Соединительный узел
Устройство и конструкция станции
По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели
Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям
Санитарные требования
Мероприятия по безопасности при эксплуатации нефтяных скважин
Характеристика воздействия на комплекс почва-подземные воды-недра
Навигация
Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Проектное решение по разработке месторождения
179472
знака
45
таблиц
18
изображений
6.4.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Прирост годовых денежных потоков (DДПt) рассчитывается по формуле:
DДПt = DВt - DИt - Нt (6.13)
DДП1 = 283514,88 – 77967,4 – 53442,3 = 152105,18 тыс.руб.;
DДП2 = 152105,18 тыс.руб.;
DДП3 = 152105,18 тыс.руб.
Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:
ПДНt = DДПt (6.14)
ПДН1 = 152105,18 тыс.руб.;
ПДН2 = 152105,18 тыс.руб.;
ПДН3 = 152105,18тыс.руб.
Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:
НПДН = å ПДН, (6.15)
НПДН1 = 152105,18 тыс.руб.;
НПДН2 = 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс.руб.;
НПДН3 = 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс.руб.;
Коэффициент дисконтирования – по формуле:
at = (1 + Енп)-t, (6.16)
a1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;
a2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;
a3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.
Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:
ДПДНt = ДПt * a, (6.17)
ДПДН1 = 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс.руб.;
ДПДН2 = 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс.руб.;
ДПДН3 = 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс.руб.
Чистая текущая стоимость – по формуле:
ЧТСt = å ДПДНt, (6.18)
ЧТС1 = 138278,82 тыс.руб.;
ЧТС2 = 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс.руб.;
ЧТС3 = 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс.руб.;
Результаты расчёта сведены в таблицу № 6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке № 6.1.
По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) – это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.
Расчёт экономических показателей
Таблица № 6.3
| Показатели | Ед.изм. | 2004 | 2005 | 2006 |
| Капитальные вложения | тыс.руб | - | - | - |
| Прирост добычи нефти | тыс.тонн | 83959,6 | 83959,6 | 83959,6 |
| Прирост выручки от реализации | тыс.руб | 283514,88 | 283514,88 | 283514,88 |
| Текущие затраты | тыс.руб | 77967,4 | 77967,4 | 77967,4 |
| Прирост прибыли | тыс.руб | 205547,5 | 205547,5 | 205547,5 |
| Прирост суммы Налоговых выплат | тыс.руб | 53442,3 | 53442,3 | 53442,3 |
| Денежный поток | тыс.руб | 152105,18 | 152105,18 | 152105,18 |
| Поток денежной наличности | тыс.руб | 152105,18 | 152105,18 | 152105,18 |
| Накопленный ПДН | тыс.руб | 152105,18 | 304210,36 | 456315,54 |
| Коэффициент дисконтирования (Енп=0,1) | Д.ед | 0,9091 | 0,8264 | 0,7513 |
| Дисконтированный ПДН | тыс.руб | 138278,82 | 125699,72 | 114276,62 |
| Чистая текущая стоимость | тыс.руб | 138278,82 | 263978,54 | 378255,16 |
Похожие работы
... %, не более 0,5 1 1 0,5 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 0,06 Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст), не более (500) 66,7 66,7 66,7 69,1 В четвертом столбце приведены показатели степени подготовки нефти на Барсуковском месторождении. Из таблицы 4.1 видно, что качество подготовки нефти на Барсуковском нефтяном месторождении соответствует ГОСТу ...
... месторождений от сейсморазведки до производства и ввода в эксплуатацию. Миссия ООО "ЮганскСибстрой" - быть головной организацией по научному обеспечению производственной деятельности предприятий газовой промышленности в Западно-Сибирском регионе. Основная функция - научное и проектное обеспечение развития предприятий газовой промышленности в Западной и Восточной Сибири, сокращение сроков ...
... повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий 5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении. 1) Перевод на другой вид эксплуатации. Для УЭЦН: 1) Изменением типоразмера УЭЦН. 2) Заглублением ...
... , так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть. 3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры: - дебитов добывающих скважин, - приемистости нагнетательных скважин, ...
0 комментариев