Программа по потокоотклоняющим технологиям формируется в составе инвестиционного проекта по МУН на год.
Эффективность проведения потокоотклоняющих технологий в НГДУ «Бавлынефть» за 2011 год представлен в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Эффективность проведения потокоотклоняющих технологий в НГДУ «Бавлынефть» за период 2011 гг.
|
№№ п/п |
Показатель |
2011 г. |
||
|
ПГК |
ЩПК |
ВДС |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
Количество операций, скв. |
34 |
4 |
8 |
|
2 |
Добыча нефти, тыс.т. |
19,4 |
4,1 |
6,1 |
|
3 |
Прирост добычи нефти, т/сут |
2,0 |
2,6 |
4,0 |
|
4 |
Затраты на проведение 1 скважинной обработки, тыс.руб. |
599,7 |
921,0 |
1060,3 |
|
5 |
Чистый дисконтированный доход, млн.руб. |
135,8 |
27.7 |
42,7 |
|
6 |
Чистый дисконтированный доход на 1 скв., млн.руб. |
4,0 |
6,9 |
5,3 |
|
7 |
Индекс доходности дисконтированный |
1,615 |
1,651 |
1,553 |
|
8 |
Срок окупаемости, мес. |
10,2 |
8,3 |
10,9 |
|
9 |
Эффектитвность, т/млн.руб. |
950,4 |
1120,0 |
714,5 |
Анализируя данные таблицы 3.1 можно сделать вывод, что из сравниваемых технологий на 1 проведенную скважину, наиболее эффективной является ЩПК. Чистый дисконтированный доход по технологии ЩПК составляет 6,9 млн.руб. на 1 скважину, тогда как по ВДС – 5.3 млн.руб., ПГК – 4 млн.руб. Наименьший срок окупаемости у ЩПК – 8,3 мес., по технологии ПГК срок окупаемости – 10,2 мес., и наибольший – по ВДС 10,9 мес. Наибольший ИДД также по технологии ЩПК – 1,651 (на 1 рубль вложенных средств прибыль составляет 0,651 руб), ИДД по технологиям ПГК и ВДС также высокий и составляет 1,615 и 1,553, соответственно.
Инвестиционная программа НГДУ «Бавлынефть» формируется в соответствии с Положением о порядке формирования, исполнения и мониторинга инвестиционной программы ОАО "Татнефть". Это положение было разработано с целью повышения эффективности инвестиционных программ и создания единого порядка принятия инвестиционных решений.