Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов

 

 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:

1. Точка безубыточности (Т. Б.) считается основным критерием инвестиционной привлекательности.

2. Т. Б. определяется  по двум параметрам: а) количество  операций на скважинах, шт. и б) срок окупаемости, мес.

3. Количество операций  на скважинах имеет, для упрощения  расчетов, одно, усредненное значение в штуках. Срок окупаемости имеет, как правило, два значения: минимальный и максимальный срок. Каждое значение срока окупаемости зависит от производительности УНГ 8/15.

 Результаты демонстрационных испытаний УНГ 8/15 показали, что минимальная производительность УНГ 8/15 может быть принята в размере 5-ти операций в месяц или крайний минимум одна операция в неделю. Минимальная производительность УНГ 8/15 определяет максимальный срок окупаемости (С. О.мах.).

По результатам демонстрационных испытаний УНГ 8/15 с достаточной достоверностью определяем максимальную производительность УНГ 8/15 в размере 10-ти операций в месяц. Максимальная производительность УНГ 8/15 определяет минимальный срок окупаемости (С.О. мin.).

Производительность УНГ 8/15 согласовывается с объемами работ  в НГДУ и организацией работ в бригадах КРС.

4. Конкурентным преимуществом  УНГ 8/15 является возможность работы на скважине без бригады КРС. Это подтвердилось на скважинах № 802 и № 3819.

5. Определение сегментации  объема работ.

Демонстрационные испытания  УНГ 8/15 определили четыре вида работ УНГ 8/15:

а) обработка скважин  газожидкостной смесью (ГЖС) с использованием УНГ 8/15;

б) обработка скважин ГЖС с попутным газом;

в) освоение скважин после  ГРП;

г) обработка скважин  без бригады КРС.

В диссертации приведён порядок расчётов по экономической  эффективности УНГ 8/15. Результаты отражены в табл.1.

 

Таблица 1 – Экономическая  эффективность УНГ 8/15 по приросту дебита нефти

№ скважины	Время работы УНГ 8/15, час	Запланированное время свабирования или других работ на скважине, час	Сокращение времени ремонта скважины посредством применения УНГ 8/15, час (сутки)	Дебит скважины, т/сут	Прирост дебита, Q ок т/сут	Объем дополнительной прибыли, Q2 п , тыс.руб.
2645	24	48	24(1)	25	25	25
2518	24	336	312(13)	24	312	312
1311	28	48	20(0,8)	26	20,8	20,8
3819	7,5	24	16,5(0,7)	60	42	42
1321	7	336	329(13,7)	28	383,6	383,6
802	22	115	93(3,8)	74	281,2	281,2
2610	12	115	103(4,3)	25	107,5	107,5
568	36	115	79(3,3)	30	99	99
47	6	115	109(4,5)	17	76,5	76,5
48	6	115	109(4,5)	37	76,5	76,5
Всего						Σ 1421,1
Q2п = Q ок × П, где  П – прибыль от продажи одной  тонны нефти (берем 1тонна нефти  =1000 руб.)

 

Точка безубыточности по результатам демонстрационных испытаний УНГ 8/15 соответствует 44 скважино – операциям.

Срок окупаемости: С.О.мах. = 8,8 месяца, С.О.мin.= 4,4 месяца.

Потребность в УНГ 8/15 соответствует 7-ми установкам.

Платежеспособный спрос  определен в количестве 4-х установок.

Экономические оценки должны учитывать влияние следующих  факторов:

- приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соразмерности по экономической ценности в начальном периоде;

- учет инфляции, влияющей на ценность используемых денежных средств;

- учет рисков, связанных с осуществлением проектных работ;

- обоснование целесообразности участия в реализации проектных решений заинтересованных предприятий, банков, российских и иностранных инвесторов, федеральных и региональных органов государственного управления.

Управление инвестиционной деятельностью  нефтяной компании в современных  условиях связано с принятием  сложных и дорогостоящих управленческих условий. Так, например, отклонение инвестиционного  проекта для НК влечет за собой целую цепочку взаимосвязанных процессов (консервация скважин на месторождениях, изменение технологических режимов, изменение поставок и т.д.), что в конечном итоге приводит к перераспределению материальных и финансовых потоков.

 Принципиальная сложность в управлении инвестиционной деятельностью крупной нефтяной компании, обусловлена сложностью технологической цепочки «добыча - транспортировка - переработка - транспортировка - сбыт», наличием огромного пула разнородных проектов и конкурентных ограничений. Традиционно такие задачи решались как бы по частям, например, отдельный расчет эффективности инвестиционных проектов для сегмента upstream и downstream, затем - ранжирование проектов по одному из критериев (например, по NPV) с дальнейшим отсечением в соответствии со значением одного из имеющихся ограничений. Затем процедура ранжирования и отсечения повторялась для каждого сегмента и ограничения.

 Конечно, попытки объединить ключевые бизнес-сегменты компании в единую расчетную модель были и ранее, однако это не удавалось во многом из-за отсутствия экономико-математического инструментария, интегрирующего разрозненные методики в единую динамическую модель, способную эффективно управлять инвестиционным портфелем, превышающим тысячный рубеж. Следует отметить, практически полную недееспособность стандартных подходов, основанных на методах линейного программирования, что связано с наличием сложной системы нелинейных взаимозависимостей между различными инвестиционными проектами. В результате возникает сложная NP-задача по оптимизации инвестиционного портфеля, которую практически невозможно привести к задаче линейного программирования. Особую роль в решении задачи оптимизации инвестиционного портфеля НК сыграл разработанный в работе генетический алгоритм, который позволяет формировать оптимальный портфель проектов за минимальное расчетное время с учетом сложной системы конкурентных ограничений.

 Основным теоретическим результатом данной работы является разработка экономико-математического инструментария, объединяющего разрозненные расчетные методики в единую динамическую модель, предназначенную для оптимизации инвестиционного портфеля нефтяной компании.

 Основным практическим результатом работы является успешное внедрение разработанной имитационной модели в корпоративный инвестиционный процесс нефтяной компании. Разработанная инструментарий позволил найти принципиально лучше стратегические решения, в том числе представляющие огромную практическую ценность. Так, например, были выявлены и дифференцированы инвестиционные проекты, рентабельность которых сильно зависит от внешних факторов; также были выявлены малодебитные месторождения, значительно снижающие расчетную акционерную стоимость нефтяной компании; определены наиболее перспективные направления инвестирования при возможном снижении мировых цен на нефть; минимизированы транспортные издержки за счет оптимального распределения нефти по маршрутам; решены другие задачи.

 Стоит также отметить, что в настоящее время продолжаются работы по дезагрегации разработанных моделей, с целью повышения степени детализации исследуемых показателей. Эти работы нацелены также на расширение числа влияющих факторов и ограничений (например, учет системы транспортировки нефтепродуктов, более детальное описание структуры операционных затрат, моделирование нефтехимического производства и др.). Вместе с тем отсутствие этих факторов в уже разработанной системе не снижает ее практическую и теоретическую ценность, так как их влияние на расчетную акционерную стоимость НК (и соответственно структур инвестиционного портфеля) в настоящее время не является значительным. Функциональным ограничением разработанного инструментария является то, что он не может быть использован для оперативного (месячного) планирования. Так как в этом случае, увеличивается влияние не учтенных в модели факторов (например, сезонности спроса на нефтепродукты, привыкаемости потребителей к ценам, план-факт отклонений инвестиционных программ и т.д.).

 Разработанный системно-динамический подход может быть масштабирован для других компаний уровня естественных монополий, поскольку он позволяет интегрировать сложные технологические, финансовые и инвестиционные модели в единое целое, связав их с цепочкой формирования акционерной стоимости компании.

 

Размещено на Allbest.ru