авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

«МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический ...»

-- [ Страница 3 ] --

Показатели эффективности проекта в целом характеризуют с экономиче ской точки зрения технические, технологические и организационные проектные решения.

Эффективность участия в проекте определяется с целью проверки реализуе мости инвестиционного проекта и заинтересованности в нём всех его участников.

Эффективность участия в проекте включает:

– эффективность участия предприятий в проекте (эффективность инве стиционного проекта для предприятий-участников);

– эффективность инвестирования в акции предприятия (эффективность для акционеров акционерных предприятий-участников инвестиционного проекта);

– эффективность участия в проекте структур более высокого уровня по отношению к предприятиям-участникам инвестиционного проекта, в том числе:

• региональную и народнохозяйственную эффективность – для отдельных регионов и народного хозяйства РФ;

• отраслевую эффективность – для отдельных отраслей народного хозяй ства, финансово-промышленных групп, объединений предприятий и холдинго вых структур;

– бюджетную эффективность инвестиционных проектов (эффективность участия государства в проекте с точки зрения расходов и доходов бюджетов всех уровней).

Показатели бюджетной эффективности отражают финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального и местного бюджетов.

Оценка коммерческой и экономической эффективности научно технических мероприятий осуществляется по всему циклу создания и исполь зования мероприятий научно-технического прогресса, включая проведение НИОКР, освоение и серийное производство, а также период использования ре зультатов осуществления мероприятия в отрасли.

Расчёт экономической и коммерческой эффективности проводится с обя зательным приведением разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов моменту времени – расчётному году. В качестве расчётного го да обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу выпуска продукции или использо вания в производстве новой технологии.

Приведение разновременных затрат и результатов всех лет периода реа лизации мероприятия к расчётному году осуществляется путём умножения их величины за каждый год на коэффициент дисконтирования.

В качестве начального года расчётного периода принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчётного периода определяется моментом завершения всего жизненного цикла научно-технического мероприятия, включающего раз работку, освоение, серийное производство, а также использование результатов осуществления мероприятия на предприятиях. Конечный год расчётного пе риода определяется плановыми нормативными сроками обновления продукции по условиям её производства и использования или сроками службы новых средств труда.

Коэффициент дисконтирования t применяется для соизмерения разно временных показателей путём приведения (дисконтирования) их к ценности расчётного года. Для приведения разновременных затрат, результатов и эффек тов используется норма дисконта.

Коэффициент дисконтирования t рассчитывается по формуле:

tp-t t = (1 + Е), (2.1) где Е – норма дисконта;

t – порядковый номер года расчёта;

tp – порядковый номер расчётного года.

Смысл показателя нормы дисконта (ставки сравнения, коэффициента дис контирования) заключается в измерении темпа снижения ценности денежных ресурсов с течением времени.

Норма дисконта рассчитывается по формуле:

Е = I + MRR RI, (2.2) где I – темп инфляции;

MRR – минимальная реальная норма прибыли;

RI – коэффициент, учитывающий степень инвестиционного риска.

Под минимальной реальной нормой прибыли понимается наименьший гарантированный уровень доходности, сложившийся на рынке капиталов. В ка честве эталона здесь часто выступают абсолютно рыночные, безрисковые и не зависящие от условий конкуренции облигации 30-летнего государственного займа Правительства США, приносящие стабильный доход в переделах 4-5 ре альных процентов в год.

В качестве приближённого значения нормы дисконта могут быть исполь зованы существующие усреднённые процентные ставки по долгосрочным бан ковским кредитам.

3 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ Капитальные вложения и единовременные затраты, связанные с разра боткой и использованием новой техники, включают:

– затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;

– затраты на освоение производства, разработку и освоение опытных об разцов продукции, изготовление моделей и макетов;

– затраты на приобретение, транспортировку, монтаж и наладку произ водственного оборудования;

– единовременные затраты на демонтаж ранее установленного оборудо вания в связи с внедрением новой техники;

– стоимость строительства или реконструкции зданий и сооружений, про изводственных площадей, пополнение других основных производственных фондов, связанных с внедрением новой техники;

– пополнение оборотных средств, связанных с внедрением новой техники;

– затраты на предотвращение отрицательных социальных, экологических и других последствий;

– затраты на создание социальной инфраструктуры.

3.1 Методы оценки экономической эффективности научно-технических мероприятий Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности ме роприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса, преду сматривают возможность использования нескольких методов оценки экономической эффективности (табл. 3.1) [12].

Обозначения, принятые в таблице: Эт – экономический эффект от произ водства новой техники за расчётный период;

Рt – стоимостная оценка результатов применения новой техники в t-ом году;

Зt – стоимостная оценка затрат на разра ботку, производство и использование новой техники в t-ом году;

t – коэффици ент приведения разновременных затрат и результатов к расчётному году;

tн, tк – соответственно начальный и конечный годы расчётного периода;

Рг – неизменная по годам расчётного периода стоимостная оценка основных и сопутствующих ре зультатов от использования новой техники;

Зг – неизменные по годам расчётного периода затраты на разработку, производство и использование новой техники;

k рп – коэффициент реновации новой техники, исчисленный с учётом фактора времени в зависимости от срока их службы;

Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

k р – норма реновации, исчисленная с учётом фактора времени для периода производства новой техники.

Таблица 3.1 – Методы оценки экономической эффективности производства и использования новой техники Методы Критерий оценки выбора эконо- эффек миче- тивного Формула для расчёта Условия применения ской варианта эффек- новой тивности техники 1 2 3 Метод 1 Максимум 1.1. Возможность стоимостной tk tk Эт = Pt t Зt t max оценки полезных результатов.

экономи t =tн t =tн ческого 1.2. Наличие данных о величине эффекта результатов и затрат по годам.

1.3. Нестабильность технико экономических показателей по годам расчётного периода Р Зг Метод 2 Максимум 2.1. Возможность стоимостной Эт = г max экономи- оценки полезных результатов.

k рп + Ен ческого 2.2. Отсутствие данных о ди эффекта намике результатов и затрат по годам расчётного периода.

2.3. Стабильность технико экономических показателей по годам расчётного периода.

2.4. Совпадение времени нача ла производства новой техники по вариантам.

2.5. Производство новой тех ники в течение одного года, т. е. производство носит разо вый характер ( Рг Зг ) (1 + Ен ) max 3.1. Возможность стоимостной Метод 3 Максимум Эт = экономи- оценки полезных результатов.

( )( ) k рп + Ен k р + Ен ческого 3.2. Отсутствие данных о ди эффекта намике результатов и затрат по годам расчётного периода.

3.3. Стабильность технико экономических показателей по годам расчётного периода.

3.4. Совпадение времени нача ла производства новой техники по вариантам.

3.5. Производство новой тех ники в течение нескольких лет Окончание табл. 3. 1 2 3 Метод 4 Минимум 4.1. Невозможность стоимо tk Зт = Зt t min затрат стной оценки результатов.

t =tн 4.2. Тождество полезных ко нечных результатов.

4.3. Необходимость приведения сравниваемых вариантов к со поставимому виду по технико эксплуатационным параметрам.

4.4. Нестабильность затрат по годам расчётного периода.

4.5. Наличие данных о величи не затрат по годам расчётного периода 5.1. Невозможность стоимо Метод 5 Минимум Зг а) Зт = min стной оценки результатов.

затрат k рп + Ен 5.2. Тождество полезных ко Зг (1 + Ен ) нечных результатов.

б) Зт = min 5.3. Необходимость приведения (k + Ен ) ( k р + Е н ) сравниваемых вариантов к со рп поставимому виду по технико эксплуатационным параметрам.

5.4. Стабильность затрат по го дам расчётного периода.

5.5. Отсутствие данных о вели чине затрат по годам расчётно го периода.

5.6. Производство новой тех ники за несколько лет (при рас чёте Зт по формуле б) Применение всех приведённых методов обеспечивает достоверность по лучаемых результатов при выполнении следующих условий:

– отражение в ценах на новую технику, а также на производимую с её помощью продукцию (работы, услуги) технического уровня и качества как но вой техники, так и продукции (работ, услуг);

– действие противозатратного механизма в системе ценообразования;

– учёт в ценах общественно необходимых издержек производства;

– сопоставимость цен.

При использовании методов 2, 3 и 5 для определения экономического эффекта за расчётный период применяются коэффициенты реновации, которые рассчитываются по формулам [12]:

Ен Ен kp =, k pn =, (3.1) Т сл Т пр (1 + Е н ) (1 + Е н ) где Тсл – срок службы новой техники;

Тпр – срок производства новой техники.

Значения величин коэффициентов реновации k рп, k р в зависимости от срока службы новой техники или срока ее производства приведены в приложении 1.

Экономический эффект от использования новых технологий учитывается в течение трёх лет.

3.2 Оценка экономической эффективности научно-технических мероприятий в нефтегазовом комплексе При оценке экономической эффективности научно-технических и органи зационно-управленческих мероприятий определяется интегральный экономиче ский эффект или чистый дисконтированный доход как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия, т. е. как превышение инте гральных результатов над интегральными затратами.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как сумма годовых текущих экономических эффектов за весь расчётный период осуществления ме роприятия, приведённых к расчётному году:

Т Т Т Т Pt t Зt t = ( Pt Зt ) t = Эt t, (3.2) ЧДД = Рт З т = t =1 t =1 t =1 t = где Рm – интегральные результаты, представляющие стоимостную оценку ре зультатов осуществления мероприятия за расчётный период;

Зm – интегральные затраты, представляющие стоимостную оценку затрат на осуществление мероприятия за расчётный период;

Эt – годовой экономический эффект в t-ом году;

Т – расчётный период, годы;

t – коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчётному году, доли единицы;

Pt, 3t – стоимостная оценка результатов и затрат в t-ом году расчётного периода.

Стоимостная оценка результатов за расчётный период определяется по формуле:

T Рт = Pt t, (3.3) t = где Pt – стоимостная оценка результатов в t-ом году расчётного периода;

t – коэффициент приведения к расчётному году.

Стоимостная оценка результатов в t-ом году определяется по формуле:

Pt = Pt o + Pt c, (3.4) Pt o – стоимостная оценка основных результатов;

где Pt c – стоимостная оценка сопутствующих результатов.

Стоимостная оценка основных результатов мероприятия для новых пред метов труда определяется по формуле:

A Pt o = t Ц t, (3.5) Уt где At – объём использования новых предметов труда в t-ом году;

Уt – расход новых предметов труда на единицу продукции, производимой с их использованием в t-ом году, руб.;

Цt – цена единицы продукции, производимой в t-ом году с использованием нового предмета труда, руб.

Стоимостная оценка основных результатов мероприятия для новых средств труда определяется по формуле:

Pt o = At Bt Ц t, (3.6) где At – объём применения новых средств труда в t-ом году;

Bt – годовая производительность единицы нового средства труда в t-ом го ду в натуральном выражении;

Цt – цена единицы продукции, производимой с использованием новых средств труда в t-ом году, руб.

Стоимостная оценка сопутствующих результатов:

n Рtc = R jt Ц jt, (3.7) j = где Rjt – величина отдельного j-oгo сопутствующего результата в t-ом году в натуральном выражении;

Цjt – стоимостная оценка единицы j-oгo результата в t-ом году.

Затраты (Зт) на реализацию научно-технических мероприятий за расчёт ный период включают затраты при производстве научно-технической продук n n ции ( Зm ) и при использовании этой продукции у потребителя ( Зm ):

Зт = Зm + Зm.

n u (3.8) Затраты при производстве и использовании продукции за расчётный пе риод в общем виде определяются выражениями:

T Зm = Зtn t ;

n (3.9) t = T З = Зtu t, u (3.10) m t = Зtn, Зtu – величина затрат всех ресурсов соответственно при производстве где и использовании продукции в t-ом году.

Затраты на производство научно-технической продукции за расчётный период определяются по формуле:

T Зm = ( И tn + K tn Л tn ) t, n (3.11) t = И tn – текущие издержки при производстве продукции в t-ом году (себестои где мость производства продукции в t-ом году без амортизационных отчислений);

К tn – единовременные затраты при производстве продукции в t-ом году;

Л tn – остаточная (ликвидационная) стоимость основных фондов завода изготовителя, выбывающих в t-ом году.

К сопутствующим результатам относят научный, организационный, эко логический, социальный и внешнеэкономический результат. Их характеристика представлена в таблице 3.2.

Затраты при использовании продукции за расчётный период определяют ся по формуле:

T З = ( И tu + K tu Л tu ) t, u (3.12) m t = где И tu – текущие издержки при использовании продукции в t-ом году и без амортизационных отчислений на реновацию;

К tu – единовременные затраты при использовании продукции (без учёта затрат на приобретение самой продукции) в t-ом году;

Л tu – остаточная (ликвидационная) стоимость основных фондов потребите ля, выбывающих в t-ом году.

Таблица 3.2 – Виды сопутствующих результатов и их характеристика Содержание результата Виды результатов Научный Открытие новых законов, теорий (научных основ), закономер ностей, научных идей, гипотез. Открытие новых явлений, про цессов, обнаружение ранее неизвестных фактов. Создание новых методов исследований и измерений. Решение новых на учных задач, удовлетворение качественно новых потребностей общества Организационный Разработка проектов новых производств и новых научно технических организаций, новых форм и методов организации производства и обслуживания, управления и труда, а также проектов рационального размещения производства Экологический Улучшение параметров окружающей среды, комплексное ис пользование сырьевых ресурсов, улучшение процессов добычи ресурсов из недр, разработка проектов новых очистных соору жений, новых методов и способов очистки, новых способов пе реработки отходов, замены дефицитного сырья и материалов Социальный Изменение характера и улучшение условий труда, повышение уровня образования, увеличение средней продолжительности жизни и свободного времени, уменьшение вредного влияния техники и производства, развитие новых форм обслуживания населения Внешнеэкономический Улучшение технико-экономических показателей продукции отечественного производства, увеличение возможности экс порта научных идей и техники 4 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ Коммерческая эффективность (финансовое обоснование) научно технических и организационно-управленческих мероприятий определяется со отношением финансовых затрат и результатов, обеспечивающих требуемую норму доходности на вкладываемый капитал.

Осуществление научно-технических и организационно-управленческих мероприятий сопровождается притоком и оттоком денежных средств.

Разность между притоком Пt и оттоком денежных средств Ot в t-ом году представляет собой чистый доход (поток наличности) Фt:

Фt = П t Ot. (4.1) Чистым доходом (другие названия – ЧД, Net Value, NV) называется нако пленный эффект (сальдо денежного потока) за расчётный период.

Величина притока денежных средств Пt в t-ом году включает:

- выручку от продажи продукции, произведённой с использованием новой техники;

- доходы от продажи недвижимости;

- средства от уменьшения чистого оборотного капитала;

- ликвидационную стоимость (в конце проекта);

- другие доходы от деятельности предприятия.

Величина оттока денежных средств Ot в t-ом году включает:

- дополнительные вложения в основной и оборотный капитал (Kt) и теку щие затраты, связанные с осуществлением проекта (Иt);

- налоги и сборы (Ht).

Налоги, включаемые в отток денежных средств, – это налоги, относимые на финансовый результат деятельности предприятия (налог на имущество), и налог на прибыль.

Налог на имущество рассчитывается по формуле:

Сс.г.

Ни =, (4.2) где – ставка налога на имущество, %;

Сс.г. – среднегодовая стоимость имущества, руб.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

Пн Нп =, (4.3) – ставка налога на прибыль, %;

где Пн – налогооблагаемая прибыль, руб.

Отток денежных средств в t-ом году:

Ot = K t + И t + H t. (4.4) Чистый доход в t-ом году Фt может рассчитываться по формуле:

Фt = Пчt + Аt K t, (4.5) где Пчt – прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, в t-ом году;

At – амортизационные отчисления в t-ом году, руб.

Дисконтированный чистый доход по годам расчётного периода определя ется умножением потоков чистого дохода, полученных в t-ом году, на соответ ствующий коэффициент приведения t.

Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дис контированный доход (другие названия – ЧДД, интегральный эффект, Net Present Value, NPV) – накопленный дисконтированный эффект за расчётный период.

Чистый дисконтированный доход (интегральный эффект) представляет собой сумму дисконтированных чистых доходов за расчётный период времени.

Чистый дисконтированный доход ЧДД (чистая текущая стоимость – Net Present Value, NPV) при оценке коммерческой эффективности рассчитывается по формуле:

T T T ЧДД = NPV = Фt t = ( Пчt + At K t ) t = ( Пt Ot ) t. (4.6) t =1 t =1 t = Если ЧДД проекта положителен, проект является эффективным.

Чистый доход и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта соответственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени.

Значение ЧДД показывает, сколько чистого дохода получит инвестор на осуществление капиталовложений сверх требуемой ставки дохода на капитал.

Положительное значение ЧДД считается подтверждением целесообразности инвестирования денежных средств в проект, а отрицательное, напротив, свидетель ствует о неэффективности их использования. Из двух вариантов осуществления проекта должен быть выбран тот, у которого показатель ЧДД будет больше.

Индекс доходности, IД, представляет отношение чистого дисконтирован ного дохода к приведённым капитальным вложениям КО, увеличенное на 1.

Индекс доходности (Profitability Index, PI) рассчитывается по формуле:

Т ( Пчt + At Kt ) t ЧДД I Д = PI = + 1 = t =1 + 1. (4.7) T КО К t t t = Если ЧДД положителен, то индекс доходности больше единицы (IД 1), и проект эффективен.

Индексы доходности характеризуют (относительную) «отдачу проекта»

на вложенные в него средства. Они могут рассчитываться как для дисконтиро ванных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффек тивности часто используются:

1) индекс доходности затрат – отношение суммы денежных притоков (на копленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам);

2) индекс доходности дисконтированных затрат – отношение суммы дискон тированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

3) индекс доходности инвестиций (ИД) – отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине сум мы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Он равен увеличенному на единицу отношению ЧД к накопленному объёму инвестиций;

4) индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) – отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятель ности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного по тока от инвестиционной деятельности. ИДД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объёму инвестиций.

При расчёте ИД и ИДД могут учитываться либо все капиталовложения за расчётный период, включая вложения в замещение выбывающих основных фондов, либо только первоначальные капиталовложения, осуществляемые до ввода предприятия в эксплуатацию.

Правилом принятия решений по инвестиционному проекту являются сле дующие условия: 1) если индекс доходности больше 1, то инвестирование при емлемо и проект принимается;

2) если индекс доходности меньше 1, то проект отклоняется.

Внутренняя норма доходности представляет ставку сравнения Евн (IRR), при которой величина чистого дисконтированного дохода равна 0, т. е. стоимость всех поступлений от проекта равна современной стоимости затрат на проект.

Внутренняя норма доходности имеет другие названия – ВНД, внутренняя норма дисконта, внутренняя норма рентабельности, Internal Rate of Return, IRR [40].

В наиболее распространённом случае инвестиционных проектов, начинающихся с (инвестиционных) затрат и имеющих положительный ЧД, внутренней нормой до ходности называется положительное число Ев, если: при норме дисконта Е = Ев чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, это число единственное.

В более общем случае, внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е = Ев чистый дисконтиро ванный доход проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е – отрица телен, при всех меньших значениях Е – положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует Проект считается рентабельным, если внутренняя норма доходности не ниже нормы дисконта. Значение внутренней нормы доходности для данного проекта может трактоваться как нижний гарантированный уровень прибыльно сти инвестиций.

Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) определяется на основе решения уравнения:

Пчt + At T T K (1 + E )t tp = (1 + E t )t tp (4.8) t =1 t = вн вн или Пt Оt T T Kt =, (4.9) (1 + Eвн ) (1 + Eвн ) t tp t tp t =1 t = Ot1 – отток денежных средств без учёта капитальных вложений.

где Для оценки эффективности инвестиционного проекта значение внутрен ней нормы доходности (ВНД) необходимо сопоставлять с нормой дисконта Е.

Инвестиционные проекты, у которых ВНД Е, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД Е, имеют отрицательный ЧДД и потому неэффективны.

Интерпретационный смысл показателя ВНД состоит в определении мак симальной ставки платы за привлекаемые источники финансирования проекта, при которой последний остаётся безубыточным. При оценке эффективности общих инвестиционных затрат это может быть максимальная процентная став ка по кредитам, а при оценке эффективности использования собственного ка питала – наибольший уровень дивидендных выплат.

ВНД, как уже отмечалось, может трактоваться также как нижний гаран тированный уровень прибыльности инвестиционных затрат. Если она превы шает среднюю стоимость капитала в данном секторе инвестиционной активности с учётом инвестиционного риска данного проекта, то последний может быть рекомендован к осуществлению. Ещё один вариант интерпретации ВНД состоит в трактовке внутренней нормы прибыли как предельного уровня окупаемости (доходности) инвестиций, что может быть критерием целесооб разности дополнительных капиталовложений.

Внутренняя норма доходности Евн определяется в процессе расчёта и срав нивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если Евн равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, инвести ции в данный проект оправданы, и может рассматриваться вопрос о его принятии.

Если она меньше – инвестиции в данный проект не целесообразны.

Срок окупаемости капитальных вложений показывает число лет, в течение которых капитальные вложения окупаются за счёт ежегодно получаемых доходов.

Срок окупаемости – это минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого чистый дисконтированный до ход является положительным. Дисконтированный срок окупаемости (Dis counted Payback Period, DPP) представляет собой порядковый год, в котором чистый дисконтированный доход равен нулю.

Доходы от осуществления проекта и первоначальные вложения рассчи тываются с дисконтированием или без него. Соответственно, получится два различных срока окупаемости. Однако более целесообразно определять срок окупаемости с использованием дисконтирования.

Сроком окупаемости («простым» сроком окупаемости, payback period) называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости [40]. Начальный момент указывается в задании на проектирование (обычно это начало нулевого шага или начало операционной деятельности).

Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчётном периоде, после которого текущий чистый доход становится и в даль нейшем остаётся неотрицательным. При оценке эффективности срок окупаемо сти, как правило, выступает только в качестве ограничения.

Сроком окупаемости с учётом дисконтирования называется продолжи тельность периода от начального момента до «момента окупаемости с учётом дисконтирования». Моментом окупаемости с учётом дисконтирования называ ется тот наиболее ранний момент времени в расчётном периоде, после которого текущий ЧДД становится и в дальнейшем остаётся неотрицательным.

Срок окупаемости Ток определяется на основе решения уравнения:

Т ок Tок ( П + At ) t = К t t. (4.10) чt t =1 t = 5 ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ НОВОЙ ТЕХНИКИ В БУРЕНИИ, КРЕПЛЕНИИ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН Методические положения этой главы основаны на «Временной методике определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализатор ских предложений» (РД 39-0148052-547-87, 1988 г.) [12].

5.1 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий в бурении скважин По новой технике, предназначенной для бурения отдельных интервалов скважин, экономический эффект следует определять по разнице эксплуатаци онных затрат потребителя в интервале её применения и только в той их части, на изменение которых влияет применение новой техники.

Породоразрушающий инструмент Влияние породоразрушающего инструмента на эксплуатационные затраты потребителя в сравниваемых вариантах обусловлено экономией времени на ме ханическое бурение, спуско-подъёмные операции, подготовительно заключительные и вспомогательные работы к рейсу, а также экономией расхода долот на метр проходки.

Для породоразрушающего инструмента, используемого в нескольких скважинах (например алмазных долот), расчёты должны проводиться по каж дой скважине (интервалу). При этом цена долота пропорционально относится на объём проходки в каждой скважине (интервале). Цена алмазного бурового инструмента принимается с учётом остаточной стоимости.

Забойные двигатели Влияние забойных двигателей на эксплуатационные затраты потребителя в сравниваемых вариантах обусловлено изменением времени на механическое бурение, спуско-подъёмные операции, подготовительно-заключительные и вспомогательные работы к рейсу, замену забойного двигателя и его узлов на буровой, а также изменением затрат на запасные части, материалы, электро энергию, транспортировку на буровую и ремонтную базу, ремонт изделий.

Затраты по содержанию забойных двигателей должны быть определены прямым счётом по всем изменяющимся статьям с начислением транспортно заготовительных расходов. При этом из себестоимости одного часа работы бу ровой установки по затратам, зависящим от времени, статья «содержание тур бобуров» должна быть исключена.

Промывка скважин Основными задачами и целями, решаемыми в процессе промывки сква жин, являются:

- интенсификация процесса углубления в результате повышения эффек тивности работы долот и забойных двигателей и снижения прочности разбури ваемых пород в связи с уменьшением содержания твёрдой фазы, направленным регулированием структурно-механических и фильтрационных свойств раство ра, а также снижением перепада давления между скважиной и пластом;

- снижение вероятности возникновения осложнений в связи с потерей ус тойчивости стенок скважины путём направленного изменения плотности буро вого раствора и его структурно-механических свойств, а также обеспечения ингибирующих массообменных процессов между скважиной и пластом;

- повышение эффективности вскрытия и нефтеотдачи продуктивных пла стов путём уменьшения их обводнения и кольматации в результате взаимодей ствия с буровым раствором.

Стоящие перед промывкой задачи определяют эффектообразующие пока затели: изменение затрат на материалы, химреагенты, долота и их транспорти ровку;

сокращение времени на профилактические промывки;

сокращение времени на приготовление, очистку и выравнивание свойств раствора, а также на его обработку (только в тех случаях, когда эти операции не перекрываются другими видами работ и входят в календарное время бурения как часть времени вспомогательных работ, что должно быть подтверждено документально);

со кращение времени механического бурения и спуско-подъёмных операций;

со кращение временных, трудовых, материальных и энергетических затрат на ликвидацию осложнений;

сокращение потребления трудовых, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

Изменение всех показателей должно подтверждаться данными проведён ных в установленном порядке испытаний и отражаться в нормативно технической документации на разрабатываемые буровые растворы.

Затраты на глинопорошки, химические реагенты и утяжелители опреде ляются по формуле:

Q ( Ц + Зтр ) З=, (5.1) Н где З – затраты на глинопорошки, химические реагенты, утяжелители, отне сенные к метру проходки, руб./м;

Q – масса глинопорошков, химических реагентов и утяжелителей, т;

Ц – оптовая цена глинопорошков, химических реагентов и утяжелителей с учётом наценок на транспортно-заготовительные расходы по доставке мате риалов с завода-изготовителя к потребителю, руб./т;

Зтр – транспортные расходы по доставке растворов или их составляющих на буровую, руб./т;

Н – глубина скважины, м.

Затраты по базовому и новому вариантам рассчитываются раздельно.

Бурильные и обсадные трубы Расчёт эксплуатационных затрат потребителя от использования новых конструкций бурильных труб должен проводиться по экономии затрат на износ бурильных труб;

затрат, зависящих от времени, экономии транспортных расхо дов по доставке бурильных труб на буровые и на ремонтную базу.

Износ стальных бурильных труб на метр проходки определяют по «Эле ментным сметным нормам скважин на нефть и газ» в зависимости от цели и способа бурения и вида привода по формуле:

n q H Kз i i q1 = i =, (5.2) Н где q1 – износ стальных бурильных труб на метр проходки, кг/м;

q1 – износ бурильных труб по i-му интервалу бурения, кг/м;

Н1 – длина i-го интервала, м;

n – число интервалов в скважине;

Н – глубина пробуренной скважины, м;

Кз – коэффициент запаса бурильных труб (1,4).

Износ бурильных труб по новому варианту определяется с учётом откло нения проектируемой наработки новых труб от базовой и рассчитывается по формуле:

q q2 = 1, (5.3) Iн где q1 и q2 – износ стальных бурильных труб по сравниваемым вариантам на метр проходки, кг/м;

Iн – коэффициент повышения наработки новых труб в сравнении с заме няемыми бурильными трубами. Устанавливается инженерными расчётами по данным лабораторных, стендовых, опытно-промышленных испытаний, а также соответствующими статистическими данными.

При наличии на предприятиях-потребителях местных плановых или фак тических норм износа величина износа рассчитывается по этим нормам в соот ветствии с видами труб и их типоразмерами.

В базовом варианте переход от натурального измерителя износа буриль ных труб к стоимостному производится путём умножения массы износа, услов но исчисленного, на оптовую цену промышленности.

По новым видам труб принимается проектируемая или утверждённая опто вая цена.

Затраты, зависящие от времени бурения скважин, учитываются в расчёте экономического эффекта в случаях, когда новые бурильные трубы отличаются от базовых по следующим показателям:

- массы метра сравниваемых бурильных труб;

- гидродинамических характеристик;

- прочностных характеристик.

Первый фактор оказывает влияние на затраты времени, расходуемого на спус ко-подъёмные операции и на издержки по транспортировке бурильных труб, вто рой фактор – на механическую скорость проходки;

третий фактор – на изменение фактического календарного времени бурения скважин за счёт сокращения отказов (аварийности) бурильных труб. Изменение всех показателей должно подтверждать ся данными проведённых в установленном порядке испытаний и отражаться в нор мативно-технической документации на бурильные трубы.

Годовые эксплуатационные затраты, обусловленные отказами бурильных труб, рассчитываются по формулам:

t Сот1 = от С ;

(5.4) Н t (1 К ав ) Сот 2 = от С, (5.5) Н где Сот1 и Сот2 – эксплуатационные затраты потребителя, обусловленные от казами бурильных труб, при использовании, соответственно, базовой и новой техники, руб./м;

tот – время на ликвидацию отказов бурильных труб по предприятию за анализируемый период, ч;

Н – объём проходки скважин по предприятию за анализируемый период, м;

С – себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, за висящим от времени, руб./ч;

Кав – коэффициент снижения отказов с бурильными трубами при исполь зовании новой техники;

устанавливается по данным испытаний и отражается в нормативно-технической документации.

Если использование новых труб связано с изменением работ по подготов ке, проверке технического состояния и их ремонту в процессе эксплуатации, то в расчёт экономического эффекта включаются соответствующие расходы срав ниваемых вариантов. Здесь же учитываются затраты, связанные с наворотом замков на новые трубы или их заменой в процессе эксплуатации комплекта бу рильных труб.

Годовые эксплуатационные затраты потребителя по сравниваемым вари антам технологических процессов подготовки к эксплуатации труб и их ремон та на центральных базах рассчитываются по стоимости начисленного износа и стоимости работ по ликвидации отказов с трубами.

При расчёте эксплуатационных затрат потребителя от разработки и ис пользования утяжелённых бурильных труб их износ по сравниваемым вариан там рассчитывается по формуле:

Q К S убт = i з, (5.6) Т рi Vм где Sубт – износ сравниваемых вариантов УБТ на метр проходки, кг/м;

Qi – масса сравниваемых комплектов УБТ, кг;

Кз – коэффициент запаса бурильных труб (1,4);

Тpi – установленный ресурс сравниваемых комплектов УБТ, ч;

Vм1 – механическая скорость проходки, м/ч.

Затраты на износ УБТ определяются как произведение массы износа на оптовую цену УБТ.

В случае, когда мероприятия по новой технике направлены на создание новой технологии ремонта УБТ, повышающей их ресурс, затраты на износ рас считываются по формуле:

Ц убт + nЦ р Ц убт л Сизн = S убт, (5.7) где Сизн – эксплуатационные затраты на износ УБТ, руб./м;

Sубт – износ УБТ, кг/м;

Цубт – цена УБТ, руб./т;

n – число ремонтов комплекта УБТ на установленный ресурс;

Цр – стоимость одного ремонта УБТ с учётом затрат на транспортировку, руб./т;

л Ц убт – ликвидационная цена комплекта УБТ, руб./т.

Эксплуатационные затраты потребителя по сравниваемым вариантам об садных труб складываются из:

- стоимости обсадных труб;

- затрат, зависящих от времени строительства скважин;

- затрат, зависящих от метра проходки.

Стоимость спущенных в скважину обсадных труб определяется в зависи мости от конструкции обсадной колонны, её массы, вида и типоразмера труб.

Затраты, зависящие от времени строительства скважин, рассчитываются в тех случаях, когда новые обсадные трубы отличаются от заменяемых по време ни, затрачиваемому на свинчивание и спуск труб в скважину, а также прочно стным характеристикам, влияющим на показатель аварийности и возможность спуска обсадных колонн большей длины секции.

Затраты, зависящие от метра проходки, определяются в тех случаях, ко гда обсадные трубы с новыми типами резьбовых соединений позволяют повы сить герметичность обсадных колонн в отдельных интервалах скважин без дополнительного подъёма цемента за колонной.

5.2 Особенности расчёта экономической эффективности научно-технических мероприятий при ликвидации осложнений и аварий Эксплуатационные затраты от использования новой техники, направлен ной на ликвидацию осложнений геологического характера и ликвидацию ава рий, определяются суммированием экономии от уменьшения затрат времени и материальных средств.

Экономический эффект от использования новой техники, направленной на сокращение времени ликвидации осложнений и аварий при строительстве скважин, определяется путём сравнения затрат по базовому (до использования новой техники) и новому (после использования новой техники) вариантам.

Продолжительность операций определяется временем, затраченным толь ко на работы по ликвидации осложнений и аварий, то есть без учёта организа ционных простоев и работ по ремонту наземного оборудования и сооружений.

Затраты средств на ликвидацию осложнений, зависящие от времени, оце ниваются по себестоимости часа эксплуатации буровой установки.

Затраты средств на ликвидацию аварий, зависящие от времени, опреде ляются по формуле:

Сав = Сч tа 0,98, (5.8) где Сав – затраты средств на ликвидацию аварий, руб.;

Сч – себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб./ч;

tа – время, затраченное на ликвидацию аварий, ч;

0,98 – коэффициент, понижающий себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, на период ликвидации аварий.

Общие затраты на ликвидацию осложнений и аварий исчисляются по формуле:

За = Звр + Зм + Зби + З у, (5.9) где За – общая величина затрат, связанных с ликвидацией осложнений, аварий, руб.;

Звр – затраты, зависящие от времени ликвидации аварий, руб.;

Зм – стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварий, руб.;

Зби – стоимость бурильного инструмента, пришедшего в негодность в ре зультате аварии, руб.;

Зу – стоимость услуг сторонних организаций, руб.

Время на ликвидацию осложнений и аварий, а также затраты на материа лы и услуги сторонних предприятий по базовому варианту определяются в со ответствии с актами и протоколами на ликвидацию осложнений и аварий за два года, предшествующих расчётному, а по новому варианту – по фактическим данным в сопоставимых условиях. Все эти данные должны быть зафиксирова ны в нормативно-технической документации на разрабатываемую технику.

5.3 Особенности расчёта экономической эффективности научно-технических мероприятий при заканчивании скважин Технологические процессы заканчивания скважин включают следующие основные этапы:

- вскрытие бурением продуктивного пласта или перспективного горизонта;

- вторичное вскрытие (перфорация) пласта (горизонта);

- вызов притока из пласта;

- интенсификация притока из пласта;

- оценка скважины на продуктивность.

Основными целями и задачами заканчивания скважин являются:

- сохранение коллекторских свойств продуктивных объектов и сокраще ние времени вскрытия с целью максимального сохранения естественной про ницаемости продуктивных объектов;

- сохранение коллекторских свойств продуктивных объектов при цемен тировании;

- установление хорошей гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной;

- создание соответствующей депрессии для вызова притока.

Стоящие перед заканчиванием скважины задачи определяют следую щие эффектообразующие показатели, учитываемые при определении экс плуатационных затрат: экономия времени в результате сокращения операций по заканчиванию скважин;

экономия материальных, трудовых и энергетических затрат;

дополнительная добыча нефти за счёт повышения продуктивности скважин.

Годовая экономия затрат от разработки и использования мероприятий в заканчивании скважин исчисляется по формуле:

Э = С ч (Т1 Т 2 ) + ( М 1 М 2 ) + ( Ц З уп ) Q А2, (5.10) где Сч – себестоимость часа эксплуатации буровой установки (с учётом по нижающих коэффициентов) по затратам, зависящим от времени, руб./ч;

Т1 и Т2 – среднее время заканчивания одной скважины по базовому и но вому вариантам, ч;

М1 и М2 – стоимость материалов и другие текущие затраты на скважину, не зависящие от времени, по базовому и новому вариантам, руб.;

Ц – цена 1 т нефти, руб.;

Зуп – условно-переменные затраты, приходящиеся на 1 т добываемой нефти, руб.;

Q – дополнительная добыча нефти на скважину от применения новой техники (технологии), т;

А2 – количество скважин, освоенных за год с применением новой техники (технологии).

Дополнительная добыча нефти ( Q ) исчисляется по формуле:

Q = ( q2T2 q1T1 ) А2, (5.11) где q1 и q2 – среднесуточные дебиты на скважину по месторождению, соот ветственно, до и после применения новой техники, т/сут.;

Т1 и Т2 – фактическое время эксплуатации скважин в расчетном году по базовому и новому вариантам, сут.

Если новая техника применяется на месторождении с начала его разбури вания, то для определения базового дебита на скважину разрешается использо вать коэффициент эффективности внедрения этой техники на других месторождениях. Коэффициент эффективности рассчитывается как отношение q1/q2. При этом геологическая служба предприятия должна подтвердить сопос тавимость этих месторождений.

Поскольку фактическое время эксплуатации может быть меньше услов ного года, за который необходимо определять экономический эффект, то не уч тённая в расчётном году дополнительная добыча нефти ( Q ) переходит на следующий год.

5.4 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий при креплении скважин В технологический процесс крепления скважин входят следующие операции:

- подготовка ствола скважины к спуску колонны;

- подготовка колонны к спуску;

- спуск обсадной колонны;

- определение состояния крепи скважины.

Выполнение перечисленных операций необходимо для достижения сле дующих целей:

- обеспечения условий для спуска колонны на заданную глубину;

- обеспечения спуска колонны и получения герметичной крепи;

- создания условий для дальнейшего углубления скважин без осложнений (для промежуточных колонн), опробывания перспективных горизонтов (в раз ведочном бурении);

- создания условий для долговременной безотказной работы скважины (для эксплуатационных колонн);

- определения возможности передачи скважин из бурения в эксплуатацию (или передачи на опробывание) – для эксплуатационных колонн;

определения возможности дальнейшего углубления скважин – для промежуточных колонн.

Эксплуатационные затраты потребителя от применения мероприятий но вой техники крепления скважин, включая тампонажные материалы, определя ются с учётом следующих эффектообразующих факторов:

- сокращения затрат на исправление дефектов крепи (негерметичность цементного кольца, недоподъём цеметного раствора за эксплуатационной ко лонной или кондуктором, негерметичность эксплуатационной колонны);

- увеличения наработки на отказ эксплуатационной колонны;

- сокращения времени подготовки скважины к цементированию и време ни ожидания затвердения цемента;

- изменения затрат на приготовление нового цементного раствора, вклю чая стоимость самого раствора.

Если новая техника направлена на повышение качественных показателей крепления скважин, то годовая экономия затрат, проявляющаяся в процессе их эксплуатации, определяется по формуле:

1 Э = С р А2, (5.12) t1 t где Ср – стоимость капитального ремонта одной скважины по восстановле нию герметичности цементного камня, руб.;

t1 и t2 – межремонтный период работы скважины по базовому и новому вариантам, лет;

А2 – количество скважин, зацементированных в году с применением но вой техники.

Поскольку по новой разработке очень сложно установить фактический межремонтный период работы скважины, то оценить качество крепления мож но по такому показателю, как коэффициент негерметичности крепи скважин по базовому и новому вариантам за определённый промежуток времени.

Коэффициент негерметичности представляет собой отношение количест ва обводнившихся (или других проявлений негерметичности и крепи) в течение одного, двух или трёх лет скважин к общему количеству пробуренных и сдан ных в эксплуатацию скважин, соответственно, за один, два или три года. По 1 можно заменить следующим выражением:

этому выражение t1 t nоб nоб, nкр nкр nоб, nоб – количество обводнившихся (или других проявлений негерме где тичности) в результате некачественного крепления скважин в течение одного, двух или трёх лет эксплуатации скважин по базовому и новому вариантам;

nкр, nкр – количество пробуренных и сданных в эксплуатацию скважин в течение одного, двух или трёх лет по базовому и новому вариантам.


6 ОЦЕНКА ЭФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 6.1 Оценка и резервы повышения эффективности буровых работ в Республике Коми Основным показателем эффективности использования основных произ водственных фондов является фондоотдача. Из таблицы 6.1 видно, что фондо отдача возрастает только в Усинском филиале ООО БК «Евразия» на 5,35%, а в остальных предприятиях происходит снижение эффективности использования основных фондов.

Таблица 6.1 – Динамика показателей использования основных фондов и трудовых ресурсов по буровым организациям Республики Коми Усинский филиал Усинский филиал Усинский филиал ООО «РН-БУРЕНИЕ» ООО БК «ЕВРАЗИЯ» ООО БК «ИНТЕГРА»

Показатели 2006 2007 2006 2007 2006 1. Среднегодовая стоимость 1 016 547 1 316 039 999 064 1 295 367 375 865 854 ОПФ, тыс. руб.

в т. ч. активная часть, тыс. руб. 958 673,5 1 174 219,5 879 629 1 148 679 305 115 734 2. Среднесписочная числен ность работников, занятых в бурении, чел. 1 021 791 1 304 1 626 1 172 1 3. Фондовооружённость труда, тыс. руб./чел. 995,64 1 663,76 766,15 796,66 320,70 700, 4. Фондоотдача, руб./руб.

– в действующих ценах 2,5 1,57 2,43 2,56 3,742 2, – в сопоставимых ценах 3,6 1,57 2,42 2,56 5,2 2, 5. Производительность труда, тыс. руб./чел.

– в действующих ценах 2 491,08 2 605,21 1 863, 16 2 040,08 1199,92 1677, – в сопоставимых ценах 3 585,90 2 605, 21 1 852,58 2 040,08 1667,56 1677, 6. Производительность труда, м/чел. 200,25 145,5 61,36 67,45 70,71 71, Фондовооружённость труда по всем трём компаниям имеет тенденцию к увеличению, так как повышается техническая оснащённость буровых работ.

Это связано с техническим перевооружением парка бурового оборудования и его модернизацией, с укомплектованием более современным оборудованием с целью наращивания производственных мощностей.

Самый высокий уровень производительности труда в натуральном выра жении в Усинском филиале ООО «РН-Бурение» – 145,5 м/чел., а в филиалах ООО БК «Евразия» и ООО «Интегра» уровень производительности труда нахо дится примерно на одном уровне и составляет 61,45-71,13 м/чел., но имеет тен денцию к увеличению.

Сметная стоимость объёма буровых работ зависит от многочисленных и разнообразных факторов. По экономическому содержанию их можно объеди нить в три группы:

а) обеспеченность трудовыми ресурсами и эффективность их использования;

б) обеспеченность основными фондами и эффективность их использования;

в) обеспеченность сырьем и материалами и эффективность их использо вания.

Влияние изменения материальных затрат (МЗ) и материалоотдачи (М) оп ределяется по следующей факторной модели:

С = МЗ М o. (6.1) Влияние изменения среднесписочной численности ППП (Ч) и производи тельности труда (П) определяется по следующей факторной модели:

С = Ч Пт. (6.2) Влияние изменения среднегодовой стоимости основных фондов и фондо отдачи определяется по следующей факторной модели:

С = F f0. (6.3) Результаты факторного анализа сметной стоимости объёма буровых ра бот представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 – Результаты факторного анализа сметной стоимости объема буровых работ Усинский филиал OOO Усинский филиал Усинский филиал Показатели «РН-БУРЕНИЕ» ООО БК «ЕВРАЗИЯ» ООО «ИНТЕГРА»

2006 г. 2007 г. 2006 г. 2007 г. 2006 г. 2007 г.

Сметная стоимость объёма 2 543395,32 2 060 720 2 429 556 3 317171 1406304 2 046 буровых работ, тыс.руб.

Общее изменение сметной стоимости объёма работ, - 482 675,32 887 615 тыс. руб.

В том числе за счет:

- изменения численности - 572 948,4 599 936 ППП - увеличения производи 90 276,83 287 679 тельности труда - увеличения среднегодовой 748 731,25 720559 стоимости ОПФ - изменения фондоотдачи -1 223 916,27 167 056 - - изменения материальных - 363 919,044 518 527 - затрат - изменения материалоотдачи - 123 208,3 369 088 Результаты анализа показывают, что увеличение сметной стоимости объ ёма буровых работ во всех организациях происходит за счёт увеличения сред негодовой стоимости основных фондов и производительности труда.

Таблица 6.3 – Финансовые результаты буровых компаний и эффективность буровых работ за 2006-2007 гг.

Усинский филиал ООО БК «ЕВРАЗИЯ» ООО БК «ИНТЕГРА»

OOO «РН-БУРЕНИЕ»

Показатели Отклоне- Отклоне- Отклоне 2006 г. 2007 г. 2006 г. 2007 г. 2006 г. 2007 г.

ние ние ние 1. Выручка 2704203 2170653 -533550 2430470 3321524 891054 1423978 2047578 от реализации работ, тыс. руб.

2. Себестоимость буровых работ, 2756452 2 107 277 - 649175 2 053476 2 786200 732724 1468624 2011895 тыс. руб.

3. Прибыль (убы ток) от продаж, -52 250 63 376 115 626 376 080 530 971 154891 -35 646 35 683 тыс. руб.

4. Рентабельность -1,93 2,92 4,85 15,47 15,99 0,52 -2,488 1,743 4, продаж, % 5. Рентабельность строительства -1,9 3,01 4,91 18,31 19,06 0,75 -2,427 1,774 4, скважин, % Рентабельность буровых работ в динамике за два года увеличилась на всех буровых предприятиях, что свидетельствует о повышении эффективности буровых работ. Причём Усинские филиалы ООО «РН-Бурение» и ООО «Интегра»

из убыточных стали прибыльными. Самый высокий уровень рентабельности – 19,1% – в Усинском филиале ООО БК «Евразия».

Основные резервы повышения эффективности буровых работ:

- повышение технического уровня буровых работ;

- совершенствование организации труда, производства и управления про изводством;

- изменение объёма и структуры проходки.

Проведённая в начале 90-х годов реструктуризация нефтегазодобываю щих предприятий, с выделением буровых организаций в аффилированные ком пании, а также недостаточное аккумулирование амортизационных средств или их изъятие не позволили буровым подрядчикам осуществить своевременную замену бурового оборудования при ценах на оборудование, ставших мировыми.

Это привело к тому, что парк буровых установок в нефтегазовой промышлен ности России физически изношен, морально устарел и не отвечает задачам, стоящим перед буровыми компаниями. Поэтому важнейшей проблемой буро вых организаций является обновление парка буровых установок.

Последние методические рекомендации по комплексной оценке эффек тивности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического про гресса в нефтяной промышленности, разработаны в 1989 г. [38]. В этих методических указаниях экономический эффект рассчитывается по всему жиз ненному циклу создания и использования мероприятия научно-технического прогресса как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов. Однако эти методические рекомендации не дают ответа на вопрос, за счёт каких средств осуществлять реализацию ме роприятия, какие из источников финансирования будут наиболее выгодны для предприятия на современном этапе.

При нехватке собственных средств для финансирования того или иного проекта предприятие может привлекать заёмные средства, наиболее распро странёнными видами которых являются кредиты банков, вторичная эмиссия ценных бумаг и иностранные инвестиции. При различных формах привлечения денежных средств перед предприятием стоит проблема выбора источника ин вестирования с целью рационального сочетания денежных потоков и получения максимального дохода от внедрения того или иного мероприятия.

В методиках, которые использовались до 1988 г., рассчитывался годовой экономический эффект по разности приведённых затрат по базовой и новой технике.

С 1988 г., а в нефтяной промышленности – с 1989 г., экономический эф фект стал рассчитываться по всему жизненному циклу как превышение стои мостной оценки результатов над стоимостной оценкой затрат [38].

В связи с этим в последние годы сложились новые методические подходы по оценке эффективности инвестиций, которые нашли отражение в «Методиче ских рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов», ут верждённых Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом по строительству, архитектуре и жилищной поли тики и изданных в 2000 г. [40].

Основными экономическими критериями оценки эффективности инве стиций в этих методических рекомендациях являются годовой чистый доход, чистый дисконтированный доход, индекс доходности, внутренняя норма до ходности и срок окупаемости, принятые в мировой и отечественной экономиче ской практике оценки эффективности инвестиций.

В связи с этим автором усовершенствована методика оценки эффектив ности внедрения новой техники и новых технологий в строительстве нефтяных скважин на основе адаптации новых методических подходов по оценке эффек тивности инвестиций к условиям буровых работ [60].

В настоящее время Усинские филиалы ООО БК «Евразия» и ООО «Интегра»

планируют внедрение новой китайской буровой установки «ZJ50DВ-Т», которая имеет следующие преимущества перед старыми отечественными установками:

- уменьшение продолжительности первичного монтажа;

- уменьшение продолжительности монтажа при передвижке в кусте;

- буровой станок «ZJ50DВ-Т» оборудован верхним силовым приводом – ВСП, что позволяет бурить горизонтальные скважины с отходом более 500 метров;

- уменьшение сроков при наращивании, проработке и шаблонировании ствола скважины;

- уменьшение времени на ликвидацию геологических осложнений, лик видацию ГНВП;

- техническое оборудование буровой установки «ZJ50DВ-Т» позволяет выполнять любые гидравлические программы при проводке скважин, строи тельство любого профиля скважины;


- возможность использования буровой установки как от промышленной электроэнергии, так и автономно, т. е. от ДГУ.

Результаты расчёта эксплуатационных затрат на строительство нефтяных скважин показали, что при использовании новой буровой установки в Усин ском филиале ООО БК «Евразия» годовая экономия изменяющихся эксплуата ционных затрат составит в расчёте на три скважины 64086 тыс. руб., а экономия себестоимости 1 метра проходки – 6088,12 рублей.

В таблице 6.4 приведены результаты расчёта коммерческой эффективности внедрения новой буровой установки в Усинском филиале ООО БК «Евразия».

Таблица 6.4 – Расчёт коммерческой эффективности внедрения новой буровой установки «ZJ50DВ-Т»

Резуль Показатели Годы таты 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1. Чистая прибыль, 47 183 47 812 48 442 49 071 49 700 50 329 50 тыс. руб.

2. Амортизационные 35 750 35 750 35 750 35 750 35 750 35 750 35 отчисления, тыс. руб.

3. Капитальные 250 вложения, тыс. руб.

4. Чистый доход, -250000 82933 83562 84192 84821 85450 86079 тыс. руб.

5. Коэффициент 1,0000 0,8696 0,7561 0,6575 0,5718 0,4972 0,4323 0, дисконтирования Окончание табл. 6. 1 2 3 4 5 6 7 8 6. Дисконтированный чистый доход по годам, -250000 72116 63185 55357 48497 42484 37214 тыс. руб.

7. Чистый дисконтирован ный доход, тыс. руб.

8. Дисконтированные капитальные вложения, тыс. руб.

9. Приведённые капиталь ные вложения, тыс. руб.

10. Индекс доходности, 1, руб./руб.

11. Накопленная сумма 31639 68853 чистого дисконтирован- -250000 -177884 -114699 -59342 - ного дохода, тыс.руб.

12. Срок окупаемости, 5, годы 13. Внутренняя норма доходности, % По результатам расчёта чистый дисконтированный доход составил 101450 тыс. руб., индекс доходности – 1,41 руб. на 1 руб. капитальных вложе ний, внутренняя норма доходности – 28%, а срок окупаемости капитальных вложений составляет 5,3 года.

С целью повышения эффективности буровых работ в Усинском филиале ООО «РН-Бурение» предлагается внедрение колтюбинговой установки.

Колтюбинговые технологии (от coiled tubing – «намотанная труба») осно ваны на применении гибких непрерывных труб вместо традиционных буриль ных труб и НКТ при внутрискважинных работах: капитальном ремонте (в т. ч.

при гидроразрыве пластов), бурении, геофизических исследованиях. Гибкие трубы позволяют получить доступ в горизонтальные и боковые стволы.

Колтюбинговый способ бурения (coiled tubing), основанный на использова нии безмуфтовых гибких труб, находит широкое развитие при бурении новых скважин и новых стволов из старых скважин. Высокая техническая и экономиче ская эффективность достигается при бурении наклонных и горизонтальных боко вых стволов из существующих скважин. Особенно эффективным колтюбинг может оказаться на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, для реа нимирования старого фонда скважин путём зарезки боковых стволов.

Мировая тенденция истощения природных запасов углеводородов требу ет применения более совершенной техники и технологии бурения скважин, так как «классическое» бурение уже не позволяет в достаточной мере удовлетво рить потребности в качестве вскрытия продуктивных пластов.

Основными преимуществами бурения на гибких трубах на депрессии являются:

- увеличение коэффициента отдачи продуктивных пластов;

- отсутствие необходимости остановки процесса бурения для наращива ния труб, вследствие чего управляемая депрессия на пласт постоянна на всём протяжении бурения;

- сокращение материальных и финансовых затрат на проведение опера ций по освоению скважин;

- сокращение расхода материалов на буровые растворы и технологиче ские жидкости;

- рост механической скорости бурения и показателей работы долот за счёт снижения гидростатического давления на забой скважины;

- снижение затрат времени и расхода материалов на борьбу с осложне ниями и авариями (отсутствие поглощений, отсутствие прихватов, вызванных репрессией и т. д.);

- полная экологическая безопасность вскрываемых коллекторов и окру жающей среды;

- снижение общего времени бурения и заканчивания скважин.

Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении гибких непрерывных труб, первоначально было связано с обеспечением текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Однако мировая практика показывает, что наиболее значительные достижения в применении гибких труб связаны с освоением буровых работ. Сегодня колтюбинг занимает важную ни шу на рынке нефтегазовых технологий и открывает поистине уникальные воз можности сохранения окружающей среды и снижения себестоимости бурения.

Колтюбинговое бурение – новый этап в развитии экологически чистых технологий вторжения в недра.

Колтюбинг может быть использован для бурения новых скважин, для по вторного вскрытия пласта, но наибольшую техническую и экономическую эф фективность он имеет при бурении вторых наклонных или горизонтальных стволов из существующих скважин. Гибкие трубы позволяют проводить буре ние на депрессии и увеличить дебит скважины в 3-8 и более раз. Популярность применения колтюбинга объясняется высокой эффективностью и безопасно стью проведения операций.

Использование колтюбинга совместно с другими перспективными техно логиями позволяет дополнительно извлекать до 40% углеводородного сырья.

Сегодня в мире эксплуатируется более 1000 колтюбинговых установок, в т. ч. более половины – в Северной Америке. Безусловно, такие работы требуют наличия целого комплекса оборудования, включающего навигационное, нагне тательное, циркуляционное, внутрискважинное, грузоподъёмное и так далее.

Крупным производителем колтюбингового оборудования для бурения в России является Группа компаний ФИД, уже более пяти лет успешно проекти рующая и производящая мобильные колтюбинговые установки. Эта компания предлагает колтюбинговый комплекс КМ4001 для бурения. Его испытания прошли в середине 2002 г. По мнению специалистов, участвовавших в испыта ниях и представлявших крупные нефтегазовые компании и машиностроитель ные предприятия не только России, но и других нефтедобывающих стран СНГ, создание отечественной колтюбинговой установки для бурения открыло новый этап в развитии экологически чистых технологий вторжения в недра и обеспе чении российских нефтяников и газовиков современным высокопроизводи тельным оборудованием.

Результаты расчёта эксплуатационных затрат на строительство нефтяных скважин показали, что при использовании колтюбинговой установки годовая экономия изменяющихся эксплуатационных затрат составит 11724,48 тыс. руб., а экономия себестоимости 1 метра проходки – 617,6 рублей.

В таблице 6.5 представлены результаты расчёта коммерческой эффектив ности использования колтюбинга при бурении скважин на Хасырейской пло щади.

Таблица 6.5 – Результаты расчёта коммерческой эффективности использования колтюбинговой установки КМ в Усинском филиале ООО «РН-Бурение»

Показатели Значение 1. Капитальные вложения, тыс. руб. 2. Годовая экономия изменяющихся эксплуатационных затрат, тыс. руб. 11724, 3. Экономия себестоимости 1 метра проходки, руб. 617, 2. Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 34999, 3. Индекс доходности, руб./руб. 2, 4. Внутренняя норма доходности, % 5. Срок окупаемости, годы 3, Оценка коммерческой эффективности внедрения колтюбинговой установки показала, что чистый дисконтированный доход составит 34 999,93 тыс. руб., индекс доходности – 2,19 руб. на 1 руб. капитальных вложений, внутренняя норма до ходности – 41%, а срок окупаемости – 3,7 года.

6.2 Оценка коммерческой эффективности бурения горизонтальных скважин Эффективной технологией, радикально повышающей уровень добычи нефти и газа, является бурение горизонтальных скважин. Эффект достигается за счёт многократного повышения охвата пласта дренированием.

6.2.1 Расчёт капитальных вложений Капитальные вложения в разработку месторождения определяются в со ответствии с «Регламентом составления проектных технологических докумен тов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений». Они рассчитываются по годам ввода скважин в эксплуатацию на основе технологи ческих показателей и нормативов удельных капитальных вложений в бурение и по направлениям обустройства месторождения.

Общая сумма капитальных вложений:

Ксумi = Кбурi+ Кпоi + Кохрi + Кпсрi, (6.4) где Кбурi – капитальные вложения в бурение скважин, тыс. руб.;

Кпоi – капитальные вложения в промысловое обустройство, тыс. руб.;

Кохрi – капитальные вложения в природоохранные мероприятия, тыс. руб.;

Кпсрi – капитальные вложения в проектно-сметные и изыскательские работы.

Капитальные вложения в бурение скважин рассчитываются по формуле:

Кбурi = Квосф Ni, (6.5) где Квосф – фактическая стоимость бурения одной скважины, тыс. руб.;

Ni – количество пробуренных скважин, скв.

Капитальные вложения в промысловое обустройство рассчитываются по формуле:

Кпоi = (Кст + Кп + Кат + Кад + Кнд +Кз) Nдобi, (6.6) где Кст – капитальные вложения в сбор и транспорт нефти, тыс. руб./доб. скв.;

Кп – капитальные вложения в подготовку нефти и газа, тыс. руб./доб. скв.;

Кат – капитальные вложения в автоматизацию и связь, тыс. руб./доб. скв.;

Кад – капитальные вложения в строительство дорог, тыс. руб./доб. скв.;

Кнд – капитальные вложения в оборудование для нефтедобычи, тыс. руб.;

Кз – капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов, тыс. руб./нагн. скв.;

Nдобi – ввод добывающих скважин в i-том году.

Капитальные вложения в сбор и транспорт нефти (Кст) рассчитываются по формуле:

Кст = К'ст Nдобi, (6.7) где К'ст – уд. капитальные вложения в сбор и транспорт нефти, тыс. руб./доб. скв.

Капитальные вложения на технологическую подготовку нефти (Ктп):

Ктпi = К'тп Qi, (6.8) где К'тп – удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти (обезвоживание и обессоливание), тыс. руб./т;

Qi – прирост добычи нефти в году i, тыс. т.

Капитальные вложения на автоматизацию и связь (Кавт):

Кат = К'ат Nдобi, (6.9) где Кат – удельные капитальные вложения в комплексную автоматизацию технологических процессов, тыс. руб./доб. скв.

Капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов (Кзав):

Кзавi = К'зав Nнi, (6.10) где К'зав – удельные капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов, тыс. руб./нагн. скв.;

Nнi – ввод нагнетательных скважин в i-ом году, скв.

Капитальные вложения в природоохранные мероприятия (Кохр) рассчиты ваются по формуле:

Кохрi = (Квосi + Кпоi) al, (6.11) где al – доля затрат в природоохранные мероприятия, доли ед.

Капитальные вложения в проектно-сметные и изыскательские работы включают:

- стоимость лицензий на добычу и разработку месторождения;

- стоимость проекта разработки месторождения;

- затраты на подсчёт запасов и утверждение их в ГКЗ.

Результаты расчёта капитальных вложений на бурение и нефтепромысло вое обустройство наклонно-направленной и горизонтальной скважин по Южно Низевому месторождению приведены в табл. 6.6.

Таблица 6.6 – Результаты расчёта капитальных вложений Наклонно-направленная скважина Горизонтальная скважина Сметная Сметная стоимость Сметная стоимость Сметная Показатели Глубина, Глубина, 1 м строи- стоимость, 1 м строи- стоимость, м м тельства, тыс. руб. тельства, тыс. руб.

тыс. руб. тыс. руб.

Сметная стоимость 2088 35,42 73956,96 3512 53,13 186592, строительства скважины Сметная стоимость 40000 нефтепромыслового обустройства Итого капитальных 113956,96 226592, вложений 6.2.2 Расчёт эксплуатационных затрат на добычу нефти В состав эксплуатационных затрат на добычу нефти входят:

- прямые (текущие) издержки;

- платежи и налоги, относимые на себестоимость нефти;

- ежегодные амортизационные отчисления;

- затраты на транспорт нефти до потребителя.

Текущие издержки включают в себя затраты на сырьё и основные мате риалы (плата за воду), вспомогательные материалы, затраты на топливо и энер гию, на основную и дополнительную заработную плату, прочие прямые затраты без учёта налогов.

Существует два основных подхода к расчёту текущих издержек:

- по калькуляционным статьям расходов;

- по экономическим элементам затрат.

В основу расчёта эксплуатационных затрат по Южно-Низевому ме сторождению принята калькуляция себестоимости добычи нефти по ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз».

Нормативы для расчёта эксплуатационных затрат приведены в табл. 6.7, а в табл. 6.8 приведены ставки налогов.

Таблица 6.7 – Эксплуатационные затраты на добычу нефти Статьи затрат Ед. измерения Значения Эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа:

- расходы на энергию по извлечению нефти в том числе: условно-переменные расходы руб./т жидкости 12, Условно-постоянные расходы тыс. руб./доб. скв.

- расходы по искусственному воздействию на пласт (без МПНП) в том числе: условно-переменные расходы руб./т жидкости 29, Условно-постоянные расходы тыс. руб./доб. скв. 441, - расходы по сбору и транспорту нефти и газа в том числе: условно-переменные расходы руб./т жидкости 7, Условно-постоянные расходы тыс. руб./доб. скв. 178, - расходы по технологической подготовке нефти в том числе: условно-переменные расходы руб./т нефти 75, Условно-постоянные расходы тыс. руб./доб. скв. 280, - расходы на содержание и эксплуатацию оборудования в том числе: условно-переменные расходы руб./т жидкости Условно-постоянные расходы тыс. руб./доб. скв. 1348, - цеховые расходы цехов добычи тыс. руб./доб. скв. 348, Таблица 6.8 – Нормативы налогов Нормативы на налоги, платежи Ед. измерения Значение Налог на добавленную стоимость % 18, Страховые взносы на обязательное социальное % 30, страхование Страховые тарифы в фонд страхования % 0, от несчастных случаев и профзаболеваний Налог в страховой фонд % 1, Налог на имущество предприятий % 2, Налог на прибыль % 20, Норма амортизации % 6, Цена 1 т нефти руб. 9516, Текущие затраты на добычу нефти в i-ом году рассчитываются по формуле:

Зтi = Зэi + Звi + Зсi + Зпi + Зэкспi + Зцi + ФЗПi, (6.12) где Звi – расходы по искусственному воздействию на пласт в i-ом году, тыс. руб.;

Зэi – расходы на энергию по извлечению нефти в i-ом году, тыс. руб.;

Зсi – расходы по сбору и транспорту нефти и газа в i-ом году, тыс. руб.;

Зпi – расходы по технологической подготовке нефти в i-ом году, тыс. руб.;

Зэкспi – расходы на содержание и эксплуатацию оборудования в i-ом году, тыс. руб.;

Зцi – цеховые расходы цехов добычи нефти и газа в i-ом году, тыс. руб.;

ФЗП – затраты на оплату труда в i-ом году, тыс. руб.

Расходы на энергию по извлечению нефти определяются по формуле:

Зэi = H э Qжi, (6.13) где H э – норматив затрат на энергию, руб./т;

Qжi – добыча жидкости в i-ом году, т.

Расходы по искусственному воздействию на пласт определяются по формуле:

Звi = Н в Qжi + З упв N i, (6.14) где Н в – условно-переменные затраты по искусственному воздействию на пласт, руб./т жидкости;

З упв – условно-постоянные затраты по искусственному воздействию на пласт в расчёте на скважину, тыс. руб.;

N i – количество скважин, введённых в i-ом году.

Расходы по сбору и транспорту нефти и газа определяются по формуле:

Зсi = Н с Qжi + З упc N i, (6.15) где Н с – условно-переменные затраты по сбору и транспорту нефти и газа, руб./т жидкости;

З упc – условно-постоянные затраты по сбору и транспорту нефти и газа в расчёте на скважину, тыс. руб.

Расходы по технологической подготовке нефти определяются по формуле:

Зпi = Н п Qнi + З упп N i, (6.16) Н п – условно-переменные затраты по подготовке нефти, руб./т нефти;

где З упп – условно-постоянные затраты по подготовке нефти в расчёте на скважину, тыс. руб.;

Qнi – добыча нефти в i-ом году, т.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования определяются по формуле:

Зэксi = З упэ N i, (6.17) где З упэ – затраты по содержанию и эксплуатации оборудования в расчёте на скважину, тыс. руб.

Цеховые расходы цехов по добыче нефти и газа определяются по формуле:

Зцi = З упц N i, (6.18) где З упц – затраты на цеховые расходы в расчёте на скважину, тыс. руб.

Среднегодовой фонд заработной платы определяется по формуле:

ФЗП = Ч уд ЗПсрг N i, (6.19) где ЗПсрг – среднегодовая зарплата одного работающего, тыс. руб.;

Ч уд – удельная численность персонала, чел.

В себестоимость добычи нефти включают такие налоги и платежи, как страховые взносы на обязательное социальное страхование, налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), выплаты в страховой фонд и в фонд обязатель ного социального страхования от несчастных случаев на производстве и про фессиональных заболеваний (ФСС).

В соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации приняты следующие налоговые ставки: страховые взносы – 30%, страховые тарифы в ФСС – 0,5%, отчисления в страховой фонд в размере 1% от выручки от реали зации без НДС.

Страховые взносы определяются по формуле:

ЗЕСН i = ФЗПi CТ н / 100, (6.20) где СTн – ставка страховых взносов, %.

Выплаты в страховой фонд определяются по формуле:

ЗСфi = ( Ц н Qнi НДС ) СТн /100, (6.21) где СТн – ставка налога в страховой фонд, %.

Сумма налога на добычу полезных ископаемых определяется по формуле:

Ц ЗНДПИi = СТ К Qнi, (6.22) где СТ – ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб./т;

Ц – цена 1 барреля нефти, долларов;

К – курс доллара, руб.

Выплаты в фонд обязательного социального страхования от несчастных случаев и профессиональных заболеваний определяются по формуле:

ЗФССi = ФЗПi CТн / 100, (6.23) где СТн – ставка страхового тарифа, %.

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

AО = Кi На / 100, (6.24) где Кi – капитальные вложения в i-ом году, тыс. руб.;

На – норма амортизационных отчислений, %.

Расчёт издержек на транспортировку нефти:

ЗТрi = CТ Qвi, (6.25) где СТ' – стоимость транспортировки 1 тонны нефти, руб./т.

Эксплуатационные затраты на добычу и транспорт нефти рассчитывают ся по формуле:

Зэксд i = Зналi + АОi + Зтi, (6.26) где Зналi – налоги, относимые на себестоимость добычи нефти в i-ом году;

АОi – амортизационные отчисления в i-ом году.

Результаты расчёта эксплуатационных затрат на добычу и транспорт неф ти представлены в табл. 6.9 и 6.10. Себестоимость добычи и транспорта 1 тон ны нефти на весь объём накопленной добычи для наклонно-направленной скважины составила 7147,5 руб., для горизонтальной скважины – 6767,6 руб.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.