Бизнес план оказания нефтесервисных услуг
Настоящий бизнес план рассчитан на инвестирование в оказание нефтесервисных услуг.
Цель разработки бизнес плана: для привлечения кредита;
Объем работы: 41 страница;
Горизонт бизнес планирования: 1 год.
Вышкомонтажные работы на сегодня являются одной из наиболее затратных статей при обустройстве скважин, по разным оценкам на их долю приходится около 7-10% затрат по скважине. Сегодня помимо российских игроков на отечественном рынке присутствуют и крупные мировые нефтесервисные компании. Так, на сегодня на долю «большой четверки» мировых нефтесервисных компаний в России приходится около 18% рынка и их доля постепенно увеличивается. Представляется, что санкции стран запада значительно повлияют на сложившуюся тенденцию и положительно отразятся на деятельности российских нефтесервисных компаний.
В рамках проекта предполагается оказание услуг по демонтажу, монтажу, передвижке, модернизации, транспортировке, ремонту, покраске и обслуживанию буровых установок.
Ведение деятельности предполагается на территории Ханты-Мансийского автономного округа и рассчитана на работу с крупнейшими нефтяными компаниями региона.
Расценки всегда индивидуальны и зависят от требований к бизнес-плану, предоплаты нет, в стоимость входит 4-месячное сопровождение проекта. Для уточнения цены звоните на 8 (908) 124-17-86 или пишете в мессенджерах и через форму сайта.
Источник
Нефтедобыча
Представляем Вашему вниманию проект «Нефтедобыча».
Бизнес-план разработан на основе фактических данных действующего предприятия.
В создании проекта принимали участие сотрудники высокой квалификации, с опытом работы в отрасли.
Бизнес-план соответствует международным и российским стандартам (UNIDO, TACIS, ЕБРР, МЭРТ РФ, Минфин, Минстрой, Минсельхоз) и достойно представит Ваш проект в российских и международных банках, а также государственных структурах всех уровней.
В случае необходимости, специалисты нашей компании в сжатые сроки внесут корректировки в финансовые расчеты и описательную часть проекта, с тем, чтобы обеспечить полное соответствие бизнес-плана Вашим параметрам.
Проект предоставляется в формате рабочих файлов, в которые можно самостоятельно или силами квалифицированных сотрудников вносить изменения: финансовой модели (на базе Excel) и файла Word (Powerpoint).
Основные параметры проекта:
Количественные показатели: Объем добычи — 60,2 тыс. тонн в год.
Объем инвестиций:
- в долларах 18 991 651
- в евро 13 988 347
- в рублях 485 364 000
Срок окупаемости проекта, лет: 8,0
Основные параметры документа
- Количество страниц – 47
- Количество графиков – 22
- Количество таблиц – 21
1.1 Цели и задачи проекта
Предлагается проект создания нефтегазодобывающего предприятия с правами недропользователя.
Основная схема проекта состоит в том, что на основании заявки в комитет недропользования в ХХХХ компания получает право ведения геологоразведочных работ на выбранном участке.
Полученный участок рекламируется среди потенциальных инвесторов. Производится исследование участка с использованием уникальной технологии «прямого поиска» (ВОГТ).
В случае открытия залежи нефти рыночная стоимость запасов категории С1 после защиты запасов в ЦКЗ (Центральной комиссии по запасам) будет составлять при цене 15 долларов за тонну запасов и при объёме запасов до 1 млн. тонн – 15 млн. долларов. Если объём запасов будет выше 1 млн. т., то и стоимость пропорционально поднимется.
Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:
- аренда земли;
- проверка технического состояния коммуникаций;
- выполнение работ по текущему ремонту;
- выполнение работ по проектированию;
- лицензирование деятельности и согласования;
- размещение заказа на изготовление оборудования;
- монтаж необходимых установок, хранилищ, а также нижнего слива;
- пуско-наладочные работы;
- начало добычи.
1.2 Конкурентное преимущество проекта
Конкурентное преимущество состоит в обладании технологией «прямого поиска» (ВОГТ) разуплотнённых объектов в баженовской свите и юрском горизонте. Этот подход позволяет при переобработке региональных сейсмопрофилей 2D выявлять потенциально нефтеносные структуры и закладывать на них бурение разведочных скважин на год ранее, чем с использованием стандартных технологий. Используя весь комплекс современных технологий, в том числе методику прямого поиска на базе сейсмических данных 2D, разработанную ЮНИИ ИТ, можно найти локальные объекты с разуплотнённой структурой в баженовской свите или юрском горизонте. С очень высокой вероятностью в разуплотнённых объектах баженовской свиты должна находиться нефть.
1.3 Финансирование проекта
Потребность в финансовых ресурсах и структура финансирования
Потребность в финансовых ресурсах по проекту составляет 207,2 млн. рублей.
Планируется, что финансирование настоящего проекта будет осуществляться:
- за счет собственных средств;
- за счет привлеченных средств.
Размер собственных средств составит 20,7 млн. рублей (10%).
Потребность в дополнительных денежных средствах составляет 186,4 млн. рублей.
Условия привлечения заемных средств
Для составления настоящего бизнес–плана были приняты следующие условия привлечения денежных средств: кредит предоставляется на 10 лет, на период: ХХХХ-ХХХХ г.г., процентная ставка по кредиту составит 15% годовых.
Привлечение кредита происходит поэтапно, в течение 4 лет: (ХХХХ-ХХХХ г.г.), в соответствии с календарным планом-графиком финансирования инвестиций.
Условия погашения заемных средств
На погашение кредита планируется направлять 85% свободного денежного потока после уплаты текущих расходов, налогов и процентов по кредиту, срок выплаты тела кредита составит около 6 лет: ХХХХ-ХХХХ г.г.
Погашение кредита планируется с ХХХХ г., траншами в среднем по 27,7 млн. рублей.
Погашение процентов по кредиту
На погашение кредита планируется направлять 85% свободного денежного потока после уплаты текущих расходов, налогов и процентов по кредиту, срок выплаты тела кредита составит около 6 лет: ХХХХ-ХХХХ г.г.
Погашение кредита планируется с ХХХХ г., траншами в среднем по 27,7 млн. рублей.
1.4 Показатели проекта
Экономическая эффективность проекта была подтверждена путем расчета традиционных финансовых показателей, используемых в проектном анализе.
Горизонт расчета проекта – 10 лет.
Таблица 1. Финансовые и инвестиционные показатели проекта
| № | Наименование показателя | Значение показателя |
|---|---|---|
| 1 | Горизонт расчета проекта, лет | 10 |
| 2 | Горизонт расчета проекта, мес. | 120 |
| 3 | Объем вложенного капитала в проект (LDC), тыс. рублей | 452 783 |
| 4 | Объем выручки за период проекта (SP), тыс. рублей | 5 459 278 |
| 5 | Средний остаток денеж. средств в квартал (ADB), тыс. рублей | 9 054 |
| 6 | Чистая прибыль за период проекта, тыс. рублей | 230 607 |
| 7 | Чистый доход (остаток денежных средств (NV)), тыс. рублей | 77 121 |
| 8 | Средняя рентабельность за период проекта | 4,2% |
| 9 | Ставка дисконтирования (DR), % | 5,5% |
| 10 | Чистый приведенный доход (NPV), тыс. рублей | 3 319 |
| 11 | Средняя норма рентабельности инвестиций (ARR) | 5,1% |
| 12 | Рентабельность вложенного капитала (ROI) | 50,9% |
| 13 | Индекс прибыльности (PI) | 1,01 |
| 14 | Внутренняя норма рентабельности (IRR) | 69,9% |
| 15 | Модифицированная вн. норма рентабельности (MIRR) | 22,2% |
| 16 | Срок окупаемости (PBP), мес. | 96 |
| 17 | Срок окупаемости (PBP), лет | 8 |
| 18 | Дисконтированный срок окупаемости (DPBP), мес. | 108 |
| 19 | Дисконтированный срок окупаемости (DPBP), лет | 9 |
1 ПЕРЕЧЕНЬ РИСУНКОВ И ТАБЛИЦ
1.1 Перечень таблиц
Таблица 1. Финансовые и инвестиционные показатели проекта
Таблица 2. Данные по добыче, реализации и экспорту нефти
Таблица 3. Сравнительные данные о добыче нефти в РФ и ведущих странах-экспортерах нефти
Таблица 4. Инвестиционный бюджет
Таблица 5. Календарный план
Таблица 6. Финансовый план
Таблица 7. Ввод персонала по годам
Таблица 8. Штатное расписание с окладами
Таблица 9. Рост общего фонда заработной платы по годам
Таблица 10. План добычи
Таблица 11. Динамика цен реализации
Таблица 12. План получения дохода
Таблица 13. Тарифы роста расходов на постоянные затраты
Таблица 14. Постоянные затраты
Таблица 15. Переменные затраты
Таблица 16. Налоги
Таблица 17. Анализ структуры затрат (по отношению к выручке)
Таблица 18. График получения и погашения кредита
Таблица 19. Финансовые и инвестиционные показатели проекта
Таблица 20. Влияние изменения отдельных параметров на показатели эффективности проекта
Таблица 21. Анализ чувствительности проекта
1.2 Перечень рисунков
Рисунок 1. Динамика добычи и экспорта нефти
Рисунок 2. Мировые цены на нефть, долл. за баррель
Рисунок 3. Спрос и предложение на рынке нефти
Рисунок 4. Соотношение прироста запасов и добычи нефти
Рисунок 5. Структура инвестиционных затрат
Рисунок 6. График финансирования инвестиционных затрат, тыс. рублей
Рисунок 7. График финансирования инвестиционных затрат, тыс. рублей
Рисунок 8. Выход на планируемые объемы добычи
Рисунок 9. Рост объемов производства продукции
Рисунок 10. Динамика выручки от реализации и прямых затрат, тыс. рублей
Рисунок 11. Структура постоянных затрат (к общему объему постоянных затрат)
Рисунок 12. Структура переменных затрат (к общему объему переменных затрат)
Рисунок 13. Структура налоговых выплат в сумме всех налогов (за период проекта)
Рисунок 14. Соотношение постоянных и переменных затрат к общему объему затрат
Рисунок 15. Структура распределения выручки от реализации на затраты и прибыль
Рисунок 16. Точка безубыточности без учета налоговой составляющей, тыс. рублей
Рисунок 17. Точка безубыточности с учетом налоговой составляющей, тыс. рублей
Рисунок 18. Точка безубыточности проекта в целом, тыс. рублей
Рисунок 19. Денежные потоки по привлечению и выплате кредитных средств, тыс. рублей
Рисунок 20. Выплата начисленных в текущем месяце процентов, тыс. рублей
Рисунок 21. Денежные потоки по проекту, тыс. рублей
Рисунок 22. Окупаемость проекта, тыс. рублей
Запрос на приобретение бизнес-плана «Нефтедобыча»
Источник
Миллионы из скважины: как стартапы зарабатывают на услугах для нефтяников
Axel: смотри, куда бурить
Прежде чем стать предпринимателем, Андрей Малюгин несколько лет проработал в крупных нефтесервисных компаниях Halliburton и Baker Hughes. Он отвечал за телеметрические системы, с помощью которых контролируется процесс бурения скважин. Малюгин обратил внимание, что на рынке нет относительно недорогого и качественного телеметрического оборудования: система от Schlumberger или Halliburton будет стоить от $1 млн, менее дорогие, APS Technology и General Electric, — от $400 тыс. Вместе с партнером Петром Шульгиным в 2012 году Малюгин основал компанию Axel MWD (от англ. measurement while drilling — «измерение в процессе бурения») и занялся разработкой прототипа.
Телеметрическая система Axel включает в себя наземное устройство — компьютер, к которому подключаются скважинные модули, обеспечивающие передачу данных с датчиков на поверхность. Обработанные на специальном программном обеспечении данные в конечном итоге появляются на компьютере инженеров буровой компании. Наземное устройство собирается преимущественно из импортных комплектующих: Малюгин признает, что в России большинство электронных компонентов просто не производится.
Расшифровка сигнала — один из самых проблемных моментов в телеметрии, однако наземный компьютер Axel хорошо справляется с задачей, утверждает Владимир Алексеев, директор самарской компании «Траектория-сервис», которая бурит для российских нефтяных компаний скважины с телеметрическим сопровождением и является одним из клиентов Axel. «Бывает, сигнал сбивается, ведь это буровая, там все шевелится, колышется, долото крутится, все это об забой стучит, вибрации идут, — рассказывает он РБК. — В Axel создали такое оборудование и программу, которые этот сигнал снизу принимают, причем сделали все очень удобно, легко и просто».
«На Западе поднять такую технологию с нуля было бы гораздо дороже», — считает Малюгин . По его словам, сделать свой продукт дешевле, чем у зарубежных конкурентов, ему удалось, во-первых, за счет более низкой стоимости труда российских инженеров и разработчиков, а во-вторых, за счет обновленного софта , который Малюгин разработал сам. «Электроника очень многих телеметрических систем была разработана в середине 1990- х годов, — объясняет предприниматель . — Сейчас элементная база изменилась, и у нас появилась возможность очень здорово обскакать эти разработки».
Вложенные в разработку Axel $50 тыс. (около 1,7 млн руб.) личных сбережений Малюгину и Шульгину удалось отбить уже на первом заказе. Летом 2013 года систему испытала канадская буровая компания Cougar Drilling Solutions на скважине в Ираке и полгода спустя сделала заказ на два аппарата. «Траектория-сервис» приобрела восемь комплектов и теперь с помощью них ведет работы на скважинах «Газпрома», «Роснефти», «Татнефти» и «Башнефти». По словам Алексеева, оборудование Axel обходится ему на 25–30% дешевле иностранных аналогов, а наземный компьютер Axel сочетается с разными типами телеметрических систем, представленных на российском рынке. «Теперь, если нам надо перебросить телесистему с одной скважины на другую, мы можем поменять только наземный прибор», — рассказывает глава «Траектории-сервис». По словам Малюгина, оборудование Axel позволяет сэкономить от двух до четырех часов бурения в сутки.
Цены на установку наземного блока Axel варьируются от $35 тыс. до $45 тыс. (1,7–2,5 млн руб.) в зависимости от модификации самого устройства и телеметрической системы, к которой оно будет подключаться. Создание полной телеметрической системы на скважине, по расчетам Axel, обойдется в $500 тыс. В 2014 году Axel продала 27 наземных устройств и шесть скважинных модулей в общей сложности почти на $1 млн (около 35 млн руб.). Клиентами, говорит Малюгин, стали канадская Phoenix Technology Services, казахская «Жигермунайсервис», голландская Transmark EDS, а также российские «Рекомгео» и «Башнефтегеофизика». Правда, в этом году продажи пока в несколько раз ниже, чем в прошлом, но Axel надеется отыграться во второй половине года. По словам за мдиректора компании Глеба Каташинского, компания нацелена на международную экспансию: она уже открыла офис в США и планирует продавать свое оборудование по всему миру.
«Геоптикс»: следи за скважиной
Предприниматель из Екатеринбурга Евгений Шароварин разработал систему непрерывного мониторинга нефтяных скважин с помощью оптоволоконных датчиков. В 2010 году вместе с партнером Андреем Комиссаровым он основал стартап «Геоптикс» и уже полтора года спустя начал продажи. «В скважине может произойти все, что угодно: вместо нефти вы можете начать добывать воду, может где-то вырваться газ, может возникнуть пробка из парафина или гидрата, — рассказывает Шароварин. — Все эти изменения так или иначе отражаются на температуре в скважине». Оптоволоконный кабель, опускаемый в скважину и подключаемый на поверхности к специальному оборудованию, передает информацию о температуре внутри скважины на сервера компании-заказчика, а специальная программа позволяет интерпретировать эти данные и быстро принимать меры. «В режиме реального времени инженеры будут знать состояние скважины и добывать углеводороды больше, дешевле, без аварий», — убеждает предприниматель.
Шароварин не первый год занимается бизнесом: в 2008 году он продал принадлежавшую ему «Группу компаний АСК», специализировавшуюся на автоматизации предприятий, московской LETA Group за 442 млн руб. Разработка «Геоптикс» потребовала около 80 млн руб. инвестиций, большую часть которых Шароварин взял из личных средств. Первым клиентом стартапа в 2013 году стала одна из дочерних компаний «Газпрома» (назвать компанию предприниматель отказался). «Конечно, они не сразу мне поверили, — говорит он. — Я сделал презентацию, показал зарубежные аналоги, прибор, который работает, — и всё». С тех пор «Геоптикс» оборудовала оптоволоконными датчиками более десятка нефтяных и газовых скважин «Газпрома» и «Газпром нефти» в Западной Сибири, рассказывает Шароварин. Общие продажи компании составили 50 мл н руб . По итогам 2015 года « Геоптикс » надеется заработать столько же, а весь рынок Шароварин оценивает в 5–7 млрд руб. в год.
Перспективы оптоволоконной технологии на российском рынке зависят от точной интерпретации данных, с которой многие компании до сих пор испытывают трудности, рассказал РБК заведующий кафедрой геофизики Физико-технического института Башкирского государственного университета Рим Валиуллин. Он неоднократно консультировал Шароварина, как интерпретировать полученные данные, а предприятие «НПФ ГеоТЭК» на основе кафедры подготовило для «Геоптикса» соответствующий софт. Рынок волоконно-оптических датчиков быстро развивается, и стартапам приходится конкурировать на нем с компаниями, уже много лет предлагающими услуги по бурению и эксплуатации скважин, например Halliburton и Schlumberger, считает предприниматель Евгений Фигура из компании «Лазер Солюшенс».
Шароварин уверен, что продукт «Геоптикс» выдержит конкуренцию за счет того, что он на 25–30% дешевле зарубежных аналогов в установке и эксплуатации, а также за счет гибкости предлагаемых решений. Снизить себестоимость производства компании удалось за счет более дешевого труда российских инженеров и разработчиков. Хотя покупные детали, по словам Шароварина, обходятся ему дороже, чем западным коллегам, из-за необходимости платить таможенные пошлины, разница на стоимости труда с лихвой это покрывает. «Это технология будущего, — уверен Шароварин . — Если сейчас ею оборудованы единичные скважины, то через десять лет каждая скважина будет мониториться в обязательном порядке».
Рынок на триллион
$166,6 млрд — объем мирового рынка нефтесервисных услуг в 2014 году
$25,9 млрд — объем российского рынка нефтесервисных услуг в 2014 году
65% российского рынка нефтесервисных услуг приходится на бурение
22,6 млн м скважин пробурено в России в 2014 году
3,2 км — средняя глубина нефтяных скважин в России
Источник: Deloitte, Markets and Markets, EDC.
«Газохим Техно»: не жги газ напрасно
Основатель и глава компании «Газохим Техно» Сергей Долинский — ученый-химик со стажем. Вместе с коллегами из Института органической химии РАН Владиславом Лукшо и Евгением Платоновым он более 12 лет занимался технологиями по получению синтетических моторных топлив. В результате появилось инженерное решение мини-GTL (от англ. gas to liquid) установок, перерабатывающих газ в жидкость.
Россия — мировой «чемпион» по сжиганию попутного нефтяного газа (ПНГ). Только в 2012 году, по оценкам WWF, в факелах над Сибирью сгорело свыше 17 млрд кубометров ПНГ. «Все объемы газа, которые существующими способами было возможно утилизировать, уже утилизированы (до 85%), — отмечает Долинский в интервью РБК. — Оставшиеся 15% — самые проблемные, как раз наша ниша».
Установка мини-GTL, разработанная «Газохим Техно», позволяет переработать «неликвидный» ПНГ в синтетическую нефть: она обладает почти такими же свойствами, что и минеральная. Это позволит нефтяным компаниям решить сразу две проблемы, объясняет Долинский: во-первых, снизить вред окружающей среде и сэкономить на выплате штрафов за сжигание ПНГ, во-вторых, увеличить нефтедобычу за счет полученной синтетической нефти.
На разработку прототипа установки Долинский и его партнеры потратили около 25 млн руб. В 2012 году компания «Газохим Техно» стала резидентом «Сколково». Фонд и группа «Аллтек» частного инвестора Дмитрия Босова пополам вложили в стартап 300 млн руб.
Сейчас компания планирует провести второй раунд инвестиций для строительства на одном из нефтяных месторождений в Коми первой мини-GTL, которая обойдется в $17 млн. Название месторождения в «Газохим Техно» не раскрывают до окончания экспертиз (экологической и по промышленной безопасности). По словам Долинского, компания подписала меморандумы о сотрудничестве еще с шестью нефтяными компаниями на переработку 2,3 млрд кубометров ПНГ в год. Окончательные коммерческие соглашения будут подписываться по результатам «пилота» в Коми — там установка должна заработать в 2017 году. Ориентировочная стоимость коммерческой мини-GTL — до $50 млн.
Пока что «Газохим Техно» зарабатывает на консультациях и подготовке проектов по утилизации ПНГ, что принесло ей в 2014 году 10 млн руб. выручки, а в текущем году должно принести уже 30 млн руб. По расчетам Долинского, при нынешнем объеме сжигаемого ПНГ в России нефтяным компаниям потребуется около 150–160 мини-GTL, чтобы полностью исключить сжигание попутного газа.
Установки мини-GTL имеют ряд недостатков, считает Кирилл Лятс, гендиректор компании «Метапроцесс» и бывший руководитель Долинского. По словам Лятса, синтетическая нефть отличается высоким содержанием парафинов, что усложняет ее транспортировку по обычному трубопроводу из-за риска возникновения парафиновых пробок. Кроме того, другие субпродукты, полученные в результате переработки газа, потребуют дополнительных затрат на логистику. «И газоподготовка, и дальнейшая переработка, без которых немыслимы продажи продукта GTL, удорожают проект и делают его непригодным для использования на месторождениях», — сказал он РБК. Но Долинский считает, что низкие цены на нефть заставят нефтяные компании задуматься о повышении эффективности добычи. «Если нефть продолжит дешеветь, а сумма штрафа за сжигание ПНГ останется прежней, вряд ли кто-то позволит себе закрыть на это глаза», — уверен предприниматель.
Источник