Технико-экономическое обоснование эффективности разработки инвестиционного проекта в области нефтегазодобычи.

СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………....3ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ………………………………4Особенности проекта разработки нефтегазового месторождения..4Методика оценки экономической эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяных и газовых месторождений………………………11ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАЛИЗУЮЩЕЙ ПРОЕКТ ОРГАНИЗАЦИИ…………………………………………………………………..152.1. Краткая характеристика ПАО "Газпром Нефть"……………………152.2. Анализ финансово-хозяйственной деятельности ПАО "Газпром Нефть" за 2018-2020гг……………………………………………………………17ГЛАВА 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ ПРИЛАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ…………………………………….253.1. Технико-экономические показатели Приразломного месторожденияОценка эффективности инвестиционного проекта обустройства Приразломного нефтяного месторождения……………………………………..31ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………36СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………..39ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………………………………………………..42ВВЕДЕНИЕНефтяная и газовая промышленность РФ – одна из самых высокотехнологичных и развивающихся отраслей промышленности. Невозможно представить себе развитие отрасли и ее отдельных предприятий без осуществления инвестиционных проектов.Инвестиционный проект – это продуманный план действий, связанный с вложением финансовых и иных материальных средств в определенную деятельность с целью получить от этого прибыль. Для обоснования экономической целесообразности, объёма и сроков осуществления прямых инвестиций в определённый объект необходимо проведение серьезных экономических расчетов по проекту.Все вышесказанное и обуславливает актуальность темы исследования данного курсового проекта.Целью исследования является технико-экономическое обоснование эффективности разработки инвестиционного проекта в области нефтегазодобычи.Поставленная цель обуславливает выполнение следующих задач:изучить теоретические аспекты разработки нефтяных и газовых месторождений;исследовать деятельность реализующей проект организации ПАО «Газпром Нефть»;провести расчеты экономической эффективности инвестиционного проекта разработки Приразломного месторождения. Объектом исследования явилась реализующая проект нефтегазодобычи организация – ПАО «Газпром Нефть»Предметом исследования – проект реализации Приразломного месторождения.Структурно работа состоит из введения, трех глав и заключения.ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙОсобенности проекта разработки нефтегазового месторожденияНефтегазовые месторождения – это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, то есть структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта [11].Под разработкой нефтегазового месторождения понимается комплекс мероприятий и технологических процессов, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и других компонентов из недр для использования их в народном хозяйстве при оптимальных экономических показателях.Классификация нефтегазовых месторождений представлена в таблице 1.Таблица 1 - Классификация нефтегазовых месторожденийКлассификационный признакТипы месторожденийПо характеру залежейГазовые;Нефтяные;Газоконденсатные;Газонефтяные;Нефтегазовые;Нефтегазоконденсатные;Газоконденсатнонефтяные;Газогидратные.По величине пластового давленияНизкого (до 60 кг/кв. см.);Среднего (от 60 до 100 кг/кв. см.);Высокого (от 100 до 300 кг/кв. см.);Сверхвысокого (свыше 300 кг/кв. см.).По классу месторожденияУникальные (запасы нефти более 300 млн. т., запасы газа более 500 млрд. куб. м.);Крупнейшие (запасы нефти от 100 до 300 млн. т., запасы газа от 100 до 500 млрд. куб. м.);Крупные (запасы нефти от 30 до 100 млн. т., запасы газа от 30 до 100 млрд. куб. м.);Средние (запасы нефти от 10 до 30 млн. т., запасы газа от 10 до 30 млрд. куб. м.);Мелкие (запасы нефти менее 10 млн. т., запасы газа менее 10 млрд. куб. м.).Основная задача подготовки производства в нефтяной и газовой промышленности — обеспечение рациональных темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы, внутренних и экспортных потребностей в нефти, газе и продуктах их переработки.В результате подготовки производства по всем стадиям цикла разрабатываются проекты, которые реализуются в процессе проведения работ.Под «проектом» в широком смысле понимается замысел или план. В более узком смысле проект представляет собой комплект документов по созданию какого-либо сооружения, изделия или услуги, а также предварительный вариант какого-то документа.Промежуток времени между моментом разработки проекта и моментом его полной реализации называется жизненным циклом проекта или проектным циклом.В любом проекте выделяются три фазы (стадии):1) предварительная (анализ инвестиционных возможностей, предварительное технико-экономическое обснование и т.д.);2) инвестиционная (проектирование, строительство, маркетинг, обучение персонала и т.д.);3) эксплуатационная (приемка объекта, ввод в эксплуатацию, замена оборудования, расширение и т.д.).Все проекты, реализуемые в нефтяной и газовой промышленности, различаются по степени сложности принимаемых технико-экономических решений, масштабам, срокам реализации, числу участников и другим признакам.Одним из наиболее сложных процессов является проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений, которое осуществляют как головные отраслевые НИИ, так и региональные.При проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений должны применяться комплексные методы составления и обоснования схем и проектов, в основу которых заложен принцип рациональной эксплуатации невоспроизводимых природных ресурсов.Порядок проектирования и содержание основных разделов проекта устанавливаются «Регламентом по составлению схем и проектов разработки нефтяных и газовых месторождений».В проект включаются разделы, отражающие природно-геологические условия, технологические показатели разработки, даются характеристики техники и технологии добычи нефти, мероприятий по охране окружающей среды и социальной защищенности проекта (число создаваемых рабочих мест), устанавливаются эффективность и степень риска проекта (динамики выгод и затрат по годам реализации проекта, срок возмещения начального капитала, график достижения безубыточности и т.д.). При проектировании особенно важно определить эффективность проекта, оценить рискиСодержание проекта разработки нефтяного или газового месторождения представлено в таблице 2.Таблица 2 - Содержание проекта разработки нефтяного или газового месторожденияНаименование разделаСодержание раделаОбщие сведения о месторожденииМестоположение, природно-климатические условия, развитие инфраструктуры района, обеспеченность рабочей силой и т.д.Геологофизическая характеристика месторожденияГеологическое строение, физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газа, результаты гидродинамических исследований, продуктивная и энергетическая характеристика скважин и пластов, запасы углеводородов по категориямТехнологическая основа для проектированияРезультаты опытно-промышленной эксплуатации скважин, выделение эксплуатационных объектов по геологофизическим параметрам пластов, выбор расчетных вариантов разработкиМоделирование процесса разработкиОбоснование математических моделей, исходные данные для моделирования процесса разработки, адаптация моделей к реальным условиям разработки месторожденияУточнённая технологическая характеристика вариантов разработки Технологические показания разработки с учетом уточнения исходной информации, обоснование конечного коэффициента нефтегазоизвлечения, перечень мероприятий по контролю за процессом разработкиОрганизация и производство буровых работПорядок разбуривания месторождения, выбор варианта буровой техники, режимов бурения и т.д.Техника и технология добычи нефти и газаСпособы эксплуатации скважин, обоснование перевода скважин с одного способа эксплуатации на другой, подбор оборудования для добычи нефти и газа и т.д.Охрана недр, окружающей средыМероприятия по предупреждению преждевременной обводненности залежей, сокращению потерь нефти и газа, предупреждению открытых фонтанов при бурении скважин, мероприятия по охране водного и воздушного бассейнов и т.д.Социальная значимость проектаЧисло создаваемых рабочих мест, стоимость создания одного рабочего места, отдача одного рабочего места, перечень объектов социальной инфраструктуры, строительство которых предусмотрено в проекте и т.д.Эффективность проекта с позиций предприятия, его реализующего и с позиций национальной экономикиДинамика выгод и затрат по годам реализации проекта, чистая текущая стоимость проекта, внутренняя норма рентабельности, срок возмещения начального капитала, индекс доходности, динамика добавленной стоимости. Коэффициент капитала и т.д.Оценка риска проектаПостроение диаграммы чувствительности, графика достижения безубыточности, сценариев развития проекта и т.д.Системой разработки месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений по управлению процессом движения пластовых флюидов в направлении к добывающим скважинам и определяющих: объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин на площади месторождения; число резервных скважин; управление разработкой месторождения (ввод различных категорий скважин в эксплуатацию в определенном порядке; установление оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин; поддержание баланса пластовой энергии при извлечении углеводородов из залежи и т. д.); меры по охране недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Рациональная разработка нефтяных и газовых месторождений подразумевает получение заданной добычи нефти, газа и конденсата при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр и окружающей среды. Задача о рациональной разработке, месторождений является комплексной, решение ее базируется на методах промысловой геологии и геофизики, физики пласта, подземной гидро- и газодинамики, отраслевой экономики.Технический проект на строительство скважин состоит из разделов, отражающих географо-административные и природные, в том числе геологические, условия ведения работ, особенности применяемой техники и технологии, продолжительность строительства скважины, перечень работ, связанных с ее бурением и испытанием, требования к охране труда и окружающей среды и т.д. (таблица 3) [8]. Таблица 3. Содержание технического проекта на строительство скважины (группы скважин)Наименование разделаСодержание раделаОрография района ведения буровых работГеографо-административное описание района, природно-климатические условия, рельеф местности, наличие подъездных путей, источников водоснабжения и т.д.Геологическая часть (геолого-технический наряд)Геологические условия проводки скважин, наличие возможных осложнений, объем и интервалы отбора керна параметры бурового раствора и т.д.Промыслово-геофизическое исследование скважинОбоснование видов геофизических исследований скважин (ГИС) и объемов работ по каждому видуПодготовительные работы к строительствуПланировка площадей, подготовка площадки, строительство подъездных путей, линий электропередач, водопроводов, рытье траншей и т.п.Буровое оборудование, вышка, привышечные сооруженияОбоснование комплекта буровой установки, конструкции привышечных сооружений, мощности котельной и т.д.Технологические условия бурения и крепления скважинОбоснование нагрузок на инструмент, частоты его вращения, типов забойных двигателей, типоразмеров долот, расчеты колонн, высоты подъема и расхода цемента, числа цементировочных агрегатов и т.д.Испытание скважин на продуктивность (освоение нагнетательных скважин)Обоснование методов испытания (освоения), выбор оборудованияК техническому проекту обязательно прилагается сметы затрат на строительство скважин, которые определяются исходя из проектных объемов работ каждого вида и расценок за единицу этих работ.Смета состоит из 4 разделов:1. Подготовительные работы к строительству скважин.2. Строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования.3. Бурение и крепление скважин.4. Испытание скважин на продуктивность (освоение нагнетательных скважин).Проектно-сметная документация, разрабатываемая в процессе подготовки производства, является основанием для открытия финансирования работ по капитальному строительству объектов нефтяной и газовой промышленности, а также служит базой для составления стратегических и текущих планов развития предприятий, осуществляющих поиски и разведку месторождений, строительство скважин, объектов обустройства, добычу нефти и газа.Производственный процесс добычи нефти и газа представляет собой комплекс разнородных частичных производственных процессов:1) собственно добыча нефти и газа (извлечение из пласта на поверхность);2) сбор и утилизация попутного газа;3) комплексная подготовка нефти и газа;4) транспорт и хранение нефти;5) подземный ремонт скважин;6) наземный ремонт скважин и оборудования;7) капитальный ремонт скважин;8) нагнетание рабочего агента в пласт;9) исследование скважин и пластов;10) монтаж и демонтаж механического и энергетического оборудования.Процесс добычи нефти, газа и газоконденсата — это основной производственный процесс. Он связан с выполнением работ по рациональной разработке всего пласта и месторождения в целом в соответствии с проектом, а также обслуживания основного производства различными видами услуг и снабжения энергией, транспортом, ремонтом, материалами, инструментом.Подготовка нефти — заключительный этап в создании готового продукта (товарной нефти). От техники, технологии и организации подготовки нефти зависит качество реализуемой продукции. Обеспечение бесперебойности производственного процесса требует строгой, четкой ее организации и учета во времени.Основными критериями выбора варианта разработки нефтяного или газового месторождения на уровне предприятия являются показатели эффективности инвестиционного проекта, которые будут рассмотрены в следующем параграфе.Методика оценки экономической эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяных и газовых месторожденийДля экономической оценки эффективности разработки нефтегазового месторождения используют следующие показатели, на основе которых принимаются управленческие решения:размер капитальных вложений;эксплуатационные расходы;выручку от реализации;чистую прибыль;денежный поток;дисконтированный денежный поток;внутреннюю норму доходности;индекс доходности;срок окупаемости.Рассмотрим основные критерии оценки эффективности проекта разработки нефтяного или газового месторождения на уровне предприятия. Чистая приведенная стоимость, или дисконтированный денежный поток — это сумма прибыли от реализации и амортизационные отчисления, уменьшенные на величину инвестиций, направляемых на обустройство нефтегазового месторождения [10]:15182856985 (1) где NPV - чистая приведенная стоимость;t – год проектаN – расчетный период, годы; CFt – денежный поток за период t;IC – первоначальные вложения; i – ставка дисконтирования.Если NPV> 0, то проект следует принять.NPV = 0, то проект не прибыльный и не убыточный. NPV <0, проект убыточен и отвергается. Внутренняя норма прибыли представляет собой значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций и инвестиции таким образом окупаются [10]. (2)Внутренняя норма рентабельности, представляет собой то значение нормы дисконта, которое обращает ЧТС в нуль. В случае использования заемных средств для финансирования капитального строительства эту норму можно интерпретировать как максимально возможный процент за долгосрочный кредит банка.Определяемая таким образом норма возврата капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если показатель IRR равен или больше требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в данный проект оправданы.Предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже авансированного капитала (СС).Если IRR> CC, то проект следует принять.IRR = 0, то проект не прибыльный и не убыточный. IRR <0, проект отвергается.Индекс доходности PI – это относительный показатель, который характеризует эффективность инвестиций; это отношение отдачи капитала к размеру вложенного капитала. Для реальных инвестиций, осуществляемых в течение нескольких лет, критерий PI имеет исключительно важное значение. Он определяется отношением суммы денежного потока, приведённого к настоящей стоимости, к сумме инвестиционных затрат [10]: (3)где I0 - инвестиции предприятия в момент времени 0; i - ставка дисконтирования. Pk - сальдо накопленного потока.Логика критерия PI: если PI >1 – инвестиции доходны и приемлемы в соответствии с выбранной ставкой дисконтирования; PI <1,0 – инвестиции не способны генерировать требуемую ставку отдачи и неприемлемы; PI = 0 – проект не приносит ни прибыли, ни убытков, а поэтому должен пройти дополнительный анализ. Срок окупаемости – срок возмещения начального капитала, показывающий тот момент времени, когда будут возвращены все инвестиции и предприятие начнет получать дополнительный эффект. Каждый из этих критериев описывает эффективность проекта с различных точек зрения, имеет свои преимущества и недостатки, и поэтому только комплексное использование всей системы критериев позволяет снизить вероятность применения малоэффективного варианта проекта.Для оценки эффективности проектного решения на уровне национальной экономики также используется система критериев, одним из которых является доход общества, определяемый по формуле [10]: (5)где DCt — добавленная стоимость в году t, млн. руб.Добавленная стоимость вычисляется как разность между выручкой от реализации продукции и суммой материальных и приравненных к ним затрат и представляет собой сумму амортизационных отчислений, прибыли и заработной платы.Все эти критерии используются не только для оценки эффективности проектных решений в области разработки нефтяных и газовых месторождений, но и в области магистрального транспорта нефти и газа, нефтегазопереработки, нефтехимии, сбыта продуктов переработки, нефтегазового машиностроения, а также в других отраслях.Таким образом в первой главе рассмотрены теоретические аспекты разработки нефтяных и газовых месторождений выявлены особенности нефтегазовых проектов, рассмотрена система показателей эффективности инвестиционного проекта.ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАЛИЗУЮЩЕЙ ПРОЕКТ ОРГАНИЗАЦИИ2.1. Краткая характеристика ПАО "Газпром Нефть"ПАО  «Газпром Нефть» — российская вертикально-интегрированная  нефтяная компания. Основные виды деятельности — разведка и разработка месторождений нефти и газа, нефтепереработка, производство и реализация нефтепродуктов. Входит в ТОП-3 российских нефтяных компаний по объёмам добычи и переработки нефти, является одним из лидеров российской нефтяной индустрии по эффективности [15].ПАО «Газпром нефть» — первая компания, которая начала добычу нефти на российском шельфе Арктики [16].За 2020 год общий объём добычи углеводородов с учётом доли в совместных предприятиях «Газпром нефти» достиг 96,06 млн тонн нефтяного эквивалента, переработка — 40,39 млн тонн [16], объем реализованных нефтепродуктов через премиальные каналы сбыта — 23 млн тонн [17]. По итогам 2020 года чистая прибыль «Газпром нефти» составила 117,7 млрд рублей [18].Численность персонала предприятий «Газпром нефти» на 2020 составила 82,9 тысяч человек.[17]Штаб-квартира находится в Санкт-Петербурге.Основным владельцем «Газпром нефти» является российская газовая монополия «Газпром», которая контролирует 95,68% акций компании, остальные 4,32% находятся в свободном обращении.Руководители:председатель правления, генеральный директор — Александр Дюков,председатель совета директоров — Алексей Миллер.В структуру «Газпром нефти» входят более 70 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий в России, странах ближнего и дальнего зарубежья.По данным на февраль 2021 года суммарные запасы углеводородов «Газпром нефти» (с учётом доли в совместных предприятиях) категорий «доказанные» и «вероятные» (proved + probable – 2P) по международным стандартам SPE-PRMS составили 3,9 млрд тонн нефтяного эквивалента.[19]В 2020 году объём добычи компании сохранился на уровне 2019 года за счет газовых активов и составил 96 млн тонн нефтяного эквивалента [20]Более 60 % скважин, которые компания бурит на своих месторождениях, – высокотехнологичные. По этому показателю «Газпром нефть» занимает первое место среди российских нефтяных компаний [21].Ключевые проекты организации:Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямальском районе Ямало-Ненецкого АО в 30 км от побережья Обской губы. Извлекаемые запасы Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения по категории B1 и B2 составляют более 250 млн тонн нефти и конденсата и более 320 млрд кубометров газа. Полномасштабное эксплуатационное бурение на Новопортовском месторождении началось летом 2014 года. Новый сорт нефти, получивший название Novy Port [22], относится к категории лёгких с низким содержанием серы (около 0,1 %).Группа Мессояхских месторождений включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки. Это самые северные из разрабатываемых в России нефтяных месторождений на суше. Лицензии на оба блока принадлежат ЗАО « HYPERLINK "https://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%9C%D0%B5%D1%81%D1%81%D0%BE%D1%8F%D1%85%D0%B0%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%B3%D0%B0%D0%B7&action=edit&redlink=1" \o "Мессояханефтегаз (страница отсутствует)" Мессояханефтегаз», которое паритетно контролируют «Газпром нефть» и «Роснефть». «Газпром нефть» выполняет функции оператора проекта. Доказанные запасы С1+С2 Мессояхской группы составляют около 485 млн тонн нефти и газового конденсата, а также более 194 млрд кубометров природного и попутного газа.Проект «Сахалин». В 2017 году на шельфе Охотского моря было открыто месторождение «Нептун», одно из крупнейших на сахалинском шельфе. Его запасы составили 415 млн. тонн нефти по категориям С1+С2 [23]. В 2018 году открыто месторождение «Тритон», его запасы оцениваются более чем в 137 млн тонн нефтяного эквивалента. Планируется, что добыча в новом нефтедобывающем кластере на шельфе Сахалина начнется в 2025—2027 годах [23]. В 2019 году на территории месторождения «Нептун» впервые в России для сейсморазведки были использованы отечественные донные станции КРАБ [24]. Приразломное месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 55 км к северу от посёлка  HYPERLINK "https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%92%D0%B0%D1%80%D0%B0%D0%BD%D0%B4%D0%B5%D0%B9" \o "Варандей" Варандей и в 320 км к северо-востоку от Нарьян-Мара (река Печора). Глубина моря в районе месторождения составляет 19—20 метров [25]. Приразломное содержит более 70 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Лицензия на разработку принадлежит компании «Газпром нефть шельф» (дочернее общество «Газпром нефти»).2.2. Анализ финансово-хозяйственной деятельности ПАО "Газпром Нефть" за 2018-2020гг.Анализ финансового положения ПАО "Газпром Нефть" выполнен за три года (с 01.01.2018 по 31.12.2020 г.). Качественная оценка финансовых показателей ПАО "Газпром Нефть" выполнена с учетом принадлежности к отрасли нефтегазовой промышленности. Анализ как правило начинают с проведения горизонтального анализа бухгалтерского баланса (таблица 1 Приложения), который выявляет изменение статей баланса за определенный период времени [6].Активы ПАО "Газпром Нефть" за рассматриваемый период (с 31.12.2017 по 31.12.2020) увеличились на 381 269 216 тыс. руб. (на 24,1%). Это произошло в основном за счет роста внеоборотных активов предприятия на 41,5%, которые в свою очередь выросли в основном за счет роста основные средства (в 5.8 раз). Это свидетельствует о наращивании материально-технической базы предприятия, что способствует его укреплению и развитию. Предприятия также наращивает нематериальные активы, они выросли существенно в 1.2 раза. Вслед за основными средствами, выросли и оборотные активы, однако менее значительно, на 1.2%. Рост оборотных активов вызван в основном ростом запасов предприятия на 25.6%, что также свидетельствует о развитии предприятия и расширении сферы его деятельности, для чего, естественно требуются запасы сырья, материалов и проч. При этом рост денежных средств и краткосрочных финансовых вложений составил 4.6%. Также отмечается снижение дебиторской задолженности предприятия на 4.4%. Все вышесказанное характеризует положительное развитие предприятия.Рост активов предприятия естественно происходит за счет роста капитала. При этом собственный капитал вырос на +13,9%, а долгосрочные и краткосрочные обязательства на 38,3% и 18.4% соответственно. Отмечая увеличение активов, необходимо учесть, что собственный капитал увеличился в меньшей степени – на 13,9%. Отстающее увеличение собственного капитала относительно общего изменения активов является негативным показателем. Проведем вертикальный анализ бухгалтерского баланса ПАО "Газпром Нефть".Вертикальный анализ состоит в оценке структуры баланса в разрезе его статей (таблица 2 Приложения) [6].Из представленных в первой части таблицы данных видно, что на последний день анализируемого периода (31.12.2020) в активах организации доля текущих активов составляет 1/3, а внеоборотных средств – 2/3. Это характеризует структуру любого нефтегазового предприятия, где доля основных фондов по сравнению с оборотными средствами всегда велика и достигает в переработке 95%, а в добыче 98%. Это связано с высокой фондоемкостью предприятий нефтегазового сектора. В структуре 2020г также имеет место относительное увеличение основных активов по отношению к оборотным по сравнению с 2018г. Так в 2020г их отношение составило 64,7% к 35,3%, по сравнению с 56,8% к 43.2% в 2018г.Структура пассива баланса характеризуется сокращением доли собственного капитала на 2.1% в 2020г по сравнению с 2018г. и одновременным ростом доли долгосрочных обязательств с 34,2% до 38.1% в 2018г и 2020г соответственно. Доля краткосрочных обязательств снизилась на 1.8%. Это, как уже было отмечено выше, является негативным показателемНиже (рисунок 1) наглядно изображена структура активов ПАО "Газпром Нефть" в разрезе основных групп:Рисунок 1 - Структура активов ПАО "Газпром Нефть" в 2020г.Рост величины активов ПАО "Газпром Нефть" в 2020г. связан, главным образом, с ростом следующих позиций актива бухгалтерского баланса (в скобках указана доля изменения статьи в общей сумме всех положительно изменившихся статей):долгосрочные финансовые вложения – 64,2% (307 566 536 тыс. руб.)денежные средства и денежные эквиваленты – 19,5% (93 297 121 тыс. руб.)отложенные налоговые активы – 5,1% (24 668 365 тыс. руб.)Одновременно, в пассиве баланса наибольший прирост наблюдается по строкам:кредиторская задолженность – 39,8% (178 771 411 тыс. руб.)долгосрочные заемные средства – 30,2% (135 344 755 тыс. руб.)прочие долгосрочные обязательства – 16,1% (72 134 762 тыс. руб.)нераспределенная прибыль (непокрытый убыток) – 12,6% (56 752 290 тыс. руб.)Среди отрицательно изменившихся статей баланса ПАО "Газпром Нефть" в 2020г. можно выделить "краткосрочные финансовые вложения (за исключением денежных эквивалентов)" в активе и "краткосрочные заемные средства" в пассиве (-80 450 452 тыс. руб. и -67 530 886 тыс. руб. соответственно).Ниже на диаграмме представлена структура капитала ПАО "Газпром Нефть" в 2020г.Рисунок 2 - Структура капитала ПАО "Газпром Нефть" в 2020г.Собственный капитал ПАО "Газпром Нефть" на 31 декабря 2020 г. составил 465 383 602,0 тыс. руб., вместе с тем, на начало анализируемого периода собственный капитал организации был меньше – 408 690 401,0 тыс. руб., то есть имело место увеличение на 56 693 201,0 тыс. руб., или на 13,9%.В структуре капитала организации собственный капитал составляет 23,7%, долгосрочные обязательства - 38,1%, а краткосрочные обязательства – 38.2%.В таблице 3 Приложения приведены основные финансовые результаты деятельности ПАО "Газпром Нефть" в течение анализируемого периода.В течение анализируемого периода с 2018г. по 2020г. годовая выручка ПАО "Газпром Нефть" уменьшилась на 557 216 867 тыс. руб. и составила 1 512 791 785 тыс. руб.Убыток от продаж ПАО "Газпром Нефть" за последний год составил -34 944 167 тыс. руб. Финансовый результат от продаж в течение анализируемого периода уменьшился на 49 280 642 тыс. руб.Ниже на графике (рисунок 3) наглядно представлено изменение выручки и прибыли ПАО "Газпром Нефть" в течение всего анализируемого периода.Рисунок 3 - Динамика выручки и чистой прибыли ПАО "Газпром Нефть" в 2018-2020гг.Несмотря на падение выручки от реализации в течении всего периода 2018-2020гг., чистая прибыль ПАО "Газпром Нефть" в 2019г. была больше, чем в 2018г, но в 2020г несколько снизилась по сравнению с 2019г, тем не менее превышала уровень 2018г. Это было вызвано более медленными темпами роста расходов по обычным видам деятельности и ростом прочих доходов организации.Анализ рентабельности ПАО "Газпром Нефть" в 2018-2020гг. представлен в таблице 4.Таблица 4 - Анализ рентабельности ПАО "Газпром Нефть" в 2018-2020гг.Показатели рентабельностиЗначения показателя, %, Изменение 2020/20182018 г.2019 г.2020 г.коп.,± %1234561. Рентабельность продаж (величина прибыли от продаж в каждом рубле выручки). Нормальное значение для данной отрасли: не менее 4%.0,70,3-2,3-3↓2. Рентабельность продаж по EBIT (величина прибыли от продаж до уплаты процентов и налогов в каждом рубле выручки).6,414,413+6,6+101,83. Рентабельность продаж по чистой прибыли (величина чистой прибыли в каждом рубле выручки). Нормальное значение для данной отрасли: не менее 2%.4,411,710,7+6,3+146,7Cправочно:Прибыль от продаж на рубль, вложенный в производство и реализацию продукции (работ, услуг)0,70,3-2,3-3↓Коэффициент покрытия процентов к уплате (ICR), коэфф. Нормальное значение: не менее 1,5.2,85,14,5+1,7+60,1За 2020 год ПАО "Газпром Нефть" по обычным видам деятельности получила убыток в размере -2.3 копеек с каждого рубля выручки от реализации. Кроме того, имеет место падение рентабельности обычных видов деятельности по сравнению с данным показателем за 2018 год (-3 коп.).Показатель рентабельности, рассчитанный как отношение прибыли до процентов к уплате и налогообложения (EBIT) к выручке организации, в ПАО "Газпром Нефть" за 2020 год составил 13%. Это говорит о том, что в каждом рубле выручки ПАО "Газпром Нефть" содержалось 13 коп. прибыли до налогообложения и процентов к уплате.Динамика показателей рентабельности продаж ПАО "Газпром Нефть" в 2018-2020гг. представлена на рисунке 4.Рисунок 4 - Динамика показателей рентабельности продаж ПАО "Газпром Нефть" в 2018-2020гг.В течении всего периода рентабельности продаж снижалась и достигла в 2020г. отрицательного значения -2.3. Рентабельность продаж по EBIT в 2019г более чем в 2 раза превысила показатель 2018г., однако в 2020г. несколько снизилась, превышая все-таки уровень 2018г. Рентабельность продаж по чистой прибыли имела такую же динамику, как и предыдущий показатель.Таким образом во второй главе исследована деятельность крупной вертикально-интегрированной компании ПАО "Газпром Нефть", кратко рассмотрены основные проекты ПАО "Газпром Нефть" в области добычи полезных ископаемых. Среди показателей, положительно характеризующих финансовое положение и результаты деятельности организации, можно выделить следующие:чистые активы превышают уставный капитал, к тому же они увеличились за анализируемый период;рост прибыли до процентов к уплате и налогообложения (EBIT) на рубль выручки организации (+6.6 коп. к 6.4 коп. с рубля выручки за 2018 год).чистая прибыль составляет существенный процент от совокупной стоимости активов организации (8.7% за последний год);прибыль от финансово-хозяйственной деятельности за период 01.01–31.12.2020 составила 162 550 492 тыс. руб.Показатели финансового положения организации, имеющие неудовлетворительные значения:высокая зависимость организации от заемного капитала;отрицательная динамика рентабельности продаж;за 2020 год получен убыток от продаж (-34 944 167 тыс. руб.), причем наблюдалась отрицательная динамика по сравнению с предшествующим годом (-40 076 727 тыс. руб.).ГЛАВА 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ ПРИЛАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯТехнико-экономические показатели Приразломного месторожденияНефтяное месторождение Приразломное - единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России. Здесь добывается нефть нового российского сорта, получившая название ArcticOil (ARCO) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 года.Освоение месторождения ведётся с платформы "Приразломная". Платформа рассчитана для работы в экстремальных природно-климатических условиях. Она способна выдержать максимальные ледовые нагрузки и отвечает всем требованиям безопасности. В связи с небольшой глубиной моря в районе установки платформы принято решение ее установки непосредственно на дно. Бурение скважин происходит внутри платформы. Основание платформы является надежной преградой между скважиной и открытым морем. Специальное оборудование, установленное на скважинах, позволяет предотвратить выброс нефти или газа [10].Особенностями геологического строения месторождения «Приразломное», определяющими специфику его обустройства, являются:биокластический состав карбонатов;хорошая выдержанность по площади мощности основного продуктивного пласта и его петрофизических свойств;повышенные значения пористости и проницаемости коллекторов (и соответственно повышенной концентрации запасов) к центральной и южной частям месторождения;развитие вертикальной трещиноватости, преимущественно в северной части месторождения;увеличение отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной от центральной части месторождения к северной.Указанные особенности распределения нефтяной залежи позволяют сформулировать вывод о том, что технически и экономически выгодно месторождение разрабатывать с одной ледостойкой добывающей платформы. Используя сравнение эффективности различных вариантов платформы, выбор остановлен на стальной гравитационной платформе, строительство которой проводилось на российских предприятиях ВПК: "Севмашпредприятии" и "Звездочке" (Северодвинск, Архангельская область).Проектную мощность объекта определяют технологические системы подготовки и утилизации продукции скважин. Системы рассчитаны на работу с серосодержащим пластовым флюидом и получение товарной нефти для реализации. Добыча нефти производится с использованием пластового давления путем повторной закачки в пласт пластовой воды, дополненной определенным количеством балластной и морской воды.Мощность объекта характеризуется следующими показателями:добыча нефти, более 6000 тыс. т/год;добыча жидкости, более 8000 тыс. т/год;добыча нефтяного газа, около 300 млн. м3 /год;добыча пластовой воды, более 5000 тыс. т/год;закачка воды, более 9000 тыс. т/год;закачка балластной воды, более 7000 тыс. т/год;закачка морской воды, около 500 тыс. т/год;объем нефтехранилищ, более 100 тыс. м 3.На «Приразломном» организована непрерывная добыча нефти. После подготовки нефть подается в танки-хранилища и оттуда отгружается на танкеры. В соответствии с требованиями ТУ 39-1623- 93 добытая нефть проходит подготовку до уровня качества товарной нефти [4].Способ добычи нефти - механизированный с использованием погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН). Устья скважин соединены с общим манифольдом для направления скважинного флюида в замерной или эксплуатационный сепараторы. Устья скважин оборудованы фонтанной арматурой, рассчитанной на давление 21,0 МПа.Скважины оборудованы внутрискважинными клапанами-отсекателями. Определение производительности каждой отдельно взятой скважины производится через замерной сепаратор.Проектом предусмотрена обустройство двухступенчатой сепарация нефти. Автоматизированные трехфазные сепарационные установки I-ой и II-ой ступени сепарации обеспечивают: гашение пульсации двухфазного потока; сепарацию газа от жидкой части продукции; отделение нефти от свободной пластовой воды; сброс пластовой воды. На сепараторах происходит очистка от твердых примесей: песка, глины и прочих, вынесенных из скважины. После сепарации продукция разделяется на потоки:нефть с объемным содержанием воды до 10%;пластовая вода с максимальным содержанием нефти 1000 мг/л;газ.Продукция скважин от сепаратора второй ступени подается в электростатический коагулятор, где происходит дальнейшее отделение воды от нефти до уровня содержания ее в откачиваемом потоке нефти менее чем 0,5 % от объема. Из коагулятора нефть направляется в стриппинг-колонну, а отделяемая пластовая вода рециркуляционными насосами коагулятора направляется на вход сепаратора I ступени. Сероводород удаляется из нефти в стриппинг- колонне. Из стриппинг-колонны очищенная нефть через охладители насосом закачивается в танки-хранилища кессона.Нефть, поступающая от сепараторов, компримируется и используется для топлива. Излишки газа сжигаются на факеле высокого давления. После сепарации, сжатый газ обрабатывается на аминовом контакторе высокого давления с целью понижения содержания сероводорода. Очищенный газ частично поступает к потребителям топливного газа низкого давления:19 огневым подогревателям;дежурным горелкам факела;в коллекторы факельной установки для продувки.Остальной газ используется потребителями топливного газа высокого давления. Для этого он сжимается на компрессоре высокого давления до давления, принятого для топливных систем газовых турбин.Система балластной воды предназначена для поддержания давления в танках- хранилищах и постоянного их заполнения жидкостью, подпора насосов отгрузки нефти, а также предотвращения возникновения избыточного давления за счёт постоянного уровня в напорной емкости балластной воды. В режиме отгрузки нефть вытесняется балластной водой, которая самотеком поступает из напорной емкости балластной воды в танки-хранилища товарной нефти. По мере добычи нефти и ее подачи в танкеры, балластная вода откачивается из них в систему очистки нефтесодержащей воды, где она проходит очистку от твердых частиц, нефти и парафина, прежде чем поступить в систему закачки воды [38].Весь технологический процесс добычи нефти сопровождается добычей пластовой воды, утилизируемой через систему поддержания пластового давления. Дефицит ее для ППД восполняется использованием балластной и морской воды. Перед закачкой в продуктивный пласт вся вода проходит соответствующую подготовку: очищается от нефтепродуктов и твердых частиц,проходит деаэрацию и тонкую очистку (фильтрацию) с целью устранения 98 % твердых частиц величиной более 10 мк. На Приразломном нефтяном месторождении пробурено 36 скважин, из которых 19 добывающих, 16 нагнетательных горизонтальных скважин, одна скважина для закачки бурового шлама. Бурение производится с помощью бурового оборудования, установленного на платформе. Конструкции скважин разработаны в соответствии с требованиями действующих российских нормативных документов и специфических особенностей кустового бурения скважин с большими отходами от вертикали и горизонтальных скважин.Для утилизации газов (углеводородных газов/паров, не применяемых для выработки электрической и тепловой энергии) от технологического оборудования высокого и низкого давления предусмотрены факельные системы высокого и низкого давления соответственно. Факельные системы также используются в аварийных ситуациях и при продувке технологических линий и оборудования. В факельные системы сбрасывается газ от всех емкостей под давлением и систем, содержащих углеводороды. Сжигание потока газа с высоким содержанием сероводорода, поступающего из блока регенерации амина, проводится на отдельной линии.Поступающий от сепаратора первой ступени, замерного сепаратора и сепаратора второй ступени, попутный газ компримируется, очищается и поступает в систему топливного газа для использования в качестве топлива для генераторов, огневых нагревателей и других потребителей [13].По физико-химическим характеристикам товарная нефть платформы «Приразломная» подходит в качестве топлива для используемых на морской ледостойкой стационарной платформе огневых подогревателей. Подаваемая на огневые подогреватели нефть подогревается до температуры 56-57ºС и подаётся под давлением не менее 1800 кПа.Для обустройства снабжения платформы используются морские суда и вертолеты. Применены многофункциональные ледокольные суда «Юрий Топчев» и «Владислав Стрижев», осуществляющие бесперебойное материальное снабжение платформы. Установлена периодичность пополнения платформы запасами материалов для обеспечения автономного режима работы. Она составляет:60 суток - по технологическим запасам и горюче-смазочным материалам;40 суток - по расходным материалам для буровых работ;14 суток - по возобновляемым запасам жилого модуля.Обустройство станций шланговой погрузки обеспечивает передачу и прием шлангов различного назначения с морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная» на судно снабжения (МФЛС), а также погрузку сыпучих и жидких грузов с МФЛС на платформу и отгрузку с платформы на судно снабжения буровых сточных вод [7].Для вывоза нефти используются танкеры ледового класса, дедвейтом 70 тыс. т. Отгрузка осуществляется из нефтехранилища. Оборудование системы прямой загрузки танкера состоит из двух станций отгрузки, по одной на северо- восточном и юго-западном углах платформы. Вывоз нефти производится специализированной транспортной компанией. Во время эксплуатации платформы в непосредственной близости предусматривается нахождение дежурного судна (МФЛС), несущего аварийно-спасательную вахту. Смены вахт персонала будут производиться вертолетами типов МИ-8МТВ, МИ-171 ООО «Авиа- предприятие «Газпромавиа» из аэропорта Варандей. В летний период, при длительных туманах, возможна доставка вахт судами из порта Нарьян-Мар.Эксплуатация морской ледостойкой стационарной платформы предусмотрена с применением вахтового метода при круглогодичной работе в две смены: одна вахта находится на борту платформы, вторая вахта отдыхает на берегу. Режим работы на МЛСП организован с учетом специфики работы производства: круглосуточный - в 2 смены продолжительностью по 12 часов в сутки. Смена вахт - через 14 суток. Максимальная численность персонала при бурении скважин, пребывающего на МЛСП - 200 человек [14].Личный состава на МЛСП расположен в одно и двухместных каютах. На платформе имеется столовая, кают-компания, медицинский блок, кухня (камбуз), кладовые, холодильные камеры, буфетная, посудомоечная, прачечная, сушильная, гладильная, умывальные, душевые, туалетные. Помещения системы и устройства жилого модуля соответствуют всем требованиям санитарных правил для плавучих буровых установок.Оценка эффективности инвестиционного проекта обустройства Приразломного нефтяного месторожденияОценка технико-экономических показателей инвестиционного проекта обустройства Приразломного нефтяного месторождения начинается с анализа дисконтированного денежного потока. Определение дисконтированного денежного потока предполагает следующую схему расчета (рисунок 5).Определение чистого дисконтированного потокаОпределение чистого дисконтированного потокаПостроение денежного потока от проектаВыбор нормы дисконтированияПостроение денежного потока от проектаВыбор нормы дисконтированияРасчет выручки от реализации проектаРасчет затрат по проектуРасчет выручки от реализации проектаРасчет затрат по проектуРасчет эксплуатационных затратРасчет капитальных затратРасчет эксплуатационных затратРасчет капитальных затратРисунок 5 - Схема расчета чистого дисконтированного потокаИзвлекаемые запасы углеводородов по проекту оцениваются в 70 млн. т. Реализация проекта подразумевает, что период эксплуатации проекта (по оценке экспертов) может продолжаться 36 лет. Однако в рамках проекта горизонт расчета определен в 10 лет. За это время, как будет показано далее, проект окупается и приносит доход.Норма дисконтирования по проекту определена в 12% исходя из того, что ключевая ставка на сегодня составляет 6,75%, норма риска оценена в 5.25%.Расчет капитальных вложений происходит из показателей стоимости обустройства скважин, УКПГ, шлейфов, коллекторов, разработки инфраструктуры, коллектора-нефтепровода, прочих капиталовложений.Результаты расчетов сведены в таблицу 5.Таблица 5 - Капитальные вложения (тыс. руб.)ПоказателиГодВсего012Стоимость скважин18800000149760001597440049750400Стоимость УКПГ1600000080000001600000040000000Стоимость шлейфов7200007200007800002220000Стоимость коллекторов9600009600008000002720000Стоимостьразработки инфраструктуры16000008000007200003120000Затраты КС40000010000002000001600000Стоимостьпрочих капиталовложений1154400079368001034232029823120Итого500240003439280044816720129233520Результаты расчета эксплуатационных затрат: затрат на материалы, заработную плату, страховые взносы, энергию для платформы, на ремонт оборудования, амортизацию основных средств, сведены в таблицу 6.Таблица 6 – Эксплуатационные затраты (тыс. руб.)ПоказателиГод45678 и все последующие годыМатериалы 2200004400006600008800001100000ФОТ3819076370114560152750190940Социальные отчисления1528030550458206110076380Электроэнергия13455302691070403660053821406727680Амортизация86586408658640865864086586408658640Затраты на текущий ремонт7575201515040227256030360903787610Итого1103516013411670157881801817072020541250Расчет выручки от реализации (таблица 7) проведен исходя из объемов добычи нефти по годам. Добыча нефти начинается с третьего года реализации проекта. Начиная с восьмого года реализации объем добычи достигает 3,14 млн. тонн в год. Цена на нефть, заложенная в расчет, определяется как средневзвешенная за последние три года и составляет 60.5 долл. за баррель, что при переводе в рубли и тонны определяется как 31528.66 рублей за тонну.Таблица 7 – Выручка от реализацииПоказатель Год45678 и все последующие годыОбъем добычи нефти, тыс. т.6281256188425123140Выручка от реализации, тыс. руб.1980000039600000594000007920000099000000Более подробно расчет выручки от реализации, эксплуатационных затрат, прибыли до налогообложения и чистой прибыли представлены в таблице 4 Приложения. Расчеты произведены исходя из того, что на платформе действует специальный налоговый режим, а именно предприятие имеет льготу по налогу на имущество и НДПИ. Субсидия дается в целях обеспечения экономической жизнеспособности проекта, нежизнеспособного без ее предоставления. Приразломное месторождение становится экономически нежизнеспособным после уплаты всех налогов при внутренней норме доходности, равной лишь 4,5Расчет основных технико-экономических показателей и оценка эффективности инвестиционного проекта обустройства Приразломного нефтяного месторождения (таблица 5 Приложения) выявил следующее (таблица 8): Таблица 8 – Основные показатели эффективности проекта разработки Приразломного месторождения.Показатель Значение показателяОбъем капитальных вложений, млн. руб.129234Чистый дисконтированный доход, млн. руб.116164Индекс рентабельности инвестиций1,99Срок окупаемости проекта, месяцев95 Внутренняя норма доходности24.73Исходя из расчетов, представленных в таблице, все показатели свидетельствуют об эффективности проектаИтак, в третьей главе рассмотрены технико-экономические характеристики Приразломного месторождения, выявлено, что Нефтяное месторождение Приразломное – единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России. Здесь добывается нефть нового российского сорта, получившая название ArcticOil (ARCO).Проведен расчет экономической эффективности проекта, который показал, что:Объем капитальных вложений составил 129234 млн. руб. Чистый приведенный эффект (NPV) = 116164 млн руб., то есть. NPV> 0. Это означает, что проект принесет прибыль инвесторам. Индекс рентабельности инвестиций PI = 1,99, что говорит о том, что проект приносит прибыль 99 коп. на рубль затрат. Проект окупается на восьмой год от начала реализации. Срок окупаемости проекта (РР) =95 месяцев (7 лет 11 месяцев). В среднем по отрасли срок окупаемости составляет 7 лет. Внутренняя норма прибыли (IRR) = 24.73%. Величина внутренней нормы доходности больше стоимости капитала для компании. Таким образом, проект эффективен.ЗАКЛЮЧЕНИЕПроект обустройства Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря признан символом первенства России в промышленном освоении Арктики. Список достижений внушителен: отлаженная логистика в сверхжестких арктических условиях, более 2 млн. тонн добытой нефти, долгосрочные контракты с нефтеперерабатывающими заводами Северо-Западной Европы. В настоящем курсовом проекте исследовались экономические подходы к обоснованию варианта обустройства проекта нефтяного месторождения. Для достижения этой цели были поставлены и решены следующие задачи:изучены теоретические аспекты разработки нефтяных и газовых месторождений;исследована деятельность реализующей проект организации ПАО «Газпром Нефть»;проведен расчет экономической эффективности инвестиционного проекта разработки Приразломного месторождения. В первой главе рассмотрены теоретические аспекты разработки нефтяных и газовых месторождений выявлены особенности нефтегазовых проектов, рассмотрена система показателей эффективности инвестиционного проекта.Во второй главе исследована деятельность крупной вертикально-интегрированной компании ПАО "Газпром Нефть", кратко рассмотрены основные проекты ПАО "Газпром Нефть" в области добычи полезных ископаемых. Среди показателей, положительно характеризующих финансовое положение и результаты деятельности организации, можно выделить следующие:чистые активы превышают уставный капитал, к тому же они увеличились за анализируемый период;рост прибыли до процентов к уплате и налогообложения (EBIT) на рубль выручки организации (+6.6 коп. к 6.4 коп. с рубля выручки за 2018 год).чистая прибыль составляет существенный процент от совокупной стоимости активов организации (8.7% за последний год);прибыль от финансово-хозяйственной деятельности за период 01.01–31.12.2020 составила 162 550 492 тыс. руб.Показатели финансового положения организации, имеющие неудовлетворительные значения:высокая зависимость организации от заемного капитала;отрицательная динамика рентабельности продаж;за 2020 год получен убыток от продаж (-34 944 167 тыс. руб.), причем наблюдалась отрицательная динамика по сравнению с предшествующим годом (-40 076 727 тыс. руб.).В третьей главе рассмотрены технико-экономические характеристики Приразломного месторождения, выявлено, что Нефтяное месторождение Приразломное – единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России. Здесь добывается нефть нового российского сорта, получившая название ArcticOil (ARCO).Проведен расчет экономической эффективности проекта, который показал, что:Объем капитальных вложений составил 129234 млн. руб. Чистый приведенный эффект (NPV) = 116164 млн руб., то есть. NPV> 0. Это означает, что проект принесет прибыль инвесторам. Индекс рентабельности инвестиций PI = 1,99 что говорит о том, что проект приносит прибыль 99 коп. на рубль затрат. Проект окупается на восьмой год от начала реализации. Срок окупаемости проекта (РР) =95 месяцев (7 лет 11 месяцев). В среднем по отрасли срок окупаемости составляет 7 лет. Внутренняя норма прибыли (IRR) = 24.73%. Величина внутренней нормы доходности больше стоимости капитала для компании. Таким образом, проект эффективен.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВФедеральный закон «О недрах» от 03.03.95 г. № 27-ФЗФедеральный закон «О континентальном шельфе РФ» от 30.11.1995 г. №187- ФЗФедеральный закон от 31 июля 1998 г. N 155-ФЗ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации» (с изменениями от 22 апреля, 30 июня, 11 ноября 2003 г., 22 августа, 29 декабря 2004 г.)ГОСТ 17.5.1. 01-83 «Охрана природы. Рекультивация земель. Термины и определения» (введен в действие постановлением Госстандарта СССР от 13.12.1983 г. N 5854) // СПС ГАРАНТАмиян В. А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин, М.: Недра. 2012. – 279 с.Абдукаримов И.Т., Беспалов М.В. Финансово-экономический анализ хозяйственной деятельности коммерческих организаций: учебное пособие / И.Т. Абдукаримов, М.В.Беспалов - М.: Инфра-М, 2015. - 320 с.Артемьев В. Н., Ибрагимов Г. З., Иванов А. И. Инженерные расчеты при разработке нефтяных месторождений. Том 1. Скважина - промысловый сбор - ППД; Нефтегазтехнология АЛ - Москва, 2013. - 419 c.Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов; М.: Недра - Москва, 2013. - 365 c. Ионова А.Ф., Селезнева Н.Н. Финансовый анализ. Управление финансами: Учебное пособие, 2012. - 629с.. Итоги развития нефтяной и газовой промышленности / "Нефтяное хозяйство". Москва, 2013. - №6. - c. 76 - 77.Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ; М.: Недра - Москва, 2013. - 638 c.Тетельмин В.В., Язев В.А. Нефтегазовое дело: Полный курс: Учеб. пособ. / В.В.Тетельмин, В.А.Язев. – Долгопрудный: ИД «Интеллект», 2015. – 800с.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти; Альянс - Москва, 2013. - 452 c.Современное состояние нефтегазовой промышленности России" - Институт энергетической стратегии совместно с Центром изучения мировых энергетических рынков ИНЭИ РАН Сироткин С.А., Кельчевская Н. Р. Финансовый менеджмент на предприятии./М.Недра. 2015. – 277 сГазпром нефть" обошла "Сургутнефтегаз" и вошла в тройку призеров добычи нефти в России. "Интерфакс". (Дата обращения: 19 октября 2021.)Газпром нефть" в 2020 году незначительно снизила добычу углеводородов, ТАСС  2021). (Дата обращения: 19 октября 2021.)Газпром нефть" вкратце. Официальный сайт "Газпром нефти".(Дата обращения: 19 октября 2021.)Прибыль «Газпром нефти» в 2020 году снизилась более чем втрое, Ведомости (18 февраля 2021). (Дата обращения: 19 октября 2021.)Запасы углеводородов «Газпром нефти» выросли на 36%. Официальный сайт "Газпром нефти" (18 февраля 2021). (Дата обращения: 19 октября 2021.)Александр Дюков: «Мы всегда стремимся к большему», Нефтегазовая вертикаль. (Дата обращения: 19 октября 2021.)[https://www.gazprom-neft.ru/technologies/production/ Бурение высокотехнологичных скважин]. официальный сайт "Газпром нефти".(Дата обращения: 19 октября 2021.)"«Новый порт» увеличил добычу нефти в три раза" (недоступная ссылка). Дата обращения: 23 марта 2017. Архивировано 23 марта 2017 года. (Дата обращения: 19 октября 2021.)Ирина Салова. Нептун и Тритон сформируют нефтяной кластер на Сахалине, Коммерсант (13 декабря 2018). (Дата обращения: 19 октября 2021.)Д. Савосин. На шельфе Сахалина. Газпром нефть провела сейсморазведку с использованием отечественных донных станций КРАБ(Дата обращения: 19 октября 2021.)Приразломное нефтяное. Газпром. (Дата обращения: 19 октября 2021.)ПриложенияТаблица 1 - Горизонтальный анализ бухгалтерского баланса ПАО "Газпром Нефть" за 2018-2020гг.Показатель2018г.2019г.2020г.Изменение 2020/2018На начало годаНа конец годатыс. руб.± %1234567Актив1. Внеоборотные активы8995351889251177131091738 9011272565 071+373029883+41,5в том числе:основные средства1 032 3043 601 5943 352 4096 037 786+5 005 482+5,8 разанематериальные активы989 3732 370 0377 713 45118 968 555+17 979 182+19,2 раза2. Оборотные, всего684 933 499855 167 661659 265 117693 172 832+8 239 333+1,2в том числе:запасы27 677 32632 772 57637 802 81534 775 437+7 098 111+25,6дебиторская задолженность369 922 988462 205 534391 324 276353 814 811-16 108 177-4,4денежные средства и краткосрочные финансовые вложения276 593 994335 024 493220 793 574289 440 663+12 846 669+4,6Пассив1. Собственный капитал408 690 401332 136 118420 506 742465 383 602+56 693 201+13,92. Долгосрочные обязательства, всего542 058 713646 068 016661 519 696749 737 222+207678509+38,3в том числе:заемные средства541 651 314639 889 335645 650 185676 996 069+135344755+253. Краткосрочные обязательства*, всего633 719 573802 081 240668 977 580750 617 079+116897506+18,4в том числе:заемные средства305 779 437262 475 146217 755 313238 248 551-67530886-22,1Валюта баланса1584468687178028537417510040181965737903+381269216+24,1Таблица 2 - Структура баланса ПАО "Газпром Нефть"ПоказательЗначение показателяв тыс. руб.в % к валюте баланса31.12.201731.12.201831.12.201931.12.2020на началопериода(31.12.2017)на конецпериода(31.12.2020)1234567Актив1. Внеоборотные активы899 535 188925 117 7131 091 738 9011 272 565 07156,864,7в том числе:основные средства1 032 3043 601 5943 352 4096 037 7860,10,3нематериальные активы989 3732 370 0377 713 45118 968 5550,112. Оборотные, всего684 933 499855 167 661659 265 117693 172 83243,235,3в том числе:запасы27 677 32632 772 57637 802 81534 775 4371,71,8дебиторская задолженность369 922 988462 205 534391 324 276353 814 81123,318денежные средства и краткосрочные финансовые вложения276 593 994335 024 493220 793 574289 440 66317,514,7Пассив1. Собственный капитал408 690 401332 136 118420 506 742465 383 60225,823,72. Долгосрочные обязательства, всего542 058 713646 068 016661 519 696749 737 22234,238,1в том числе:заемные средства541 651 314639 889 335645 650 185676 996 06934,234,43. Краткосрочные обязательства*, всего633 719 573802 081 240668 977 580750 617 0794038,2в том числе:заемные средства305 779 437262 475 146217 755 313238 248 55119,312,1Валюта баланса1 584 468 6871 780 285 3741 751 004 0181 965 737 903100100Таблица 3 - Основные финансовые результаты деятельности ПАО "Газпром Нефть" в 2018-2020гг.ПоказательЗначение показателя, тыс. руб.Изменение 2020/2018Средне-годоваявеличина, тыс. руб.2018 г.2019 г.2020 г.тыс. руб.(гр.4 - гр.2)± %((4-2) : 2)12345671. Выручка207000865218098308911512791785-557216867-26,917975437762. Расходы по обычным видам деятельности205567217718046983311547735952-507936225-24,718027021533. Прибыль (убыток) от продаж  (1-2)14 336 4755132560-34 944 167-49 280 642↓-51583774. Прочие доходы и расходы, кроме процентов к уплате119087899255340148231 717 502112629603+94,62020485165. EBIT (прибыль до уплаты процентов и налогов) (3+4)133424374260472708196 773 335+63348961+47,51968901396. Проценты к уплате47 311 9805065883843 593 005-3 718 975-7,9471879417. Налог на прибыль, изменение налоговых активов и прочее4 059 69122529809 370 162+5 310 471+130,852276118. Чистая прибыль (убыток) (5-6+7)90 172 085212066850162 550 492+72378407+80,3154929809Изменение за период нераспределенной прибыли (непокрытого убытка) по данным бухгалтерского баланса (измен. стр. 1370)-76 527 91388 403 89144 876 312хххТаблица 4 – Расчет результатов проекта (тыс. руб.)Наименование статьиГод реализации проектаИтого3456789101112Объем реализации19800000396000005940000079200000990000000990000009900000099000000990000009900000085000000Эксплуатационные затратыМатериалы2200004400006600008800001100000110000011000001100000110000011000008800000ФОТ38190763701145601527501909401909401909401909401909401909401527510Страховые взносы152803055045820611007638076380763807638076380 76380611030Электроэнергия для платформы134553026910704036600538214067276806727680672768067276806727680672768053821420Затраты на текущий ремонт оборудования75752015150402272560303009037876103787610378761037876103787610378761030300870Амортизация ОС865864086586408658640865864086586408658640865864086586408658640865864086586400Итого эксплуатационные затраты11035160134116701578818018170720205412502054125020541250205412502054125020541250181653230Налогооблагаемая прибыль8764840261883304361182061035280 784587507845875078458750784587507845875078458750610352770Налог на прибыль17529705237670872236012207060156917501569175015691750156917501569175015691750122070560Чистая прибыль(Пt)7011870209506603488946048828220627670006276700062767000627670006276700062767000488282210Таблица 7 – Расчет чистого дисконтированного дохода (млн. руб.)ПоказательГоды реализации проектаИтого0123456789101112Капитальные вложения (Кt)500243439344817----------129234Чистая прибыь(Пt)---7012209513488948828627676276762767627676276762767488282Амортизация ОС---865986598659865986598659865986598659865986590Чистые денежные поступления(Пt+Аt)---15671296094361257487714267142671426714267142671426574872Денежный поток-50024-34393-4481715671296094361257487714267142671426714267142671426445700Коэффициент дисконтирования1.00000.89290.79720.71180.63550.56740.50660.45230.40390.36060.32200.28750.2567хЧистый дисконтированный доход -50024-30709-3572811155188172474729125323092884825757229972053518335116164Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом-50024-80733-116461-105306-86489-61742-3261730828540542977729497829116164х