Снижение добывной способности скважин из-за загрязнения призабойной зоны пласта при проведении глушения солевым раствором, страница 2

З_д.д = 1825 * 200 * 0,46 = 167,9 тыс. руб.; (6.3.2)

Текущие затраты:

DU = 40 +167,9 = 207,9 тыс. руб.; (6.3.3)

Прирост выручки от реализации:

DВыр = 1825 * 740 = 1350,5 тыс. руб.; (6.3.4)

Прирост прибыли:

DПр = 1350,5 – 207,9 = 1142,6 тыс. руб.; (6.3.5)

Налог на прибыль:

DН_пр = (1142,6 * 0,3) = 342,78 тыс. руб.; (6.3.6)

Поток денежной наличности:

ПДН₁₉₉₈ = 1142,6 – 342,78 = 799,82 тыс. руб.; (6.3.7)

Накопленный поток денежной наличности:

НПДН₁₉₉₈ = 799,82 тыс.руб.; (6.3.8)

Коэффициент дисконтирования:

a = (1+0,1)^1-1 =1; (6.3.9)

Дисконтированный ПДН:

ДПДН₁₉₉₈ = 799,82 * 1 = 799,82 тыс. руб.; (6.3.10)

Чистая текущая стоимость:

ЧТС₁₉₉₈ = 799,82 тыс. руб. (6.3.11)

Внутренние нормы рентабельности проекта (ВНР) не рассчитываются, так как все значения ЧТС положительные.

Коэффициент отдачи капитала так же не рассчитываем, так как в моём проекте отсутствуют инвестиции.

Расчёт накопленного потока денежной наличности (НПДН) и чистой текущей стоимости (ЧТС) аналогичен и сведён в таблицу 6.1.

2. Прирост добычи тонн 1825 1825 1825 1825

3. Себестоимость 1 т нефти тыс. руб 0,2 0,2 0,2 0,2

4. Цена 1 т нефти тыс. руб 0,74 0,74 0,74 0,74

5. Стоимость проведения 1 меропр. тыс.руб. 40 0 0 0

6. Общая стоимость меропр. тыс. руб. 40 0 0 0

7. Затраты на доп. добычу тыс. руб. 167,9 167,9 167,9 167,9

8. Текущие затраты тыс. руб. 207,9 167,9 167,9 167,9

9. Прирост прибыли тыс. руб. 1142,6 1182,6 1182,6 1182,6

10. Налог на прибыль тыс. руб. 342,78 354,78 354,78 354,78

11. ПДН тыс. руб. 799,82 827,82 827,82 827,82

12. НПДН тыс. руб. 799,82 1627,64 2455,46 3283,28

13. Коэффициент дисконтир. 1 0,91 0,83 0,76

14. ДПДН тыс. руб. 799,82 753,31 687,09 629,14

15. ЧТС тыс. руб. 799,82 1553,1 2240,2 2869,3

16. Реализованная продукция тыс. руб. 1350,5 1350,5 1350,5 1350,5

1 2