационно-экономический механизм реализации проекта, каковы будут при этом доходы, потери и показатели эффективности. Влияние факторов риска на норму дисконта при этом не учитывается.

Одним из наиболее важных показателей этого метода является точка безубыточности, характеризующая объем продаж, при котором выручка от реализации продукции совпадает с издержками производства:

, (3.3)

где BEP - точка безубыточности, в процентах от выручки от реализации;

FC - сумма постоянных производственных затрат;

MP - маржинальная или валовая прибыль (все параметры - за один интервал планирования).

Как вспомогательный инструмент при проведении сценарного анализа удобно использовать метод дерева решений. Он применяется в тех ситуациях, когда решения, принимаемые в каждый момент времени, сильно зависят от предыдущих решений и в свою очередь определяют сценарии дальнейшего развития событий.

Дерево решений - это сетевые графики, каждая ветвь которых представляет собой альтернативные варианты развития или состояния среды. При проведении сценарного анализа на сетевом графике указываются вероятности наступления тех или иных событий, а затем производится расчет ожидаемых результатов.

Анализ рисков с использованием метода имитационного моделирования (метода Монте-Карло) представляет собой соединение методов анализа чувствительности и анализа сценариев на базе теории вероятности. Вместо того чтобы создавать отдельные сценарии (наилучший, наихудший), в имитационном методе компьютер генерирует сотни возможных комбинаций параметров (факторов) проекта с учетом их вероятностного распределения. Каждая комбинация дает свое значение NPV, и в совокупности аналитик получает вероятностное распределение возможных результатов проекта. Реализация этой достаточно сложной методики возможна только с помощью современных информационных технологий.

В зависимости от того, каким методом учитывается неопределенность условий реализации проекта при определении ожидаемого NPV, поправка на риск в расчетах эффективности может включаться либо в норму дисконта (метод корректировки ставки дисконтирования) , либо в величину чистого гарантированного денежного потока (метод эквивалентного денежного потока).

Каждому фактору в зависимости от его оценки можно приписать величину поправки на риск по этому фактору, зависящую от отрасли, к которой относится проект, и региона, в котором он реализуется. В тех случаях, когда эти факторы являются независимыми и в смысле риска дополняют друг друга, поправки на риск по отдельным факторам следует сложить для получения общей поправки, учитывающей риск неполучения доходов, запланированных проектом.

3.2 Количественная оценка рисков инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ с использованием метода вариации параметров

Выходные показатели проекта могут существенно измениться при неблагоприятном изменении (отклонении от проектных) некоторых параметров.

Рекомендуется проверять реализуемость и оценивать эффективность проекта в зависимости от изменения следующих параметров:

- инвестиционных затрат (или их отдельных составляющих);

- объема производства;

- издержек производства и сбыта (или их отдельных составляющих);

- процента за кредит;

- прогнозов общего индекса инфляции, индексов цен и индекса внутренней инфляции (или иной характеристики изменения покупательной способности) иностранной валюты;

- задержки платежей;

- длительности расчетного периода (момента прекращения реализации проекта);

- других параметров, предусмотренных в задании на разработку проектной документации.

При отсутствии информации о возможных, с точки зрения участника проекта, пределах изменения значений указанных параметров рекомендуется провести вариантные расчеты реализуемости и эффективности проекта последовательно для следующих сценариев:

1) увеличение инвестиций. При этом стоимость работ, выполняемых российскими подрядчиками, и стоимость оборудования российской поставки увеличиваются на 20%, стоимость работ и оборудования инофирм - на 10%. Соответственно изменяются стоимость основных фондов и размеры амортизации в себестоимости;

2) увеличение на 20% от проектного уровня производственных издержек и на 30% удельных (на единицу продукции) прямых материальных затрат на производство и сбыт продукции. Соответственно изменяется стоимость запасов сырья, материалов, незавершенного производства и готовой продукции в составе оборотных средств;

3) уменьшение объема выручки до 80% ее проектного значения;

4) увеличение на 100% времени задержек платежей за продукцию, поставляемую без предоплаты;

5) увеличение процента за кредит на 40% его проектного значения по кредитам в рублях и на 20% по кредитам в СКВ.

Эти сценарии рекомендуется рассматривать на фоне неблагоприятного развития инфляции, задаваемой экспертно.

Если проект предусматривает страхование на случай изменения соответствующих параметров проекта либо значения этих параметров фиксированы в подготовленных к заключению контрактах, соответствующие этим случаям сценарии не рассматриваются.

Обычно при не слишком больших изменениях параметров проекта соответствующие изменения элементов денежных потоков и обобщающих показателей эффективности проекта выражаются зависимостями, близкими к линейным. В этом случае проект, реализуемый и эффективный при нескольких сценариях, будет реализуемым и эффективным при любых "средних" сценариях. Например, из реализуемости проекта при сценариях 2 и 3 следует его реализуемость и эффективность при одновременном увеличении производственных издержек на 10% и уменьшении объема выручки на 10%.

Проект считается устойчивым по отношению к возможным изменениям параметров, если при всех рассмотренных сценариях:

- ЧДД положителен;

- обеспечивается необходимый резерв финансовой реализуемости проекта.

Если при каком-либо из рассмотренных сценариев хотя бы одно из указанных условий не выполняется, рекомендуется провести более детальный анализ пределов возможных колебаний соответствующего параметра и при возможности уточнить верхние границы этих колебаний. Если и после такого уточнения условия устойчивости проекта не соблюдаются, рекомендуется:

- при отсутствии дополнительной информации отклонить проект;

- при наличии информации, указанной в п. 10.6, оценивать эффективность ИП более точными изложенными там методами.

Оценка устойчивости может производиться также путем определения предельных значений параметров проекта, т.е. таких их значений, при которых интегральный коммерческий эффект участника становится равным нулю. Одним из таких показателей является ВНД, отражающая предельное значение нормы дисконта. Для оценки предельных значений параметров, меняющихся по шагам расчета (цены продукции и основного технологического оборудования, объемы производства, объем кредитных ресурсов, ставки наиболее существенных налогов и др.), рекомендуется вычислять предельные интегральные уровни этих параметров, т.е. такие коэффициенты (постоянные для всех шагов расчета) к значениям этих параметров, при применении которых ЧДД проекта (или участника) становится нулевым.

Оценим предельный интегральный уровень (ИУ) объема реализации продукции для проекта (это решает - но иначе - ту же задачу, что и определение уровня безубыточности). Считается, что объем производства равен объему продаж, все затраты делятся на условно - постоянные и условно - переменные (пропорциональные объему производства) и переменными являются только материальные затраты. Для определения ИУ выручка, условно - переменные затраты и налоги, пропорциональные выручке, умножаются на каждом шаге на общий множитель ЛАМБДА, все остальное (инвестиционные и условно - постоянные производственные затраты, налоги, не связанные с выручкой) остается неизменным, после чего множитель ЛАМБДА подбирается так, чтобы ЧДД обратился в нуль или, что эквивалентно, ВНД стала равной норме дисконта (10%). Подобранный таким образом множитель ЛАМБДА и является ИУ. Расчет показывает, что в данном примере ИУ = 0,965.

Целью данного проекта является повышение нефтеотдачи за счет внедрения технологий применения большеобъемных гелевых составов (БГС), полимерно-гелевой системы (ПГС) «Темпоскрин» и проведения работ по выводу скважин из бездействующего фонда силами КРС.

Технология БГС предназначена для изоляции высокопроницаемых обводненных пластов, изменения направления фильтрационных потоков в продуктивном пласте, увеличения охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного нефтеизвлечения. Технология применения БГС основана на сшивании макромолекул полиакриламида (ПАА) реагентом-сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в пространственную структуру, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность. Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.

Технология ПГС «Темпоскрин» предназначена для изменения профиля приемистости нагнетательных скважин путем закачки в пласт водного раствора радиационно сшитого полимера (при необходимости с добавкой бентонитовой глины или цемента). Технология была успешно испытана на ряде месторождений. Для увеличения эффективности воздействия потокоотклоняющих технологий данный проект предполагает ввод из бездействия добывающих скважин.

Проект предусматривает: Прирост добычи нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости в результате применения потокоотклоняющих технологий и вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти; ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин силами бригад капитального ремонта.

Суммарный технологический эффект от внедрения технологий составит 113 тыс. т дополнительно добытой нефти, в том числе более 80 тыс. т в 2006 г.;

Организационный план проекта. В рамках данного Проекта планируется выполнить 5 скважино-операций по закачке БГС, 65 скважино-операций по закачке ПГС «Темпоскрин» 42 капитальных ремонта добывающих скважин и 20 капитальных ремонтов нагнетательных скважин по подготовке к закачке (в том числе со сменой задвижек, арматуры и НКТ). В табл. 3.1 представлены планируемые объемы внедрения технологии и ГТМ.

Таблица 3.1 Планируемые объемы внедрения технологии и проведения ГТМ по проекту

Мероприятия	Кол.-во скважино-операций, шт.	Стоимость работ, тыс. руб.	Дополнительная добыча нефти, тыс. т
Закачка БГС и ПГС (со стоимостью реагентов)	70	14884,6	113,1
КРС (доб. скв.)	42	11357,8
КРС (наг. скв.)	20	2800	-
Замена арматуры	10	550	-
Замена НКТ	10	1447,6	-
Замена задвижек	140	700	-
Индикаторные исследования	2	177
ГФР	20	880	-
Спецтехника	16826	-
Реконстр. Трубопр.	1681	-
Научное сопровождение	-	960	-
ИТОГО	-	55564	-

Технологический эффект от проводимых работ, в соответствии с организационным планом будет получен со 1-го месяца внедрения (500 т/мес.), при условии выполнения работ в соответствии с графиком. Максимальное значение технологического эффекта по проекту будет достигнуто в октябре 2006 года (6.3 тыс.т/мес.).

Бюджетные показатели предлагаемого проекта:

Расходная часть бюджета проекта составляет 58914.23 тыс. руб.

Дополнительная добыча нефти 113,1 тыс. т

Накопленная дисконтированная дополнительная чистая прибыль (NPV) составит 57569,6 тыс. руб.

Срок окупаемости 8 месяцев.

Расчетный объем закачиваемого раствора БГС на 1 нагнетательную скважину составляет 3000 м3 (концентрация ПАА - 0,12%, конц. сшивателя ХКК - 0.02%). Стоимость закачки 1 м3 раствора БГС составляет 92,1 руб./т. Расчетный объем закачки ПГС «Темпоскрин» составляет 200 м3 на скважину с расходом 1 т товарной формы реагента.

Доходная часть бюджета проекта формируется за счет поступлений от реализации дополнительно добытой нефти от внедрения мероприятий.

Потребность в кредите составляет 21226,8 тыс. руб. Инвестиции необходимы для выполнения работ на начальном этапе проекта, до тех пор, пока текущие затраты не будут покрываться поступлениями от реализации дополнительной нефти.

Доход от реализации дополнительно добытой нефти по установленной цене (1700 тыс. руб./т с НДС и акцизом) составит 147147,6 тыс. руб.

Таблица 3.2 Поступления от проекта распределятся следующим образом

НДС	Акцизный сбор	плата за пользование недрами (роялти)	отчисления на ВМСБ	отчисления в дорожный фонд	налог на прибыль
39865,0 тыс. руб.	7122,8 тыс. руб.	17298,2 тыс. руб.	19220,2 тыс. руб.	2883,0 тыс. руб.	26139,6 тыс. руб.

Всего налоги и отчисления составят 112528,8 тыс. руб.

Расчет экономической эффективности выполнен на основании исходных данных, приведенных в табл. 3.3.

Таблица 3.3 Исходные данные для расчета экономических показателей по Проекту

Показатели	Всего
Расходы по технологической подготовке нефти	5653,0 тыс. руб.
НДС	20%
Акцизный сбор	63 руб./т.
Отчисления на ВМСБ	10%
Плата за пользование недрами, %	8%
Отчисления в дорожный фонд, %	2,5%
Налог на прибыль, %	30%
Норма дисконта, доли ед.	0,01%

На основе экономического анализа организационного проекта были получены следующие результаты: общая потребность в кредите составила 21216,8 тыс. руб.; полученный чистый дисконтированный доход (NPV) от внедрения ГТМ при годовой ставке дисконтирования 10 % составит 57569,6 тыс. руб.; внутренняя норма доходности (IRR) составит 655,8 %; срок окупаемости проекта - 8 месяцев с момента начала работ; чистая суммарная прибыль предприятия составит 61466,5 тыс. руб; сумма налогов и отчислений составит 112528,8 тыс. руб. Результаты экономического расчета представлены в табл. 3.3.

Таблица 3.4 Основные технико-экономические показатели Проекта

Показатели	Значение
Дополнительная добыча нефти, тыс.т	113,1
Затраты, связанные с реализацией проекта, тыс.руб.	57934,6
Дополнительные эксплуатационные затраты, тыс.руб.	5653,0
Потребность в кредите, тыс.руб.	2126,8
НДС, тыс.руб.	39865,0
Акцизный сбор, тыс.руб.	7122,8
Плата за пользование недрами, тыс. руб.	17298,2
Отчисления на ВМСБ, тыс. руб.	19220,2
Дорожный налог, тыс. руб.	2883,0
Налог на прибыль, тыс. руб.	26139,6
Чистая прибыль предприятия, тыс. руб.	61466,5
Срок окупаемости, мес.	8
Полученный чистый приведенный доход (NPV) IRR, %	57569,6 655,8

Оценка рисков проводилась с вариацией параметров (отклонения от базового варианта на величину «плюс» и «минус» 10%), определяющих эффективность проекта в условиях реальных рыночных отношений (табл.9).

Изменениям были подвергнуты следующие показатели:

- объем дополнительно добытой нефти (эффективность МУН);

- затраты, связанные с реализацией проекта;

- цена реализации нефти на внутреннем рынке.

Оценка рисков показывает следующее:

1. Наибольшее влияние на эффективность Проекта оказывает цена реализации дополнительно добываемой нефти, но даже при снижении цены реализации на 10 %, проект остается достаточно эффективным. Так, NPV составит 47410,3 тыс. руб, срок окупаемости 8 месяцев, а внутренняя норма доходности снизится на 195,7 %.

2. В случае уменьшения технологического эффекта (объема дополнительно добываемой нефти) на 10% от проектного уровня чистый приведенный доход (NPV) уменьшается с 57569,61 тыс.руб. (базовый вариант) до 47786,14 тыс.руб. Внутренняя норма доходности уменьшится на 189,3 % .

3. Удорожание стоимости работ по реализации проекта, влияет на эффективность работ в меньшей степени, чем снижение технологического эффекта и изменение цены на нефть. При увеличении прямых затрат на 10 %, NPV составит 53312,04 тыс.руб, а внутренняя норма доходности составит 481,75%, т.е. снизится на 174,1%.

Таблица 3.5 Сводная таблица показателей эффективности при оценке проекта на чувствительность

Показатели	-10% базовый	Цена на нефть	10%
NPV	47410,29	57569,61	67669,45
Мес.	8	8	7
Кредит	22307,99	21226,79	20145,59
Бюд.эфф.	100564,74	113008,04	125429,73
IRR	460,09	655,82	898,29
Добыча нефти
NPV	47786,14	57569,61	67296,13
Мес.	8	8	7
Кредит	22267,99	21226,79	20185,59
Бюдж. эффект	99882,38	113008,04	126113,04
IRR	466,49	655,82	888,28
Стоимость внедрения МУН
NPV	61769,37	57569,61	53312,04
Мес.	7	8	8
Кредит	18062,91	21226,79	24390,67
Бюд.эфф.	114845,39	113008,04	111149,63
IRR	917,66	655,82	481,75

Таким образом, изменения рассмотренных параметров в заданных интервалах, принципиально не влияют на эффективность проекта. При наиболее неблагоприятном варианте (уменьшение цены реализации на 10 %), NPV составит 47410,2 тыс. руб., а срок окупаемости - не изменится.

3.3.1 Анализ влияния внедрения предложенных проектов на технико-экономические показатели НГДУ

Решения руководителей современной нефтяной промышленности определяются несколькими ключевыми факторами, такими как эффективность, гибкость, производительность, экология. Но наиболее важным фактором остается экономичность проектов и технологий.

Сервисная компания «Шлюмберже» предлагает своим клиентам технологию гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), важнейшим качеством которой является именно экономичность. ГНКТ помогает уменьшить расходы, т.к. зачастую устраняет необходимость использования дорогостоящих станков КРС. Услуги ГНКТ являются быстрыми и эффективными - скважина возвращается в действующий фонд с минимальной потерей времени.

Компания «Шлюмберже» предлагает экономичную альтернативу многим традиционным методам нефтедобычи --от бурения до заканчивания скважин.

ГНКТ - это автономная, легко транспортируемая установка с гидравлическим приводом, которая спускает и поднимает непрерывную гибкую НКТ в эксплуатационную НКТ или в обсадную трубу скважины. Технология ГНКТ может применяться в наземной и морской нефтедобыче и не требует отдельного станка КРС. ГНКТ можно применять на добывающих скважинах, она позволяет вести закачку рабочих жидкостей или азота во время спуска трубы.

Сравнение двух технологий может определить эффективность применения ГНКТ для удаления парафиновых (гидратных) пробок.

Время, которое требуется бригаде КРС для выполнения этой работы, колеблется от 7 до 10 дней, что будет стоить ок. 10 000 долларов США (включая материалы и вспомогательное оборудование). Эта операция производится как часть программы ремонта скважины. Подобная работа, выполненная посредством ГНКТ, занимает два дня и стоит ок. 30 000 долларов США.

ГНКТ выполняет в среднем 12 работ в месяц.

КРС делает в среднем 3 работы в месяц.

Следовательно, можно произвести экономический расчет согласно нижеприведенной формуле (допуская, что дебит скважин остается постоянной средней величиной в течение определенного времени):

Валовой доход (ГНКТ) = (Nгод х Qгод х $oil) - $гнкт

И Валовой доход (КРС) = (Nгод х Qгод х $oil) - $крс

Где,

$ oil - текущая продажная цена нефти для ОАО «ННГ», $/тонна

Q год - средний дебит, тонн/год

$ гнкт - стоимость услуг ГНКТ

$ крс - стоимость услуг КРС

N год - количество работ за год

При условии, что Т гнкт оп = 2 дня, Т крс оп = 10 дней, совокупная выручка и совокупный доход КРС и ГНКТ будут следующими:

Эффективность ГНКТ в четыре раза превосходит эффективность КРС.

Сравнение двух вариантов операции по удалению парафиновых пробок показывает, что ГНКТ предлагает очень эффективное и быстрое решение проблемы по сравнению с традиционным станком КРС. Более высокая стоимость услуг ГНКТ за одну операцию означает, что комплекс ГНКТ должен быть загружен работой на полную мощность.

Очевидно, что применение ГНКТ для удаления парафиновых пробок предполагает более интенсивный оборот финансовых средств и большее количество выполняемых ремонтов. Важнейшее условие - тщательный предварительный отбор скважин-кандидатов. Скважина-кандидат для подобного рода операций должна соответствовать следующим критериям:

· Скважина может возобновить добычу сразу после удаления пробки;

· Достаточно высокий дебит, чтобы «Заказчик» согласился понести затраты;

· Нехватка или отсутствие бригад КРС на данном месторождении;

· Потенциальная проблема контроля скважины;

· Промывка ствола является частью программы ремонта скважины (см. ниже);

· Очистка эксплуатационной НКТ от накипи;

· Ловильные работы;

· Кислотная обработка или промывка при повреждении пласта;

· Закачка азота для вызова притока.

Следует иметь в виду систему работы управления по КРС. На Вынгапуровском месторождении развернуто 19 бригад КРС. Если количество ремонтов, выполненных за месяц, будет ниже планового, то бригады КРС не получат премиальной надбавки, что существенно сказывается на их зарплате. Плановый объем КРС установлен как 19 х 1,23 = 23 ремонта.

Для повышения эффективности ремонтов в качестве альтернативы можно использовать комплекс ГНКТ, который передвигался бы на скважины и подготавливал их до развертывания установки КРС. В среднем 10 работ ГНКТ в месяц могли бы сэкономить около 70 ремонто-дней КРС (или 1 680 рем-часов), что равняется экономии в 75 600 долларов США (или 2,5 дополнительных ремонта ГНКТ или 7,5 ремонтов КРС в месяц). Это позволило бы не только увеличить эффективность 1 бригады КРС с 1,23 до 1,62 ремонтов в месяц или на 32%, но также увеличить прирост добычи как результат большего количества скважин, запущенных в эксплуатацию или подготовленных для гидроразрыва пласта.

Возможность увеличения времени операций КРС является весьма привлекательной выгодой для «Заказчика».

Целью промывки ствола скважины от твердых частиц после ГРП является скорейшее выведение скважины в режим добычи. Так как увеличение дебита здесь всегда связано только с качеством проведенного ГРП, оценка эффективности основывается на количестве выполненных работ двумя конкурирующими способами и расчете прироста дохода, обеспеченного с участием данной технологии. Следовательно,

D доход КРС = (N год x Q год x $ oil) - $ крс

D доход ГРП = (N год x Q год x $ oil) - $ гнкт

где:

$ oil - текущая продажная цена нефти;

Q год - дебит скважины, тонн/сутки;

N год - количество ремонтов в год;

$ крс - стоимость работ КРС.

$ гнкт - стоимость услуг ГНКТ;

D доход - прирост дохода

Расчет валового дохода и затрат сделан на основе идеальных условий производства работ (неизменный дебит, максимальная загрузка ГНКТ, межремонтный период работы насосов составляет не менее года и т.д.).

Заключение

Таким образом, один комплекс ГНКТ в состоянии увеличить годовой доход Заказчика от скважин, оптимизированных ГРП, в 5 раз по сравнению с отдельно взятым станком КРС.

Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения программы капитальных ремонтов, особенно когда песок остается в эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может поднять колонну.

Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что повлечет дополнительное время простоя.

Помимо подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую эффективность и надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги дешевле, они не имеют достаточного вспомогательного оборудования (например, всего 5 ЦА-320, 5 ППУ на 19 бригад КРС), что отрицательно сказывается на производительности их труда.

Чтобы конкурировать с КРС и получить заказы на операции по удалению песка технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические решения, такие как:

Специально подобранная рабочая жидкость, которая обеспечит очистку в самых критических ситуациях (обсадная труба 5,12 дюйма и отклонение ствола свыше 15 градусов);

Комплект инструментов ГНКТ (включая JetBlaster), который позволил бы разрушать любые песчаные пробки.

Ввиду проблем, возникающих после проведения ГРП, в частности из-за некачественной промывки стволов скважин, предлагается изменить существующий порядок проведения работ путем внедрения новой технологии - Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ).

Общий «цикл ГРП» в новом варианте можно представить последовательностью: КРС- ГРП - ГНКТ - КРС, в которой ГНКТ должна обеспечить качественную промывку ствола скважины и вызов притока.

Применение ГНКТ, с одной стороны, означает увеличение затрат для Заказчика, но с другой стороны, значительно увеличивает конечную прибыль Заказчика.

Далее приводится анализ затрат и эффективности предлагаемого проекта.

Таблица 3.6 Затраты на ГНКТ и КРС в год

Установка	Стоимость одной работы, рублей	Количество, Работ/Год	Стоимость работ, Рублей/Год
ГНКТ	870 000	144	125 000 000
КРС *	(вся программа) 440 000	24	10 560 000
КРС - 1 бригада (промывка)	Около 175 000	24	4 200 000
КРС - 6 бригад (промывка)	175 000	144	25 200 000

* - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий НГДУ «АН»

3. Исходные данные для экономического анализа.

Для выполнения дальнейших расчетов в работе используются следующие базовые данные:

· Трансфертная цена 1 тонны нефти для НГДУ «АН» в 2006

2000 руб.

* Средний дебит скважин, оптимизированных ГРП, в 2006 г.

-85 тонн/сут.

* Среднегодовой объем работ, выполняемых ГНКТ - 144

4. Расчет затрат НГДУ «Альметьевнефть» на смену ЭЦН.

Как упоминалось, вследствие различных проблем,

возникавших после проведения гидроразрыва пласта, НГДУ «Альметьевнефть» в 2006 г. вынуждено было понести значительные затраты на замену ЭЦН, выходивших из строя. Понесенные затраты включали также упущенную выгоду от вынужденного простоя скважин во время смены и запуска ЭЦН.

Стоимость ЭЦН*, руб.	Стоимость смены ЭЦН, руб.	Среднее время смены ЭЦН, сут.	Добыча, тонн	Упущенная выгода,** руб.	Всего смен ЭЦН
783 000	87 000	3	195	395 850	276

* за основу взята стоимость ЭЦН-80

** трансфертная цена 1 тонны нефти НГДУ «АН» на 2006 г.

Таким образом, затраты НГДУ «АН» на смену ЭЦН по ценам 2006 г. составили около 350 млн. рублей. Одной из основных причин выхода ЭЦН из строя был вынос твердых частиц, включая проппант, из забоя скважины. Доля выноса мехпримесей составляла 42%. Отсюда можно сделать вывод, что сумма затрат НГДУ «АН» на смену ЭЦН по причине некачественной промывки скважин достигает порядка 140 млн. рублей в год.

5. Сокращение общего времени цикла ГРП.

Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, по расчетам специалистов НГДУ «АН»*, позволяет сократить общее время «цикла ГРП» с 16 до 13 суток, т.е. на 3 суток.

Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 36 720 тонн нефти (144 скважины х 3 суток х 85 тонн/сутки).

Дополнительная выручка Заказчика - НГДУ «АН» - составит 74,5 миллиона рублей.

6. Расчет показателей работы по промывкам бригад КРС.

Среднее время работы ЭЦН после проведения ГРП и промывок, сделанных бригадами КРС, равняется 60 суткам. За этот период общий дебит 57 (от

144) скважин, что равняется 40% или количеству скважин, которые по статистике выходят из строя по причине механических примесей, составит 290 700 тонн нефти.

Выручка НГДУ «АН» составит 590 121 000 рублей.

Затраты НГДУ «АН» на промывки: 57 х 175 000 = 9 975 000 рублей.

При уровне рентабельности 10% валовая прибыль от обслуживания 57 скважин (или от работы 2,4 бригад) КРС

997 500 рублей.

Расчет показателей работы по промывкам комплекса ГНКТ. Увеличение МРП работы ЭЦН

Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, как считают специалисты, может реально увеличить межремонтный период (МРП) службы электропогружных насосов с 60 до 150 суток. Таким образом, благодаря собственно применению ГНКТ дополнительное время работы ЭЦН и, следовательно, время добычи возрастает на 90 суток.

Согласно статистике, из 144 работ по промывке, 40% или 57 скважин, обработанных по традиционной технологии, прекратили бы добычу в среднем через 60 суток после вывода скважин на режим.

Следовательно, дополнительные 90 суток производительной работы 57 скважин можно считать эффектом, полученным в результате применения ГНКТ.

Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 436 050 тонн нефти (57 скважин х 85 тонн/сут. х 90 суток).

Дополнительная выручка Заказчика - НГДУ «АН»

- 885 000 000 рублей.

Затраты Заказчика: - 125 000 000 рублей.

Дополнительная прибыль: 760 000 000 рублей.

Дополнительный валовой доход и затраты Заказчика, связанные свнедрением ГНКТ.

Таким образом, прямое дополнительное увеличение валовой выручки НГДУ «АН» в результате применения технологии ГНКТ, за счет сокращения продолжительности общего цикла ГРП и за счет увеличения МРП работы электроцентробежных насосов может составить 369,5 миллионов рублей за календарный год.

Общие затраты Заказчика на применение ГНКТ за тот же период составят 125 млн. рублей.

Валовой доход Заказчика составит 244,5 млн. рублей.

Расчет показателей эффективности внедрения ГНКТ, рублей:

Выручка: 125 000 000

Себестоимость: 112 500 000

Капитальные затраты: 48 720 000

Основные фонды (ОФ): 69 062 500

Оборотные средства (Обн): 12 187 500

Прибыль: 12 500 000

Налоги (35%): 4 375 000

Чистая прибыль: 8 125 000

Рентабельность = Чистая Прибыль : (ОФ+Обн) = 8 125 000/81 250 000 = 10%

Окупаемость, Т лет = Кап. Затраты : Чистая Приб. = 48720000/8125000 = 6 лет

Коэф-т экон. эффективности, Е = Чистая прибыль : Кап. Затраты = 812500 /48720000 = 0,16

Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ.

Таблица 3.7 Годовой экономический эффект ГНКТ

№	Показатели	Измеритель	До внедрения КРС	После внедрения ГНКТ	Результат
1	Объем работ операций		144	144
2	Затраты	Млн. руб	9,0	112,5
3	Выручка	Млн. руб	10,0	125,0
4	Прибыль	Млн. руб	1,0	12,5
5	Налоги	Млн. руб	0,35	4,4
6	Чистая прибыль	Млн. руб	0,65	8,1
7	Экономический эффект	Млн. руб	-	-	+8,1
8	Капвложения	Млн. руб	-	48,7
9	Срок окупаемости	лет	-	6
10	Коэф-т эффективности		10	0,16
11	Рентабельность	%			10

Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке скважин по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, ГНКТ обеспечивает более надежный контроль состояния скважины, благодаря высокой автоматизации и компьютерному обеспечению процесса. Вместе с промывкой ГНКТ также обеспечивает закачку азота.

На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток. Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12 скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования. Годовой объем операций установок ГНКТ и КРС приводится в таблице.

Заключение

Настоящий курсовой проект рассматривает вопросы внедрения новой технологии - Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ) в процесс нефтедобычи НГДУ «Альметьевнефть».

Предлагается применение комплекса ГНКТ для промывки стволов и призабойной зоны нефтяных скважин после проведения на них гидроразрыва пласта. Одним из важнейших преимуществ ГНКТ является качественная промывка ствола и призабойной зоны скважины. Высокая скорость выполнения работ, надежный контроль работы в скважине, математическое моделирование (дизайн) каждой работы - все это также является достоинствами новой технологии. Качественные промывки скважин после ГРП позволяют минимизировать механические примеси, остающиеся в скважине, увеличивают общую продолжительность работы ЭЦН, следовательно, обеспечивают дополнительную добычу нефти и экономическую выгоду для Заказчика.

Как показывают предварительные расчеты, увеличение добычи 40% ЭЦН от общего числа скважин, промытых с помощью ГНКТ, дополнительно на 30 - 60 суток, обеспечивает 170 - 465 млн. рублей прибыли для Заказчика.

Относительно окупаемости самого проекта внедрения ГНКТ и его экономической эффективности, расчеты показывают, что достижение дополнительного дебита 40% скважин в течение 90 суток позволяет окупить затраты на проект за 6 лет , коэффициент эффективности при этом составляет 0,16. Данные показатели соответствуют общепринятым нормативам окупаемости и эффективности для внедрения новых производств.

В курсовой работе произведена оценка экономической эффективности применения инновационных технологий на примере приобретения и использования газобустерной установки УНГ 8/15 в НГДУ «Альметьевнефть» по следующим пунктам: