Анализ мероприятий по вводу неэксплуатационных скважин из бездействия на предприятии НГДУ 'Нурлатнефть'

Содержание

Введение

Раздел 1. Геолого-техническая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

1.1 Краткая геологическая характеристика промысловых объектов ЦДНГ-3, Общие сведения о Пионерском месторождении

.2 Текущее состояние разработки Пионерского месторождения

.2.1 Состояние неэксплуатационных фондов, выполнение показателей по фонду скважин

1.3 Характеристика технологий вывода скважин ЦДНГ-3 из длительного бездействия и их технологическая эффективность

Раздел 2. Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

.1 Теоретические аспекты ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин. Российский и зарубежный опыт внедрения

.2 Организационная структура предприятия НГДУ "Нурлатнефть"

2.3 Характеристика основных ТЭП НГДУ « Нурлатнефть» за период 2006 - 2008 г.г

2.4 Программа энергоресурсосбережения

Раздел 3. Методические основы и анализ издержек производства НГДУ «Нурлатнефть»

3.1 Анализ динамики и структуры затрат на производство НГДУ «Нурлатнефть»

.2 Анализ себестоимости продукции по элементам затрат

3.3 Методика и анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

.3.1 Анализ динамики и структуры себестоимости нефти

.4 Методика и анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности

Раздел 4. Расчет экономической эффективности внедрения мероприятий по вводу в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

.1 Методики определения экономической эффективности от внедрения новой техники в нефтегазодобывающем управлении.

4.2 Расчёт экономического эффекта по проведённым мероприятиям ввода скважин из неэксплуатационного фонда.

.2.1 Расчет экономической эффективности по проведению ГРП.

4.2.2 Расчет экономической эффективности ввода добывающих скважин из длительного бездействия

.2.3 Расчёт экономической эффективности бурения бокового ствола

Глава 5. Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на технико-экономические показатели производства НГДУ «Нурлатнефть»

5.1 Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на себестоимость нефти.

.2 Влияние предложенных мер на точку безубыточности и зону безопасности.

5.3 Сопоставление основных ТЭП до и после внедрения мероприятий

Заключение

Список использованной литературы

Введение

«Татнефть» - это крупная нефтедобывающая компания России с полувековой историей. «Татнефть» добыла свыше 3 млд. тонн нефти и по сей день сохраняет за собой одну из лидирующих позиций в нефтяном секторе. Одним из структурных подразделений ОАО «Татнефть» является НГДУ «Нурлатнефть», которое является субъектом исследования

На балансе НГДУ «Нурлатнефть» находятся 28 нефтяных месторождений в 4-х административных районах Республики Татарстан. Управление имеет 1454 эксплуатационных скважин, 320 нагнетательных. Месторождения имеют сложное геологическое строение нефть трудноизвлекаемая и по своему химическому составу является высокосернистой, вязкой.

В 2008 году НГДУ «Нурлатнефть» достиг новых, более высоких показателей производственно-хозяйственной деятельности, являющихся основой устойчивого роста потенциала предприятия. НГДУ «Нурлатнефть» выполнил план по добыче нефти на 100,9%. В течение 2008 года сложилась благоприятная маркетинговая ситуация и цены на нефть были на достаточно высоком уровне.

Известно, что целью деятельности (предприятия) в современной экономике является получение прибыли. Именно при этом условии предприятие может стабильно существовать и обеспечивать себе основу для роста. Стабильная прибыль проявляется в виде дивиденда на вложенный капитал, способствует привлечению новых инвесторов и, следовательно, увеличению собственного капитала фирмы. Поэтому становится ясным интерес к проблемам прибыльности деятельности фирмы. Весьма важным аспектом данного вопроса является анализ структуры затрат и себестоимости добычи нефти, определение зоны безопасности и точки безубыточности предприятия. В связи с этим в настоящей работе изучены и просчитаны вышеназванные экономические аспекты деятельности НГДУ «Нурлатнефть»

НГДУ «Нурлатнефть» одно из немногих подразделений ОАО «Татнефть», кто не только не снизил план по добыче нефти за последние годы, но и неизменно увеличивает добычу углеводородов. Увеличению объемов добычи способствуют массово-внедряемые в производство новые разработки в области КРС и МУН пластов, новые технологии в добыче нефти, активное разбуривание месторождений, разрабатываемые управлением и конечно же, ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

1.  
Геолого-техническая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

1.1 Краткая геолого-техническая характеристика промысловых объектов ЦДНГ-3

Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) “Нурлатнефть” является структурным подразделением ОАО “Татнефть”, осуществляет добычу, переработку, перекачку собственной нефти, а также переработку и перекачку нефти добытой малыми нефтяными компаниями (МНК).

Месторождения НГДУ “Нурлатнефть расположены на землях Аксубаевского, Нурлатского, Черемшанского и частично Ново-Шешминского районов Республики Татарстан.

На территории деятельности НГДУ “Нурлатнефть” выявлено 22 месторождения нефти, из которых 10 находятся в промышленной разработке (Аксубаево-Мокшинское, Бурейкинское, Вишнево-Полянское, Ивашкино-Мало-Сульчинское, Ильмовское, Камышлинское, Кутушское, Нурлатское, Пионерское, Южно-Нурлатское, 3 месторождения введены в опытную эксплуатацию (Нижне-Нурлатское, Студеное, Южно-Сунчелеевское), 1 месторождение подготовлено к вводу в опытную эксплуатацию (Максат). Готовятся к вводу в опытную эксплуатацию 4 месторождения (Граничное, Казанское, Курманаевское, Щербеньское). 3 месторождения числятся в нераспределенном фонде “Геолкома” РТ (Курмышское, Краснооктябрьское, Сунчелеевское). Предстоит передача Искринского месторождения на баланс “Булгарнефть”. скважина бездействующий эксплуатация фонд

Климат района месторождений, как и во всем Татарстане, - умеренно-континентальный, с резкими сезонными колебаниями температур и недостаточной увлажненностью. Средняя температура в зимние месяцы составляет -11,4-13,5°С. В сильные морозы она падает до -35-40 С. Средняя летняя температура равна +17-19°С, в отдельные летние дни она поднимается до +30-35°С. Осадки в течение года выпадают неравномерно, среднегодовое их количество составляет 410-450 мм. Наибольшее их количество выпадает с апреля по октябрь, наименьшее - в ноябре - марте. Лето нередко бывает засушливым. Ветровые потоки определяются общим воздушным течением, характерным для востока Европы. Преобладающее направление ветров юго-западное, хотя по месяцам и временам года наблюдаются существенные отклонения от этого. Средняя скорость ветра составляет 4-5 м/сек.

Рельеф района месторождения отличается сглаженностью форм. Водораздельные пространства весьма широкие и спокойно, без значительного перепада абсолютных высот спускаются к водостокам рек. Склоны водоразделов - пологие, слабо всхолмленные, постепенно сливающиеся с долинами рек. Наивысшие абсолютные отметки, приуроченные к центральным частям водоразделов, достигают 160-170м. Наиболее низкие отметки составляют 93-95м и приурочены к долине рек.

Большая часть поверхности района месторождения занята пахотными землями. Почвы здесь в основном черноземные. Леса развиты кое-где по балкам, склоны оврагов иногда покрыты кустарником.

Для питьевых целей используются воды пермских (казанских) отложений, для технического водоснабжения - воды речек Большой Черемшан и Шешма.

Полезными ископаемыми, за исключением нефти, район месторождения весьма не богат. Месторождения строительных материалов (бутового камня, щебенки, силикатных глин, песка) весьма малы по запасам и по большей части выработаны для местных нужд.

Общие сведения о Пионерском месторождении

ЦДНГ-3 разрабатывает три нефтяных месторождения - Пионерское, Аксубаевское и Нурлатское. В данной работе рассмотрим мероприятия по вводу скважин из бездействия на примере Пионерского месторождения.

Пионерское нефтяное месторождение расположено в западном Закамье. В административном отношении оно находится на землях Нурлатского и Аксубаевского районов Татарстана. На территории месторождения расположены населенные пункты: Пионер, Красный Берег, Старое Мокшино, Ахматка, связанные между собой дорогами с гравийным покрытием.

В экономическом отношении район месторождения находится в благоприятных условиях с наличием рабочей силы, энергетической базы, путей сообщения и близостью к ряду месторождений, находящихся в разработке (Нурлатское, Аксубаево-Мокшинское, Вишнево-Полянское, Зюзеевское)

В 30 км к югу от месторождения расположена ближайшая железнодорожная станция - г. Нурлат. Транспортной водной магистралью является р. Кама. До пристани на реке Кама г. Чистополя - 63 км. Шоссейная дорога, связывающая города Нурлат и Чистополь, проходит в 5 км западнее месторождения. Эта дорога пригодна для транспорта в любое время года.

Энергоснабжение района осуществляется линиями электропередач от Заинской ГРЭС и Самарской ГЭС.

Водоснабжение района осуществляется за счет рек, протекающих по его территории. Для питьевых целей используются подземные воды пермских отложений.

На территории месторождения находится, непромышленные запасы строительных материалов. Наиболее крупные месторождения глин: Нурлатское, Карагульское, Верхнее-Нурлатское используются населением для хозяйственных нужд.

Климат района умеренно-континентальный с холодной зимой и относительно жарким летом.

Рельеф местности представляет собой слабо-всхолмленную равнину, рассеченную долинами рек Б.Сульча и Б.Черемшан с их притоками. Абсолютные отметки местности колеблются от 30 до 135 м. Поверхность района месторождения занята, в основном пахотными землями и только в южной его части имеются участки, покрытые лесом. Почвы преимущественно черноземные.

Сейсмичность района, определенная по карте сейсмического районирования, разработанной институтом физики Земли, составляет 4-5 баллов.

1.2 Текущее состояние разработки Пионерского месторождения

.2.1 Состояние неэксплуатационных фондов, выполнение показателей по фонду скважин

Неэксплуатационный фонд ЦДНГ-3 по Пионерскому месторождению на 01.01.2009 г. составлял 108 скважин. Благодаря проведенным мероприятиям по вводу скважин из бездействия за 2009, 2010 и 2011 г.г. были введены в эксплуатацию 51новые скважины.

В таблице 1.2. предоставлена добыча нефти по новым скважинам, введенным из неэксплуатационного фонда.

Таблица 1.2.

Добыча нефти по новым скважинам, введенным из неэксплуатационного фонда.

1.3 Характеристика технологий вывода скважин ЦДНГ-3 из длительного бездействия и их технологическая эффективность

На сегодняшний день одним из актуальных направлений в НГДУ «Нурлатнефть» является вывод добывающих скважин из бездействия. Работа геологической службы с неэксплуатационным фондом цеха в конечном итоге открывает большие перспективы разработки месторождений. Многие скважины, введенные в эксплуатацию из неработающего фонда своими показателями дали импульс к разбуриванию и вовлечению в активную разработку залежей, первооткрывателями которых они являлись. Активно ведется работа по методу гидроразрыва пластов. Нефтепромысловая практика показывает, что гидравлический разрыв пласта для терригенных коллекторов и гидрокислотный разрыв для карбонатных коллекторов являются одними из наиболее технологически и экономически эффективных методов повышения уровней добычи нефти и нефтеотдачи пластов. В результате проведения гидроразрыва пласта существенно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых зон и пропластков. В данном дипломном проекте эти мероприятия рассмотрены и даны следующие выводы:

1.      Метод гидроразрыва пластов. Экономический эффект от внедрения данного мероприятия Пионерского месторождения ЦДНГ-3 получается за счет дополнительной добычи нефти при использовании технологии. Проведенные экономические расчеты позволяют сделать вывод, что метод является эффективным. Чистая прибыль по мероприятию составила 78 754 рублей. Срок окупаемости составляет 1,91 года, что значит проект окупит свои затраты уже на втором году после начала его внедрения.

2.      Вывод добывающих скважин из длительного бездействия. Чистая прибыль от внедрения данного мероприятия за 2011 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 648524 рублей, индекс доходности инвестиций составил 1,87, что также доказывает высокую эффективность проекта.

Доля скважин, введенных в работу из неэксплуатационного фонда, в целом по цеху, может показаться, на первый взгляд, небольшой (11,3 % от фонда) и годовая добыча из этих скважин составляет лишь 6,7 % от общей добычи цеха. Однако если рассматривать эти показатели в количественном варианте, то выясняется, что работа данных скважин оказывает существенное влияние на деятельность не только ЦДНГ-3 но и НГДУ, в целом.

Так, за 2009 - 20011 годы по цеху было введено в эксплуатацию 51 неработающие скважины с суммарной среднегодовой добычей нефти порядка 45 - 48 тыс. тонн, что по меркам НГДУ сопоставимо с открытием, разбуриванием и вводом в эксплуатацию одного - двух небольших месторождений.

Работа геологической службы с неэксплуатационным фондом цеха в конечном итоге открывает большие перспективы разработки месторождений. Многие скважины, введенные в эксплуатацию из неработающего фонда своими показателями дали импульс к разбуриванию и вовлечению в активную разработку залежей, первооткрывателями которых они являлись.

Так на основании работы скв. 1068 в 2009 году было разбурено и введено в разработку Иргинское поднятие Пионерского месторождения; ввод в эксплуатацию скв. №№ 972 и 699 Богдашкинского поднятия Пионерского месторождения предопределил бурение эксплуатационных скважин в 2011 - 2012 годах. И таких примеров множество.

Работа с неэксплуатационным и нагнетательным фондом скважин в настоящее время весьма актуальна. Считаю, что необходимо постоянно анализировать существующие системы разработки месторождений, что позволяет, в свою очередь оптимально использовать пробуренный фонд скважин, рассматривать потенциальных кандидатов для ввода в эксплуатацию с учетом переинтерпретации геолого-геофизических данных, уточнения геологического строения и направления фильтрации пластовых флюидов с целью максимальной выработки запасов.

2.   Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

.1   Теоретические аспекты ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин. Российский и зарубежный опыт внедрения

Ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин проводится посредством применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В мировой практике существует корреляция между ценами на нефть и числом проектов по ГТМ: снижение цен на нефть приводит к сокращению числа проектов, и наоборот в это время усилия научных кадров концентрируются на выполнении поисковых, теоретических и лабораторных исследований, изучении разрабатываемых и вводимых в эксплуатацию месторождений с точки зрения наиболее оптимальных технологий для каждого из них. Это позволяет определить перспективу и сохранить научные кадры В период высоких цен на нефть возрастают число проектов ГТМ и объем научных исследований.

В мировой практике принято выделять 3 основные группы ГТМ: термические, газовые и химические.

Около 52% проектов - термические, успешность которых составляет 81,1%. В группе термических основная доля (85,57) приходилась на закачку пара с успешностью 83,1%.

Вторая большая группа ГТМ - это газовые (около 34%), успешность которых составляет 82,3%. В составе газовых методов 50% приходилось на закачку углеводородных с наиболее высокой эффективностью 89% и около 43% на закачку СО, с эффективностью 80%.

Наименьшая доля - чуть более 14% - от общего числа проектов ГТМ приходится на химические способы, в числе которых около 83% занимает полимерное заводнение. Общая эффективность химических методов составляет около 71%, в том числе полимерного заводнения - 73,2%.

В общем массиве данных упоминаются один успешный проект по применению поверхностно-активных веществ и единицы проектов по применению ПАВ и единицы проектов по микробиологическому воздействию.

Закономерности изменения во времени числа проектов по ГТМ и добычи нефти за счет них интересно проследить на примере США. Начиная с 1986 г. произошло сокращение числа проектов по всем трем ГТМ: катастрофически - по химическим, но весьма незначительно - по газовым. Несмотря на это, суммарная добыча нефти за счет ГТМ продолжает расти, главным образом за счет газовых методов. Поскольку в общей добыче доля за счет химических ГТМ весьма небольшая, ее резкое уменьшение не могло повлиять на общую картину. Рост общей добычи за счет ГТМ при сокращении числа проектов объясняется увеличением масштабов внедрения доказавших свою эффективность ГТМ: газовых и термических.

На основании приведенных данных можно утверждать, что в мире определены приоритетные ГТМ: это закачка пара, углеводородных газов и С02. Из химических методов наибольшая доля приходится на полимерное заводнение.

Существуют достаточно определенные закономерности: газовые методы предпочтительны для легких и маловязких нефтей, тепловые - преимущественно для нефтей более плотных и вязких, а химические применяются в широком диапазоне свойств. Тепловые методы в основном применяются для коллекторов с более высокими значениями проницаемости и пористости, а газовые - преимущественно для худших пластов. Химические методы занимают промежуточное положение.

Тепловые методы преимущественно применяются на небольших глубинах, газовые- на более глубоких залежах, а химические методы по глубинам также занимают промежуточное положение. При этом 85-95% успешных и обещающих быть успешными проектов оказываются именно в указанных интервалах параметров. Они могут быть приняты как критерии первичного выбора тех или иных ГТМ для конкретных месторождений.

Промышленные испытания ГТМ начались в США с начала 50-х годов прошлого столетия. С тех пор методы увеличения нефтеотдачи пластов за более чем 50-летний период изучения и реализации прошли через несколько этапов своего развития .

Первый этап охватывает период от начала испытания до начала 1970-х годов, когда изучались возможности применения и проводились опытно-промышленные работы на нефтяных месторождениях, составлялись и были начаты крупные проекты по внедрению в основном тепловых и газовых ГТМ.

Второй этап - от начала 70-х до середины 80-х годов прошлого столетия, когда нашли широкое применение ранее отработанные технологии и бурно развивались исследования по разработке и испытанию большого количества новых технологий. В этот период перспективы внедрения ГТМ представлялись весьма оптимистично. Масштабы их применения прогнозировались без видимых технологических и экономических осложнений. Основная концепция применения таких методов в те годы заключалась в стремлении получить максимальный технологический эффект.

Считалось, что высокие коэффициенты вытеснения нефти теплоносителем, химреагентом или различными газами, получаемыми в лабораторных условиях на физических моделях, могут обеспечить высокий технологический эффект при применении этих методов в реальных промысловых условиях. В этот период число действующих проектов выросло более чем в 5 раз - с менее 100 (в конце 1960-х) до 512 в 1985г. Этому в значительной степени способствовала тенденция роста цен на нефть на мировом рынке с 14-15 долл./т до 50-300 долл./т в начале 80-х годов. Делались весьма оптимистичные прогнозы о будущем ГТМ, которые находили поддержку на самых высоких уровнях.

Следующий этап связан с падением цен на нефть на мировом рынке до 110-130 долл./т. Ситуация на мировом рынке отразилась не только (и не столько) на текущем состоянии дел в области внедрения ГТМ, но и - что более важно- на стратегии развития этих методов. Если раньше приоритетными считались процессы, доказавшие свою технологическую эффективность, то в условиях низких цен на нефть основные усилия ученых и промышленников были переориентированы на снижение удельных затрат. Не случайно на всех последних мировых нефтяных конгрессах и международных нефтяных симпозиумах состояние развития новых методов и их перспективы рассматриваются, прежде всего, в контексте с уменьшением затрат и повышением их экономической эффективности. По мнению экспертов, минимальной, благоприятной ценой на нефть для начала внедрения этих процессов считается 20-23 долл./барр. (140-160 долл./т).

Компании по-разному искали пути выхода из кризиса, охватившего практически все сферы мирового нефтегазового бизнеса и приведшего к существенному сокращению активности в области внедрения ГТМ. Решения, принятые в те годы, оказались своевременными и радикальными. Они позволили не затормозить процесс изучения ГТМ и, главное, вселили в представителей компаний и научных кругов оптимизм.

Прежде всего была проведена переоценка приоритетных технологий. Дорогостоящие процессы, требующие огромных вложений на приобретение химреагентов, а также процессы, длительные во времени и дающие незначительный эффект (мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное и полимерное заводнение, внутрипластовое горение, закачка в пласт пара), были переориентированы на технологии воздействия не на весь пласт, а на ограниченную призабойную зону, дающие результат сравнительно быстро. Были Скрыты многие мелкие проекты. В других случаях проекты, реализуемые Разными компаниями на одном и том же месторождении, объединялись под Руководством одного оператора, что давало возможность высвобождения Дорогостоящего оборудования и более эффективного его использования.

Приоритетность внедрения ГТМ объясняется особенностями геологического строения месторождений, свойствами нефтей и ранее применяемыми.

Опыт показывает, что первоначальные радужные оценки применения тех или иных ГТМ оказываются при внедрении менее эффективными и более сложными, а физико-химические ГТМ годами проверены на практике. Для повышения эффекта от внедрения ГТМ от сегодняшней практики их стихийного применения в отрасли необходимо перейти к научно обоснованной единой программе, единой методике учета и отчетности дополнительной добычи за счет ГТМ, государственного контроля за разработкой и внедрением новейших ГТМ и увеличением нефтеизвлечения.

2.2 Организационная структура предприятия НГДУ "Нурлатнефть"

Под организационной структурой управления предприятием понимается состав (перечень) отделов, служб и подразделений в аппарате управления, системная их организация, характер соподчиненности друг другу и высшему органу управления фирмы, а также набор координационных и информационных связей, порядок распределения функций управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии.

В составе НГДУ "Нурлатнефть" находятся следующие основные структурные подразделения:

· цех по добыче нефти и газа - осуществляет эксплуатацию нефтяных скважин (по НГДУ «Нурлатнефть» - 4 ЦДНГ);

· цех по подготовки и перекачки нефти - осуществляет подготовку добытой ЦДНГ нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;

· цех капитального и подземного ремонта скважин - осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин;

· цех по поддержанию пластового давления - осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов.

Руководство и координацию деятельностью цехов и участков НГДУ осуществляет аппарат управления.

В составе аппарата управления функционируют нижеследующие отделы:

 - технологический отдел добычи нефти;

 - геологический отдел;

 - отдел разработки нефтяных месторождений

 - отдел кадров;

 - отдел организации оплаты труда;

 - планово-экономический отдел и др.

Цеха состоят из бригад по добыче нефти и газа, возглавляемых мастерами. Количество бригад устанавливается руководством объединения, исходя из условий и объема работы, возложенной на цех. Как правило, одна бригада обслуживает 80-100 скважин. В отдельных случаях, учитывая расположение скважин, рельеф местности и другие условия работы, допускается обслуживание одной бригадой меньшего количества скважин.

За цехом закрепляются для обслуживания и сохранения нефтяные, газовые и другие скважины (кроме нагнетательных), сооружения и коммуникации, непосредственно связанные с технологией добычи и внутри промыслового сбора нефти и газа (нефтяные емкости, не относящиеся к товарному парку, внутри промысловые нефтепроводы и газопроводы), производственные, бытовые и административные здания, а также основные фонды, предназначенные для культурно-бытового обслуживания работников цеха.

Все подземное и наземное оборудование скважин и технологические установки, непосредственно связанные с добычей и внутри промысловым c6opом нефти и газа, а также ремонтом скважин, закрепляются за базой производственного обслуживания НГДУ, центральными базами производственного обслуживания по ремонту и прокату нефтепромыслового оборудования, ремонту и прокату УЭЦН и передаются цеху в пользование.

Обеспечение цеха материально-техническими ресурсами, транспортными средствами, спецтехникой и связью возлагается на специализированные подразделения объединения и нефтегазодобывающего управления.

Осуществление всех видов ремонта и профилактического обслуживания скважин, оборудования, сооружений и коммуникаций, используемых цехом, возлагается на базу производственного обслуживания (БПО

Проведение промыслово-гидродинамических и геофизических исследований в скважинах, закрепленных за цехом, возлагается на промыслово-геофизические конторы и ЦНИПР.

Перекачка и подготовка нефти и газа, добываемых цехом, возлагается на цех подготовки и перекачке нефти (ЦППН) и газокомпрессорный (газовый) цех НГДУ или Управление по внутри промысловому сбору и использованию попутного нефтяного газа.

2.3 Характеристика основных ТЭП НГДУ « Нурлатнефть» за период с 2006 - 2008 гг

Повышение эффективности производства достигается, в первую очередь, совершенствованием работы предприятий и их производственно-хозяйственной деятельности.

Основными технико-экономическим показателями производственно-хозяйственной деятельности предприятия являются:

·   объем реализуемой продукции и ее качество,

·   производительность труда,

·   использование основных и оборотных средств,

·   нормы затрат материальных средств,

·   себестоимость продукции, прибыль и рентабельность предприятия.

Эта система должна объективно оценить основные результаты хозяйственной деятельности. Показатели применяются для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности и анализа.

В практике хозяйственной деятельности предприятия в настоящее время используются не только количественные (объемные) показатели его деятельности, но и качественные, которые позволяют оценить затраты материальных, трудовых и денежных ресурсов, связанных с выпуском того или иного объема продукции .

НГДУ «Нурлатнефть» на протяжении ряда лет удерживает добычу нефти на стабильном уровне за счет улучшения качества ремонтов, увеличения среднегодового действующего фонда скважин, оптимального режима работы скважин, оптимального режима работы пласта, оптимизации работы наземного и подземного оборудования.

Высокие цены на нефть на мировом рынке в 2008 году позволили управлению существенно укрепить свои производственные мощности, увеличить заработную плату, значительно расширить и выполнить все намеченные социальные программы.

Основные технико-экономические показатели деятельности НГДУ "Нурлатнефть» представлены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

Основные технико-экономические показатели работы НГДУ "Нурлатнефть" за 2006-2008 г.г.

Начнем с анализа производственной программы. В 2008 году план по добыче нефти был выполнен на 100,9 %. Годовой уровень добычи нефти в 2007 году по сравнению с 2007 годом увеличился на 20821 тн.

В то же время объем товарной нефти составил 101% от уровня 2007 года.

Сдача нефти в 2008 г. составила 2 008 460 тн., что на 57156 тн выше 2006г. и на 20432 тн выше 2007 года. Основное развитие добычи нефти связано с вводом новых скважин и их качественным ремонтом. В 2008г. введено в эксплуатацию 67 нефтяных и 27 нагнетательных скважин.

Коэффициент эксплуатации фонда скважин уменьшается до 97,9% в 2008г по сравнению с 2007 и на 97,1% в 2008 по сравнению с 2006г. Аналогичная динамика присуща коэффициенту использования фонда скважин. Это влечет за собой уменьшение среднесуточного дебита скважин по нефти в 2008 году на 0,1тн/сут по сравнению с 2007 годом и на 0,2 тн/сут с 2006 годом.

На рисунках 2.1. и 2.2. представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 3 года работы НГДУ «Нурлатнефть»

Рисунок 2.1. Динамика добычи жидкости за 2006-2008 г.г.

Добыча жидкости в 2008 г. составила 5884762 тн., что на 125298 тн больше, чем в 2007 году, и на 543587 тн выше уровня 2006 года. Выполнение плана по этому показателю составил в 2007 г. - 102,6%, в 2008 г. - 103,1%.

Рисунок 2.2. Динамика добычи нефти за 2006-2008 г.г.

В течение последних лет на фоне увеличения объемов добычи жидкости, добыча нефти постепенно снижается, что свидетельствует об увеличении степени обводненности скважин. Это наглядно иллюстрирует график 2.3.

 Рисунок 2.3. Динамика обводненности нефти за 2006-2008 г.г.

Среднегодовая стоимость основных фондов в 2006 г. составила 9137 млн.руб., в 2007 г. - 10002 млн.руб. и в 2008 г. - 12268 млн.руб. Отмечается тенденция к росту стоимости основных фондов. За период с 2006 г. по 2008 г. рост составил свыше 3 млрд.рублей.

Валовая продукция в 2006 составила 11055 млн.руб.; в 2007 г. -12781 млн.руб. и в 2008 г. - 14148 млн.руб. Таким образом в 2008 г. она составила 110,7% по сравнению с 2007 г. и - 127,9% по сравнению с 2006 г.

Такой рост валовой продукции вызван повышением цены на нефть на 108,6 % в 2008 по сравнению с 2007 г.

Одной из главных забот руководителей и специалистов НГДУ является создание условий труда и повышения производительности труда. В НГДУ "Нурлатнефть" она неизменно возрастает.

Среднесписочная численность всего персонала за 2007 г. составила 1097 чел., в 2006 г. - 1369 чел., что 272 чел. меньше. В 2008 г. среднесписочная численность всего персонала составила 941 чел., что ниже 2007 г. на 156 чел. Такое снижение произошло за счет вывода цехов непрофильных видов деятельности из состава НГДУ «Нурлатнефть» и продолжающейся оптимизации численности предприятия.

Годовой фонд заработной платы возрастает на протяжении 2006-2008 г.г., что связано с политикой повышения уровня зарплаты в ОАО "Татнефть". Это в свою очередь повлияло на среднемесячную заработную плату, которая по НГДУ составила в 2006 г.- 18110 руб., в 2007 г. - 21690 руб. В 2008 г. этот показатель составил 23946 руб. Все это говорит о целенаправленной мотивации труда работников управлением ОАО «Татнефть».

Затраты на производство товарной продукции росли следующим образом: в 2006 г. они составили 7029279 тыс.руб., в 2007 г. - 7855881 тыс.руб и в 2008 г. - 10156061 тыс.руб. Всего рост затрат за 3 года составил 3126782 тыс.руб.

В настоящее время назрела острая необходимость вплотную заняться вопросом регулирования разработки месторождений. В первую очередь увеличением капиталовложений на водоизоляционные работы и высокоэффективных технологий, ужесточения требований к качеству вскрытия и закачивания новых пробуренных скважин, что позволит ограничить отбор попутной воды и качественно регулировать закачку в системе ППД, более широкого применения методов нефтеотдачи пластов

В НГДУ "Нурлатнефть" постоянное внимание уделяется снижению издержек производства. Себестоимость 1 тонны добываемой нефти составила в 2007 г. - 3957 руб/тн., что на 44% выше 2006г., а в 2006 уже 5030 руб/тн. Себестоимость 1 тонны нефти ниже среднего показателя по ОАО «Татнефть».

На всех месторождениях ведется промышленная разработка бобриковского горизонта, который является объектом особого внимания. Практически все его основные запасы нефти введены в разработку, разбуренность отложений составляет от 54% (Пионерское) до 100% по остальным. Девонские отложения также полностью вовлечены в разработку и практически разбурены. В настоящее время вовлекаются в разработку залежи со значительно худшими геологическими характеристиками.

2.4 Программа стабилизации добычи нефти

Постоянному снижению издержек производства способствуют постоянные работы по программам стабилизации добычи нефти и "Энергоресурсосбережения". НГДУ «Нурлатнефть» не допускает превышение установленных норм расхода деэмульгаторов, удельных норм расхода электроэнергии, теплоэнергии, норм расхода котельно-печного топлива.

Ресурсоэффективность как одно из направлений повышения конкурентоспособности производства означает экономное использование всех традиционных средств, участвующих в процессе производства и воспроизводства экономической, технической и технологической, социальной жизни компании.

Согласно национальному стандарту РФ ГОСТ Р 52104−2003 «Ресурсосбережение. Термины и определения» под ресурсосбережением понимается «организационная, экономическая, техническая, научная, практическая и информационная деятельность, методы, процессы, комплекс организационно-технических мер и мероприятий, сопровождающих все стадии жизненного цикла объектов и направленных на рациональное использование и экономное расходование ресурсов».

Данным Стандартом рекомендуется руководствоваться при написании стандартов предприятий по ресурсосбережению группы компаний ОАО «Татнефть».

Данным Стандартом охвачены:

− энергетические ресурсы, в том числе:

− электроэнергия,

− котельно-печное топливо,

− теплоэнергия,

− горюче-смазочные материалы;

− материальные ресурсы, в том числе:

− металл,

− химические материалы;

− прочие материалы;

− природные ресурсы, в том числе:

− вода,

− нефть,

− газ попутный нефтяной;

− трудовые ресурсы.

Под экономией природных ресурсов понимается сокращение расхода либо рациональное использование природных ресурсов на технологические нужды. Например, сокращение факельного сжигания попутного нефтяного газа за счет использования его для производства электроэнергии, сокращение расхода технической воды за счет совершенствования технологии.

2.3.1 Основные термины и определения

 - Базовое потребление - абсолютная величина фактического производственного потребления ресурса за год, принятый за базовый. Величина базового потребления доводится ревизионно-статистической группой.

- Базовые показатели - показатели, экономические величины, принятые в качестве основы, базы сравнения, сопоставления с другими показателями.

- Вторичные ресурсы - материальные накопления сырья, веществ, материалов и продукции, образованные во всех видах производства и потребления, которые не могут быть использованы по прямому назначению, но потенциально пригодные для повторного использования в народном хозяйстве для получения сырья, изделий и/или энергии.

- Вторичный функциональный блок - функционально завершенная и автономно дееспособная часть утилизируемого объекта, пригодная для дальнейшего использования.

- Вторичный комплектующий элемент - автономный элемент, получаемый в результате демонтажа недееспособного узла, блока, прибора, агрегата, пригодный для дальнейшего использования.

- Внутренняя норма рентабельности (ВНР) - есть ставка дисконта, при которой чистая приведенная стоимость предполагаемых к получению в будущем наличных денежных средств равняется нулю.

- Геолого-технические мероприятия - мероприятия, направленные на повышение производительности добывающих и нагнетательных скважин.

- Дисконтирование денежных потоков - приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени.

- Индекс доходности (ИД) - отражает эффективность инвестиционного проекта.

- Инвестиции - средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество), вкладываемые в мероприятия с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта.

- Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы (ПИР) и другие затраты.

- Лимит - ограничение, предел, предельное количество или предельная норма.

- Материальная заинтересованность - совокупность экономических методов управления и приемов воздействия на работников, обеспечивающих побуждение их к определенному поведению в процессе труда для достижения целей организации.

- Норма - необходимое количество сырья, материалов, топлива, энергии, затрат труда (времени) и т.д. на изготовление единицы продукции (выполнение работ).

- Норматив материального поощрения - экономический показатель (в процентах), устанавливающий норму материального вознаграждения за экономию и рациональное использование ресурсов.

- Показатели премирования - установленные показатели количественного или качественного характера, при улучшении которых у работника создается повышенная материальная заинтересованность.

- Предприятия нефтяного сервиса ОАО «Татнефть» - группа компаний, образованных в процессе реструктуризации структурных подразделений ОАО «Татнефть», оказывающих услуги структурным подразделениям и дочерним обществам ОАО «Татнефть».

- Производственная группа «Татнефть» - группа, включающая в себя структурные подразделения и дочерние общества ОАО «Татнефть», а также предприятия, образованные в процессе реструктуризации структурных подразделений ОАО «Татнефть».

- Рациональное использование ресурсов (ресурсоэффективность) - достижение максимальной эффективности использования ресурсов в хозяйстве при существующем уровне развития техники и технологии с одновременным снижением негативного воздействия на окружающую среду.

- Ресурсосбережение - организационная, экономическая, техническая, научная, практическая и информационная деятельность, методы, процессы, комплекс организационно-технических мер и мероприятий,сопровождающих все стадии жизненного цикла объектов и направленных на рациональное использование и экономное расходование ресурсов.

Производство продукции должно выполняться с рациональным использованием и экономным расходованием всех видов ресурсов (вещества, энергии) при безопасном воздействии на человека и окружающую среду. Вопросы устойчивого развития регионов и страны в целом решаются сокращением потребления вещества и энергии, внедрением высоких технологий, экологическим управлением, социальным регулированием. Ресурсосбережение снижает объемы отходов, сбросов и выбросов, что в свою очередь уменьшает их негативное воздействие на человека и окружающую среду.

- Ресурсоемкость продукции - показатели материалоемкости и энергоемкости при изготовлении, ремонте и утилизации продукции. Ресурсоемкость определяет показатели ресурсопотребления и ресурсосбережения, включающие конструктивно-технологические свойства продукции (в том числе показатели, обусловливающие фактическое потребление материальных и энергетических ресурсов на стадии изготовления продукции).

- Ресурсосберегающая технология - технология, при которой потребление всех типов ресурсов сведено к рациональному (минимальному) уровню.

- Ресурсы - используемые и потенциальные источники удовлетворения потребностей общества. Ресурсы делятся на природные, материальные и трудовые.

- Себестоимость продукции - стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат на ее производство и реализацию.

- Скважина - вертикальная или наклонная горная выработка большой длины и малого поперечного сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли.

- Стандарт - нормативно-технический документ, устанавливающий единицы величин, термины и их определения, требования к продукции и производственным процессам, требования, обеспечивающие безопасность людей и сохранность материальных ценностей, и т.д.

- Тонна условного топлива - принятая при технико-экономических расчетах единица, служащая для сопоставления тепловой ценности различных видов органического топлива. При сжигании 1 тонны условного топлива выделяется 7 гигакалорий тепловой энергии.

- Трудовые ресурсы - экономически активное, трудоспособное население, часть населения, обладающая физическими и духовными способностями к участию в трудовой деятельности.

- Удельный расход ресурсов - затраты ресурса данного вида на производство единицы продукции (в натуральном или стоимостном выражении); определяется отношением затрат ресурсов определенного вида продукции к объему произведенной продукции.

- Услуга - продукция, работа, услуга.

- Чистый дисконтированный доход (ЧДД) - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период.

- Чистая текущая стоимость (ЧТС) - сумма текущих стоимостей всех спрогнозированных с учетом ставки дисконтирования, денежных потоков.

- Экономическая оценка ресурсосбережения - совокупность технико-экономических методов определения уровня экономии ресурсов в результате внедрения и осуществления ресурсосберегающих мероприятий в натуральном и стоимостном выражении.

- Энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии.

Раздел 3. Методические основы и анализ издержек производства НГДУ «Нурлатнефть»

.1 Анализ динамики и структуры затрат на производство НГДУ «Нурлатнефть»

Для эффективного управления издержками производства с целью их минимизации, что является важнейшим источником роста прибыли предприятия, особую роль играет систематическое определение и анализ структуры затрат на производство.

Затраты на производство промышленной продукции планируются и учитываются по первичным экономическим элементам и статьям расходов.

Группировка по первичным экономическим элементам позволяет разработать смету затрат на производство, в которой определяются общая потребность предприятия в материальных ресурсах, сумма амортизации основных фондов, затраты на оплату труда и прочие денежные расходы предприятия. На нефтедобывающем предприятии НГДУ «Нурлатнефть» группировка затрат на добычу производится по следующим экономическим элементам:

 - Сырье и основные материалы. Включаются расходы на приобретение сырья и материалов; запасных частей и расходных материалов, используемые для ремонта оборудования, инвентаря, комплектующих изделий и полуфабрикатов; топлива, воды и энергии всех видов; стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними организациями или индивидуальными предпринимателями.

- Расходы на оплату труда. Входят все начисления определенные по тарифным ставкам, должностным окладам, сдельным расценкам; начисления стимулирующего характера (все виды премий и поощрений) начисления стимулирующего и компенсирующего характера, связанные с режимом работы и условиями труда (за вредные условия труда, за разъездной характер работ, за работу в вечернее, ночное время); оплаты очередных и дополнительных отпусков; суммы платежей работодателей по договорам обязательного и добровольного страхования и прочие виды выплат.

Отчисления на социальные нужды осуществляется по определенным нормативам от фонда оплаты труда в пенсионный фонд, фонд социального страхования, фонд занятости, фонд обязательного медицинского страхования. Величина этих нормативов устанавливается в законодательном порядке, поэтому может пересматриваться.

 - Амортизация. Отражает величину амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов предприятия. Амортизация является накопительным источником, из которого впоследствии приобретаются основные фонды. При расчете амортизационных отчислений для целей налогообложения используют линейный и нелинейный методы расчета сумм амортизации.

- Прочие расходы. К ним относятся налоги и сборы; расходы на сертификацию продукции и услуг; командировочные; суммы комиссионных сборов и иных подобных расходов за выполненные сторонними организациями работы, расходы на оплату услуг по охране имущества, арендные (лизинговые) платежи; расходы на ремонт основных средств; расходы на НИОКР; затраты на обучение и переобучение кадров предприятия; расходы на обязательное и добровольное страхование имущества и другие расходы.

Управление текущими затратами подразумевает разработку и контроль за исполнение сметы затрат на производство. Это внутренняя процедура предприятия, которая позволяет не только контролировать общий уровень затрат и их динамику, но и сопоставлять их величину по структурным подразделениям и филиалам. Это называется оперативным учетом затрат предприятия. Оперативный учет является одним из самых действенных методов налаживания учета затрат на предприятии. Сегодня редко встречаются организации, где бы не акцентировалось внимание на внедрение оперативного (текущего) учета затрат

Соотношение отдельных экономических элементов в общих затратах определяет структуру затрат на производство.

Структура затрат на добычу нефти НГДУ «Нурлатнефть» в динамике 2007-2008 г.г. показана в табл.3.1

Таблица 3.1. Структура затрат НГДУ «Нурлатнефть» за 2007-2008гг.

Из приведенных в таблице данных видно, что фактические затраты в 2008 г. больше затрат по элементам предыдущего года на 1 297 791 тыс. руб. или 16 %. Такое повышение затрат могло быть вызвано различными причинами, среди которых:

повышение себестоимости;

увеличением объема производства.

Данные свидетельствуют о том, что производство нефтедобывающего предприятия «Нурлатнефть» является материалоемким, так как затраты сырья и основных материалов занимают наибольший удельный вес в общей сумме затрат. В 2007 году доля материальных затрат составила 25,9%, что на 4,6% больше чем в 2008 году. И хотя в современных условиях развития промышленного сектора, когда в нефтегазовый сектор все больше проникает автоматизация технологических процессов и растет удельный вес амортизации высокотехнологичного оборудования и зарплаты высококвалифицированных кадров, материальные затраты не сдают своих позиций, по-прежнему занимая наибольшую долю в структуре затрат. Следовательно, важнейшим направлением снижения затрат на производство будет поиск резервов по сокращению этих расходов. Как известно, главным источником экономии материалов является их рациональное использование.

На втором месте по объему в структуре затрат занимает доля амортизационных затрат, составляющих 7 % в 2007 и 7,2 % в 2008 году. Нефтедобывающая отрасль относится к фондоемким отраслям, вследствие высокой доли амортизации в общей структуре затрат. Для нее характерны высокая стоимость нефтяных скважин и сравнительно сжатые сроки их амортизации.

За рассматриваемый период удельный вес заработной платы производственных рабочих снизился на 1,1 %. Это сокращение связано со снижением трудоемкости на базе внедрения новой техники, совершенствованием технологии.

Отобразим динамику затрат на добычу на рис. 3.1

Рисунок 3.1 Динамика затрат на добычу НГДУ «Нурлатнефть» за 2007-2008 г.г.

Как наглядно показывает диаграмма, произошел рост по материалам, амортизации, прочих затрат, что связано в основном повышением цен на материалы, комплектующие, увеличением среднегодовой стоимости основных фондов, ростом тарифов на транспорт, энергию, цен на топливо и ГСМ. Снижение статьи затрат по заработной плате произошло в результате уменьшения фонда оплаты труда в связи со снижением численности, за счет проводимой на предприятии реструктуризации.

3.2 Анализ себестоимости продукции по элементам затрат

Группировка затрат по элементам затрат дает возможность видеть затраты по их месту и назначению, знать, во что обходится предприятию производство и реализация отдельных видов продукции. Планирование и учет себестоимости по статьям расходов необходимы для того, чтобы определить, под влиянием каких факторов сформировался данный уровень себестоимости, в каких направлениях нужно вести борьбу за ее снижение.

В промышленности применяется следующая номенклатура основных калькуляционных статей:

- сырье;

- материалы;

- покупные полуфабрикаты и комплектующие изделия;

- топливо и энергия на технологические цели;

- основная заработная плата производственных рабочих;

- дополнительная заработная плата производственных рабочих;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

- общепроизводственные (общецеховые) расходы;

- общехозяйственные (общезаводские, общефабричные) расходы;

- прочие расходы;

- расходы на сбыт (коммерческие).

Первые десять статей расходов образуют фабрично-заводскую себестоимость. Полная себестоимость складывается из фабрично-заводской себестоимости и внепроизводственных (в основном, сбытовых) расходов.

Расходы предприятий, включаемые в себестоимость продукции, делятся на прямые и косвенные;

К прямым расходам относятся затраты, непосредственно связанные с изготовлением продукции и учитываемые прямым путем по ее отдельным видам: стоимость основных материалов, топлива и энергии на технологические нужды, заработная плата основных производственных рабочих и др.

К косвенным расходам относятся затраты, которые невозможно или нецелесообразно прямо относить на себестоимость конкретных видов продукции: цеховые, общезаводские (общепроизводственные) расходы, расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

Обобщенная схема затрат на производство показана на рис.3.2

Рисунок 3.2 Общая схема классификации затрат на производство

Себестоимость отдельных видов продукции определяется путем составления калькуляций, в которых показывается величина затрат на производство и реализацию единицы продукции. Калькуляции составляются по статьям расходов, принятым в данной отрасли промышленности. Различают три вида калькуляций: плановую, нормативную и отчетную

В плановой калькуляции себестоимость определяется путем расчета затрат по отдельным статьям, а в нормативной - по действующим на данном предприятии нормам, и поэтому она, в отличие от плановой калькуляции пересматривается, как правило, ежемесячно, в связи с изменением нормативов.

Отчетная калькуляция составляется на основе данных бухгалтерского учета и показывает фактическую себестоимость изделия, благодаря чему становятся возможными проверка выполнения плана по себестоимости изделий и выявление отклонений от плана на отдельных участках производства.

Нормативный метод учета и калькуляции считается наиболее прогрессивным, поскольку позволяет осуществлять повседневный контроль над ходом производственного процесса, за выполнением заданий по снижению себестоимости продукции. В этом случае затраты на производство подразделяются на две части: затраты в пределах норм и отклонения от норм расхода. Все затраты в пределах норм учитываются без группировки, по отдельным заказам. Отклонения от установленных норм учитываются по их причинам и виновникам, что дает возможность оперативно анализировать причины отклонений, предупреждать их в процессе работы. При этом фактическая себестоимость изделий при нормативном методе учета определяется путем суммирования затрат по нормам и затрат в результате отклонений и изменений текущих нормативов.

Более широкое распространение как показатель получила себестоимость продукции по калькуляционным статьям. Учет по калькуляционным статьям позволяет определить целевое направление затрат и исчислить себестоимость отдельных видов и единицы продукции. При этом определяются такие показатели как заводская и полная себестоимость.

В следующем разделе будет проведен анализ себестоимости добычи нефти по элементам затрат через полный анализ структуры себестоимости добычи нефти НГДУ «Нурлатнефть». Такой анализ показывает, как изменилась их затрат в стоимости товарной продукции в динамике и по сравнению с прошлым годом, и какая наблюдается тенденция - роста или снижения. В процессе последующего анализа выясняются причины, вызвавшие абсолютные и относительные изменения затрат.

3.3 Методика и анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

.3.1 Анализ динамики и структуры себестоимости нефти

Калькуляция себестоимости на каждом предприятии имеет свои особенности и составляется в соответствии со спецификой производства. Для анализа по каждой статье калькуляции определяется абсолютное отклонение. Затем определяют влияние объема и структуры производства на изменение полной себестоимости и выявляют экономию или перерасход по каждой статье.

На анализируемом предприятии НГДУ «Нурлатнефть» структура себестоимости представлена следующими калькуляционными статьями (табл. 3.3)

Таблица 3.3. Анализ динамики и структуры себестоимости нефти за 2007-2008 г.г.

Как показывает динамика затраты на энергию по извлечению нефти снизились на 987 тыс.руб., их доля в структуре уменьшилась на 0,37%. Это обусловлено эффективным внедрением программы энергосбережения на предприятии.

Расходы на искусственное воздействие на пласт возросли на 16953 тыс.руб., однако их доля в структуре себестоимости снизилась на 0,89%. В последние годы в связи с возрастающей трудностью извлечения нефти огромное значение в НГДУ «Нурлатнефть» придается методам увеличения нефтеотдачи пластов в системе поддержания пластового давления. Поэтому следует и в дальнейшем ожидать рост затрат по этой статье калькуляции.

Статьи 3-4 позволяют определить затраты на основную и дополнительную заработную плату производственных рабочих и отчисления на социальные мероприятия в соответствующие фонды. Для определения основной и дополнительной заработной платы используют данные о фонде оплаты труда, имеющиеся на каждом предприятии. Что касается анализируемого предприятия, в отчетном (2008) году совокупный удельный вес этих статей в полной себестоимости составил 0,35 %, и по сравнению с прошлым годом существенно не изменился, что свидетельствует о стабильном уровне дохода работников предприятия, что свидетельствует также рост заработной платы на 1557 тыс.руб. за 2008 год.

По статье «амортизация скважин» также наблюдается рост на 71 225 тыс.руб, что обусловлено увеличением среднегодового действующего фонда скважин.

Особое внимание при анализе полной себестоимости уделяется комплексным статьям. К ним относятся: расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (РСЭО), общепроизводственные и общехозяйственные расходы. Анализ этих расходов производится путем сравнения фактических их величин с прошлым уровнем прошедшего периода. Такое сопоставление показывает, как изменилась их доля в стоимости товарной продукции в динамике и по сравнению с прошлым годом, и какая наблюдается тенденция - роста или снижения. В процессе последующего анализа выясняются причины, вызвавшие абсолютные и относительные изменения затрат.

В таблице 3.4. показан состав расходов на содержание и эксплуатацию оборудования.

Таблица 3.4. Состав расходов на содержание и эксплуатацию оборудования (РСЭО), тыс.руб.

Итак, данные свидетельствуют о том, что в 2008 г. РСЭО превысили этот показатель 2007г. на 317 546 тыс. руб, что составляет 29% рост относительно 2007 года.

Рассмотрим каждую статью по отдельности.

По статье «Затраты на полное восстановление и капитальный ремонт» достигнуто превышение в размере 97 582 тыс. руб. Отклонение может быть вызвано изменением срока ввода в эксплуатацию новых объектов и коэффициента сменности.

Расходы на текущий ремонт оборудования и транспортных средств снизились на 52 677 тыс. руб.

По статье «Расходы на внутризаводское перемещение грузов» экономия в сумме 953 тыс. руб. образовался со значительным снижением перевозок между цехами, в связи с выводом непрофильных цехов из состава НГДУ «Нурлатнефть»

Наибольший перерасход наблюдается по статье «Прочие» затраты. Это объясняется, прежде всего изготовлением дополнительных инструментов для подразделений предприятия. В некоторых случаях, это увеличение может быть связано также с неправильной организацией эксплуатации, восстановления инструмента либо небрежного, бесхозяйственного отношения. Перерасход, вызванный ростом объема работ из-за бесхозяйственности, а также из-за превышения норм затрат является неоправданным, поэтому, и устранение причин его возникновения - резерв снижения себестоимости продукции.

Проведем анализ цеховых (общепроизводственных расходов).

Анализ этих расходов имеет большое значение, так как они занимают большой удельный вес в себестоимости продукции. Для их анализа по каждой статье выявляются абсолютные и относительные отклонения от предыдущего года и их причины.

В процессе анализа должны быть выявлены непроизводительные затраты, потери от бесхозяйственности и излишеств, которые можно рассматривать как неиспользованные резервы снижения себестоимости. Непроизводительными затратами следует считать потери от порчи и недостачи сырья и готовой продукции, оплату простоев по вине предприятия, доплаты. На анализируемом предприятии эти расходы представлены следующими статьями (табл. 3.5)

Таблица 3.5

Анализ общепроизводственных (ОПР) и общехозяйственных расходов

В таблице приведен результат постатейного анализа общепроизводственных и общехозяйственных расходов. По общепроизводственным расходам предприятие в целом получило экономию в размере 37745 тыс. руб.

По общехозяйственным расходам допущен перерасход на сумму 22340 тыс.руб.

В статье «Прочие общехозяйственные расходы» наблюдается экономия в сумме 8483тыс. руб., что является хорошим показателем, так как это результат экономного ведения работ. К тому же в составе общехозяйственных расходов специально выделены непроизводительные расходы, вызываемые бесхозяйственностью, недостатками в организации производства и учета ТМЦ. Поэтому их ликвидацию относят к резервам снижения себестоимости. Общая сумма экономии таких затрат составила 1048 тыс. руб.

Проанализировав себестоимость по калькуляционным статьям можно дать следующую общую оценку: предприятию необходимо обратить внимание на снижение расходов на содержание и эксплуатацию оборудования и прочих расходов. Именно перерасход по этим статьям оказал сильное отрицательное влияние на снижение себестоимости продукции. Возможно проводимая в настоящий момент реструктуризация НГДУ с выводом непрофильных видов деятельности из состава, к которым относятся цеха по ремонту и обслуживанию оборудования, и будет являться решением проблемы по снижению издержек. Тат как контроль этих затрат будет особенно жестким. По результатам общей оценки можно наметить дальнейшее направление углубления анализа для более полного и выявления резервов экономии производственных ресурсов.

Методика выделения и анализ условно-постоянной и условно- переменной частей себестоимости добычи нефти

На основе сметного разреза нельзя определить конкретное направление и место использования затрат, что не позволяет анализировать эффективность использования затрат, вскрывать резервы их снижения. А главное, на основе элементов сметы невозможно определить себестоимость единицы выпускаемой продукции в разрезе всего ассортимента, каждого наименования, группы, вида.

Группировка затрат по статьям затрат дает возможность определить себестоимость отдельных видов продукции, а также установить влияние факторов на формирование данного уровня себестоимости. Классификация затрат по статьям калькуляции позволяет определить себестоимость единицы продукции, распределить затраты по ассортиментным группам, а также установить под влиянием каких факторов сформировался данный уровень себестоимости, в каких направлениях нужно вести работу по её снижению.

Как видно из таблицы 3.6., себестоимость валовой добычи нефти в отчетном году по сравнению с прошлым годом увеличилась 2261701на тыс.руб. (или на 28,6%) и составила 10156061 тыс.руб. Истощенность запасов, выработанность месторождений, ухудшающиеся горно-геологические условия добычи нефти, техническое состояние применяемой техники, включение в себестоимость добычи нефти НДПИ - всё это привело к увеличению производственной себестоимости добычи нефти.

Практическое значение классификации затрат на условно-переменные и условно-постоянные заключается в том, что она позволяет судить об окупаемости затрат, дает возможность определить запас финансовой прочности предприятия в случае ухудшения конъюнктуры рынка и максимизировать прирост прибыли за счет относительного сокращения тех или иных расходов.

Условно-постоянные затраты при изменении объема производства не изменяются или изменяются незначительно. Вместе с тем на единицу продукции эти затраты изменяются обратно пропорционально объему производства. Условно-переменные расходы находятся в прямой зависимости от объема производства, однако на единицу продукции они остаются почти неизменными. При снижении добычи нефти условно-переменные затраты будут сокращаться пропорционально, а условно-постоянные останутся неизменными, что повлечет за собой неизбежный рост себестоимость добычи одной тонны нефти. Следовательно, чем меньший удельный вес в структуре себестоимости будут занимать условно-постоянные расходы, тем это выгодней для предприятия, т.к. компания, отягощенная громоздкими основными фондами, излишком рабочей силы, транспортом, неэффективно используемыми объектами социальной сферы более чувствительна к неблагоприятной рыночной конъюнктуре.

Согласно табл. 3.6 в 2007 году условно-постоянные расходы НГДУ составляли 2770849,5 тыс.руб. или 35,1%, в том числе на 1 тонну нефти 1388,9 руб. Доля условно-переменных затрат составила 64,9% или 5123510,5 тыс.руб., на 1 тонну нефти -2568,3 руб.

В 2008 году условно-постоянные затраты увеличились на 531154 тыс.руб. и составили 3302003 тыс.руб., их доля в составе себестоимости добычи нефти уменьшилась на 2,59% и составила 32,51%. В тоже время доля условно-переменных затрат повысилась до 67,49% и составила 6854058 тыс.руб., что выше уровня прошлого года на 1730547,5 тыс.руб.

Анализ условно-переменных затрат показывает, что расходы на энергию по извлечению нефти возросли на 15034 тыс.руб. (31 %) в результате увеличения расхода электроэнергии для приводов станков-качалок, групповых приводов, ЭЦН. Значительную роль в увеличении условно-переменных затрат сыграло увеличение прочих производственных расходов, которые за отчетный период возросли на 1760498 тыс.руб. и составили 6659384 тыс.руб., что произошло за счет увеличения в отчетном году налога на добычу полезных ископаемых.

Из анализа условно-постоянных затрат видно, что основная заработная плата производственного персонала в 2008 году составила 46638 тыс. руб., что выше уровня прошлого года на 30,7%. Отчисления на социальные нужды в отчетном периоде повысились на 160 тыс. руб. (на 2,2 %).

Статья «Амортизация скважин» включает амортизационные отчисления на полное восстановление, производимые по действующим нормам от стоимости нефтяных, наблюдательных и контрольных скважин. Расходы по этой статье в отчетном году увеличились на 71225 тыс.руб. и составили 383548 т. руб.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования увеличились на 317546 тыс. руб. и составили 1412180 тыс. руб.

Цеховые расходы включают заработную плату цехового персонала, затраты на содержание и ремонт зданий, средств амортизации и инвентаря, амортизационные отчисления от стоимости зданий, сооружений, расходы на охрану труда. Эти расходы в отчетном году снизились на 37631 тыс. руб. и составили 265900 тыс.руб.

Общепроизводственные расходы увеличились на 22340 тыс. руб. (на 9,4%), увеличение незначительное, что в основном произошло за счет продолжающейся реструктуризации предприятия.

Все остальные статьи являются комплексными. Так, расходы по искусственному воздействию на пласт, включающие затраты на законтурную и внутриконтурную закачку в пласт воды и реагенты для повышения нефтеотдачи пластов, в отчетном году увеличились на 16953 тыс.руб. за счет снижения ее условно-переменной части на 14801 тыс.руб. (на 19%), повышения условно-постоянной - на 31765 тыс.руб. (на 10,26 %).

Также увеличились расходы по сбору и транспортировке нефти, которые включают затраты по содержанию и эксплуатации сети нефтепроводов от устья скважин до емкостей товарного парка НГДУ, насосных станций, а также потери нефти при хранении в товарных емкостях. Так, расходы по данной статье в отчетном году увеличились на 94978 тыс. руб. (на 22,6%) и составили 514494 тыс. руб., в том числе условно-постоянная часть увеличилась на 116002 тыс. руб. (на 34,8%), условно-переменная снизилась на 21024 тыс. руб. (на 24%).

Произошло увеличение расходов по технологической подготовке нефти на 53143 тыс.руб.(97%), в том числе условно-постоянная часть данной статьи возросла на 43005 тыс.руб., условно-переменная часть на 10138 тыс.руб.

Таблица 3.6. Выделение условно-постоянных и условно-переменных составляющих затрат по НГДУ «Нурлатнефть»

Проведем анализ статей калькуляции.

Расходы на энергию по извлечению нефти - затраты определяются исходя из потребляемого количества электроэнергии и стоимости 1 кВт-ч.

Таблица 3.7. Расходы на энергию по извлечению нефти

Используя данные, приведенные в табл. 3.7., проведем факторный анализ изменения расходов на энергию по извлечению нефти по следующей модели:

Р_э=Q*У_д*С _{1 кВт-ч} , (3.2)

где У_д - удельный расход электроэнергии на 1 т нефти;

Q - объём добычи нефти;

С _{1 кВт-ч} - стоимость 1 кВт-ч.

Р_{э 0}=Q₀*У_{д 0}*С _{1 кВт-ч 0} = 1998*22,1*1,07=47246,7 тыс.руб.

Р_{э усл 1} = Q ₁ * У_{д 0} * С _{1 кВт-ч 0} = 2019*22,1*1,07 =47743,3 тыс.руб.

Р_{э усл 2} = Q₁ * У_{д 1} * С _{1 кВт-ч 0} = 2019*22,5*1,07 = 48607,4 тыс.руб.

Р_{э 1}= Q₁*У_{д 1}*С _{1 кВт-ч 1} = 2019*22,5*1,3 = 59055,75 тыс.руб.

Найдем общее отклонение:

D Р_э = Р_{э 1} - Р_{э 0} = 59055,75-47246,7 = 11809 тыс. руб.

Расходы на энергию по извлечению нефти увеличились на 11809 тыс.руб., это произошло за счет изменения следующих факторов:

а) объёма добычи нефти:

D Р_{э Q} = Р_{э усл1} - Р_{э 0} = 47743,3-47246,7 = 496,6 тыс.руб.

б) удельного расхода электроэнергии на 1 т нефти:

D Р_{э y} = Р_{э усл 2} - Р_{э усл 1} = 48607,4-47743,3 = 864,1 тыс.руб.

в) стоимости 1 кВт-ч:

D Р_{э C} = Р_{э 1} - Р_{э усл 2} = 59055,75-48607,4 = 10448,35 тыс.руб.

D Р_э = D Р_{э Q} + D Р_{э y} + D Р_{э C} = 496,6+864,1+10448,35 = 11809 тыс.руб.

Факторный анализ показал, что увеличение расходов на электроэнергию произошло под влиянием двух факторов. Наибольшее влияние оказало изменение стоимости 1 кВт-ч, в результате чего расходы на электроэнергию увеличились на 10448,35 тыс.руб., изменение объема добычи нефти повлекло за собой увеличение расходов на 496,6 тыс.руб.

В статью «Расходы по искусственному воздействию на пласт» относятся затраты на работы по поддержанию пластового давления, на проведение методов вскрытия пласта, а также работ по переводу нефтяных скважин с одного способа добычи нефти на другой. Исходные данные для факторного анализа представлены в табл.3.8.

Таблица 3.8. Расходы по искусственному воздействию на пласт

Как видно из таблицы, в отчетном году расходы по искусственному воздействию на пласт увеличились на 16953 тыс.руб. и составили 385212 тыс.руб. Значительное увеличение произошло по следующим показателям:

- амортизация основных фондов - на 1210 тыс. руб.;

- транспортные расходы - на 2017 тыс.руб.;

- услуги других цехов - на 1530 тыс.руб.;

- цеховые расходы - на 1551 тыс.руб.

Используя данные, приведенные в табл 3.9 проведем факторный анализ изменения расходов по искусственному воздействию на пласт по следующей модели:

Р_и=Q _воды * С_{1 м}³ _воды , (3.3)

где Q _воды - объём закачиваемой воды в пласт;

С_{1 м}³_воды - стоимость 1 м³ закачки воды.

Р_{и 0} = Q _{воды 0} * С_{1 м}³ _{воды 0} = 4820*76,4 = 368259 тыс.руб.

Р_{и усл1} = Q _{воды 1} * С_{1 м}³ _{воды 0} = 5011*76,4 = 382840 тыс.руб.

Р_{и 1} = Q _{воды 1} * С_{1 м}³ _{воды 1} = 5011*76,9 = 385212 тыс.руб………

Найдем общее отклонение:

D Р_и = Р_{и 1} - Р_{и 0} = 385212-368259= 16953 тыс.руб.

Расходы по искусственному воздействию на пласт увеличились на 16953 тыс.руб., в т.ч. за счет изменения:

а) объёма закачиваемой воды в пласт:

D Р_{и Q} = Р_{и усл1} - Р_{и 0} = 382840 - 368259 = 14581 тыс.руб.

б) стоимости 1 м³ закачки воды:

D Р_{и С} = Р_{и 1} - Р_{и усл1} = 385212 - 382840 = 2372 тыс.руб.

D Р_и = D Р_{и Q} + D Р_{и C} = 14581+2372 = 16953 тыс.руб.

Согласно анализу, на увеличение расходов по искусственному воздействию на пласт наибольшее влияние оказало увеличение объема закачиваемой жидкости, в результате чего расходы увеличились на 14581 тыс.руб., также за счет увеличения стоимости закачиваемой воды в пласт 1 м³ закачки воды расходы возросли на 2372 тыс.руб.

Аналогично проводится факторный анализ и по другим статьям расходов:

- Основная зарплата производственных рабочих рассчитывается по формуле:

З/п = Ч*З/п _ср*12                            (3.4)

где Ч- численность;

З/п _ср - среднемесячная заработная плата одного работника.

- Расходы на сбор и транспортировку нефти определяются по формуле

Р_т=Q*С/с_{1 т} , (3.5)

где Q - объём перекачиваемой нефти;

С/с_{1 т} - себестоимость перекачки 1 тонны нефти.

- Расходы по технологической подготовке нефти:

Р_тп=Q* С/с , (3.6)

где Q - объём полученной нефти на установку;

С/с - себестоимость подготовки 1 тонны нефти.

3.4 Методика и анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности

Известно, что целью деятельности фирмы (предприятия) в современной экономике является получение прибыли. Именно при этом условии фирма может стабильно существовать и обеспечивать себе основу для роста. Стабильная прибыль фирмы проявляется в виде дивиденда на вложенный капитал, способствует привлечению новых инвесторов и, следовательно, увеличению собственного капитала фирмы. Поэтому становится ясным интерес к проблемам прибыльности деятельности фирмы. Весьма важным аспектом данного вопроса является концепция безубыточности деятельности фирмы, как первого шага к получению бухгалтерской, а в последствии и экономической прибыли. В данном разделе рассмотрим проблему безубыточности деятельности предприятия с точки зрения экономической теории с тем, чтобы далее изучить вопросы определения точки безубыточности фирмы, анализа безубыточной деятельности и планирования безубыточности в краткосрочном и долгосрочном периодах.

Безубыточность - такое состояние, когда деятельность не приносит ни прибыли, ни убытков. Это выручка, которая необходима для того, чтобы предприятие начало получать прибыль. Для НГДУ ее можно выразить в количестве (тонн) нефти, которую необходимо продать, чтобы покрыть затраты, после чего каждая дополнительная единица проданной продукции будет приносить прибыль предприятию.

Разность между фактическим количеством реализованной продукции и безубыточным объемом продаж продукции - это зона безопасности (зона прибыли), и чем больше она, тем прочнее финансовое состояние предприятие.

Безубыточный объем продаж и зона безопасности предприятия - основополагающие показатели при разработке бизнес-планов, обосновании управленческих решений, оценке деятельности предприятий. Для определения их уровня можно использовать аналитический и графический способы.

Сведем данные для определения безубыточности НГДУ «Нурлатнефть» в таблице 3.4

Таблица 3.4.

Исходные данные для определения точки безубыточности НГДУ «НН»

Для определения безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятия построим график (рис.3.4. ). По горизонтали показывается объем реализации продукции (тыс.тн) в процентах от производственной мощности предприятия, или в натуральных единицах (если выпускается один вид продукции), что применимо к НГДУ, по вертикали - себестоимость проданной продукции и прибыль, которые вместе составляют выручку от реализации.

Рисунок 3.4 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и ее себестоимостью.

По графику можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить также точку, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получила название точки безубыточного объема реализации продукции, или порога рентабельности, или точки окупаемости затрат, ниже которой производство будет убыточным.

В нашем примере критическая точка расположена на уровне 46% возможного объема реализации продукции. Если добыча нефти составит более 46% от производственной мощности предприятия, то будет прибыль. Если же менее 46%, то предприятие окажется убыточным.

Если предприятие полностью использует свою производственную мощность, добудет и реализует 2007007 тн нефти, то зона безопасности (запас финансовой прочности) составит 46%. Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.

Полученную зависимость можно представить по-другому (рис.3.4.а) При объеме реализации, равном нулю, предприятие получает убыток в размере суммы постоянных расходов. При добыче 2007007 тн нефти прибыль составит 3911051 тыс.руб. Соединив эти точки между собой, получим на линии Х точку критического объема продаж

Рисунок 3.4.а. Определение точки безубыточности

В данном случае точка окупаемости (порог рентабельности) будет на отметке 918754 тн ли 6475 млн.руб. Получен тот же результат, только более простым способом.

Аналитический способ расчета безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятия более удобен, чем графический, так как исключает необходимость чертить каждый раз график, что довольно трудоемко. Можно вывести ряд формул и их помощью рассчитать данные показатели.

Для определения безубыточного объема продаж в стоимостном выражении необходимо сумму постоянных затрат разделить на долю маржинального дохода в выручке:

В кр =  (3.7)

Для одного вида продукции безубыточный объем продаж можно определить в натуральном выражении:

VPПкр =

Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100%, может быть использована формула:

Т = А : МД * 100% (3.8)

Т = 3302003:7213054 = 0,46 = 46%

Если стоит задача определения объем реализации продукции для получения определенной суммы прибыли, тогда формула будет иметь вид:

VPП =

Полученная величина в 2,5 раза больше, чем безубыточный объем продаж в натуральном измерении (2063821:918754). При этом нужно добыть и реализовать 918754 тн нефти, чтобы покрыть постоянные затраты предприятия.

Для определения зоны безопасности аналитическим методом по стоимостным показателям используется следующая формула:

ЗБ = или 54%

Приведенные графики и аналитические расчеты показывают, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а также от уровня цен на продукцию при повышении цен нужно меньше реализовать продукции, чтобы получить необходимую сумму выручки для компенсации постоянных издержек предприятия, и наоборот, при снижении уровня цен безубыточный объем реализации возрастает. Увеличение же удельных переменных и постоянных затрат повышает порог рентабельности и уменьшает зону безопасности.

Поэтому каждое предприятие стремится к сокращению постоянных издержек. Оптимальным считается такой план, который позволяет снизить долю постоянных затрат на единицу продукции, уменьшить безубыточный объем продаж и увеличить зону безопасности.

4.   Расчет экономической эффективности внедрения мероприятий по вводу в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

.1 Методики определения экономической эффективности от внедрения новой техники в нефтегазодобывающем управлении

Целесообразность создания и внедрения новой техники и проведения организационно-технических мероприятий определяется на основе расчета их экономической эффективности.

В производство внедряются организационно-технические мероприятия, новая техника и технология тогда, когда они обеспечивают:

а) снижение затрат на производство единицы продукции;

б) повышение качества изделий;

в) рост производительности труда.

Экономический эффект от использования мероприятий НТП при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений образуется за счет получения дополнительной добычи нефти и газа в результате оптимизации режима разработки объектов и работы скважин, использования новых методов повышения нефтеизвлечения и повышения их эффективности, использования методов воздействия на призабойную зону скважин; за счет сокращения затрат времени на проведение подземных и капитальных ремонтов скважин, повышения качества ремонтов, увеличения межремонтного периода работы скважин и другого нефтепромыслового оборудования, совершенствования процессов сбора, подготовки и внутри промыслового транспорта нефти, газа и воды, снижения расхода энергии, материалов, топлива, снижения трудоемкости продукции, повышения фондоотдачи и т.д.

При проведении геофизических исследований скважин экономический эффект образуется за счет повышения качества, надежности и производительности геофизической аппаратуры, совершенствования технологии геофизических исследований, сокращения материально-технических ресурсов, оптимизации режимов работы скважин, повышения качества вскрытия продуктивных пластов и т.д.

Расчет экономической эффективности новой техники и организационно-технических мероприятий в нефтедобыче в большинстве случаев требует определения дополнительного объема добычи нефти. Изменение объема добычи нефти может произойти в результате увеличения суточной производительности скважин (дебита), ввода в эксплуатацию новых скважин (в том числе нагнетательных), сокращения простоев скважин при проведении ремонтных и исследовательских работ.

Если обосновывается необходимость строительства новых нефтяных скважин, то прирост объема добычи нефти (∆А) из них определяется по формуле

ΔА = N_н, (4.1)

где N_н - количество новых скважин;

q_н - проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти, т/сут;

- количество дней в году;

К_э - коэффициент эксплуатации новых скважин.

Продолжительность расчетного периода при определении экономической эффективности от строительства новых скважин не должна превышать 10 лет, исходя из предельного (нормативного) срока окупаемости капитальных вложений принятых для нефтяной промышленности. Дебит скважин по годам расчетного периода снижается. Дополнительную добычу нефти по одной или группе скважин (ΔА) от проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти, изменения режима их работы как во времени, так и по мощности можно определить по формуле

ΔА = (q₂ - q₁) ^.365 ^. к_э ^. к_у ^_ ΔА_р, (4.2)

где q₁, q₂ - среднесуточный дебит по скважине или группе скважин по нефти, до и после внедрения новой техники т/сут;

к_э - коэффициент эксплуатации скважин;

к_у - коэффициент успешности МУН;

ΔА_р - расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в ре- зультате простоя скважин при проведении мероприятия, т.;

- число дней в году.

При расчете экономического эффекта по мероприятиям, используемым в производстве более года, за объем добычи нефти принимается фактическая добыча за год после внедрения. По мероприятиям, проектируемым к внедрению, для определения объема добычи нефти после внедрения за исходный дебит принимается среднесуточная производительность скважин, определяемая на основе гидродинамических исследований или статистических данных ранее проводимых аналогичных мероприятий. За исходный среднесуточный дебит для определения расчетного объема добычи до внедрения мероприятия принимается фактический дебит скважин по нефти за последние 3 месяца их работы до проведения мероприятия.

Дополнительную добычу нефти необходимо рассчитывать по каждой скважине в отдельности вследствие различия их среднесуточных дебитов. Расчет суммарного среднесуточного дебита сводится в отдельную таблицу.

При расчете экономической эффективности методов совершенствования поддержания пластового давления, необходимо определять дополнительную закачку воды в пласт и дополнительную добычу нефти, получаемую за счет этого.

Дополнительная добыча нефти по мероприятиям, направленным на повышение нефтеотдачи путем закачки в пласт нового вытесняющего агента (ΔА), определяется по формуле

ΔА = А_з ^. Н_уд , (4.3)

где А_з - объем закачки в пласт вытесняющего агента, м³;

Н_уд - норматив удельной дополнительной добычи нефти, т/м³.

Если внедрение новой техники в нефтедобыче отражается на изменении межремонтного периода работы скважин, то прирост добычи нефти определяется так

, (4.4)

где: Т_с, Т_н - межремонтный период до и после проведения мероприятия, сут

t_р - продолжительность одного текущего подземного ремонта; сут.

q - среднесуточный дебит скважин, т/сут.;

N - количество скважин, на которых внедряется новая техника или проводятся мероприятия по увеличению межремонтного периода

В данной формуле N - показывает количество подземных ремонтов, сокращающихся в результате увеличения межремонтного периода.

Часть мероприятий, посвященных совершенствованию системы сбора, хранения, замера и подготовки нефти и газа, способствует увеличению объема добычи нефти за счет уменьшения потерь и более полного сохранения легких фракций. Дополнительная добыча нефти в этих случаях определяется на основе результатов научно-исследовательских работ, определяющих процент сокращения потерь нефти и объема перекачки и подготовки нефти после проведения мероприятий.

Капитальные вложения

Капитальные вложения - это инвестиции в основной капитал (основные средства). Они включают затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин и оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-исследовательские работы и некоторые другие затраты. Методика расчета капитальных затрат при определении эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса зависит от характера осуществляемых мероприятий.

При оценке эффективности строительства новых скважин капитальные вложения на строительство скважины определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины, количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения. Стоимость зарезки боковых стволов принимается по сметным расчетам буровых организаций.

Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустройства производится в соответствии в объемными технологическими показателями и удельными затратами, определяемыми нефтегазодобывающими предприятиями примерно в разрезе следующих направлений:

оборудование для нефтедобычи;

оборудование прочих организаций;

сбор и транспорт нефти и газа;

технологическая подготовка нефти;

заводнение нефтяных пластов;

комплексная автоматизация;

очистные сооружения и некоторые другие.

Если задача выбора наиболее эффективного технического устройства ставится в условиях, когда выполняемая работа может производится несколькими видами машин (оборудования), то объем капитальных затрат рассчитывается отдельно по базовому и внедряемому вариантам. Капитальные затраты по базовому мероприятию берутся по фактическим материалам предприятия. Капитальные затраты по внедряемому варианту определяются на основе составления сметы капитальных вложений включающих в себя:

оптовую цену машины (оборудования), которая принимается согласно прейскуранту цен на оборудование или данным завода-изготовителя. В случае отсутствия данных о цене она может быть найдена ориентировочно:

Ц = (В₁ ^. С + Д) ^. Н (4.5)

где Ц - оптовая цена образца новой техники, руб;

С - себестоимость 1 т конструкции аналогичного оборудования (без комплектующих изделий), руб/т;

Д - стоимость комплектующих изделий (покупные со стороны изделия, стоимость которых определяется по прейскурантам), руб;

В - вес оборудования, т;

Н - коэффициент, учитывающий средний процент плановой прибыли (принимается по среднеотраслевым данным);

затраты на перевозку оборудования;

заготовительно-складские расходы;

стоимость строительно-монтажных работ (монтаж и строительство фундамента, продуктопроводов, зданий, линий электропередач и т.д.) определяется на основе объема работ и состоит из затрат на материалы, конструкции; расходов по заработной плате и по эксплуатации строительных машин и механизмов; накладных расходов и плановых накоплений;

затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;

Для углубления расчетов одновременно с определением объема капитальных вложений целесообразно определять величину амортизационных отчислений. Результаты расчета сводятся отдельно по вводимому высвобождаемому оборудованию в специальные таблицы

Расчеты величины амортизации

Эксплуатационные затраты

Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятия определяется на основе фактических данных нефтегазодобывающего предприятия в базовом периоде. Изменение себестоимости после внедрения определяется в зависимости от предлагаемого организационно-технического мероприятия или вида новой техники и их влияния на отдельные статьи затрат. Предлагаемые мероприятия могут оказывать влияние на все или на отдельные статьи затрат. Поэтому методику расчета изменения затрат рассмотрим по всем статьям калькуляции добычи нефти.

Расходы на энергию по извлечению нефти. При механизированном способе эксплуатации скважин затраты на энергию определяются

ΔЗ_э = ΔА ^. С_эу ^. К₁, (4.6)

где ΔА - дополнительная добыча нефти (жидкости), тыс. т;

С_эу -удельные затраты на 1 т нефти (жидкости) по статье “Расходы на энергию по извлечению нефти”;

К₁ - удельный вес условно-переменных затрат по статье “Расходы на энергию по извлечению нефти”.

Затраты на энергию при механизированном способе добычи нефти можно определить также по следующей формуле:

ΔЗ_э = ΔА_ж ^. Н_э ^. Ц, (4.7)

Где ΔА_ж - объем добываемой насосами жидкости, тыс. т;

Н_э -удельный расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкости, кВт ^. ч/т;

Ц - стоимость 1 кВт ^. ч электроэнергии, руб;

Расходы на энергию можно определить и по отдельным составляющим: платы за потребленную электроэнергию, платы за установленную мощность, расходов на содержание электросетей, платы за реактивную энергию

При дополнительной добыче нефти - с применением компрессорного способа эксплуатации затраты на сжатый воздух или газ (ΔЗ_г) определяются

ΔЗ_г = ΔА ^. Н_ра ^. Ц_ра, (4.8)

где ΔА - дополнительная добыча нефти, т;

Н_ра - удельный расход рабочего агента, м³/т;

Ц_ра - цена единицы рабочего агента, руб/м³.

Расходы по искусственному воздействию на пласт включают затраты по нагнетанию воды, газа, воздуха в пласт, а также затраты на закачку поверхностно-активных веществ, пара и термическое воздействие на пласт. Затраты определяются путем составления сметы. Если в дипломном проекте предлагается мероприятие, в результате которого происходит изменение производственной мощности цеха, то изменение расходов по искусственному воздействию на пласт рассчитывается отдельно по каждой статье затрат цеха в зависимости от влияния на них изменения величины основных фондов, численности работников, расхода электроэнергии, материалов и т.д.

В случае увеличения объема закачки воды, обусловленном дополнительной добычей нефти, при неизменных мощностях дополнительные затраты по искусственному воздействию на пласт (ΔЗ_нв) определяются:

ΔЗ_нв = ΔА ^. С_и ^. К₁ , (4.9)

где С_и - удельные затраты на 1 т нефти по статье “Расходы по искусственному воздействию на пласт”, руб/т;

К₁ - удельный вес условно-переменных затрат по статье “Расходы по искусственному воздействию на пласт”.

Изменения расходов по основной, дополнительной заработной плате и отчислениям на социальные нужды определяются в случае, когда внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности рабочих или изменению их квалификации. В статье расчет ведется только по рабочим, непосредственно участвующим в добыче нефти, (рабочие цехов по добыче нефти). Если предлагаемое мероприятие отражается на численности других подразделений НГДУ, то расчет дополнительных затрат по заработной плате производят в той статье затрат, в которую включаются затраты цеха или планово-учетного подразделения, где произойдут изменения численности производственного персонала.

При изменении численности основных работников и разряда рабочих изменение фонда заработной платы рассчитывается на основании принятой системы оплаты труда, тарифных ставок, фонда рабочего времени, продолжительности отпуска, установленного территориального коэффициента и размера премии по премиальным системам оплаты труда.

Изменение отчислений на социальные нужды определяются в зависимости от установленного размера отчислений и суммы отклонения по основной и дополнительной заработной плате.

Расходы по амортизации скважин рассчитываются, если мероприятие предусматривает ввод новых скважин. Расчет ведется на основании балансовой стоимости скважин и установленных норм амортизации. В статье отражается изменение амортизационных отчислений по нефтяным, газовым, оценочным, наблюдательным и контрольным скважинам. Амортизационные отчисления по нагнетательным скважинам включаются в статью “Расходы по искусственному воздействию на пласт”.

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа и технологической подготовке нефти пересчитываются аналогично расходам по искусственному воздействию на пласт.

В случае, если мероприятие направлено на совершенствование производства по сбору, транспортировке и подготовке нефти расчет экономической эффективности производится на базе технико-экономических показателей цеха подготовки и перекачки нефти. В расчетах необходимо определить объем капитальных вложений, обусловленных внедряемым мероприятием, изменение объема реализации продукции, эксплуатационных затрат на подготовку, перекачку и хранение нефти.

Расходы на подготовку и освоение производства при определении экономической эффективности мероприятий, проводимых в НГДУ, обычно остаются без изменения.

В статью “Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования” включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, а также текущим и капитальным подземным ремонтам указанных скважин.

Расходы на содержание и эксплуатацию наземного и подземного оборудования состоят из затрат прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок, цеха автоматизации производства и цехов подземного и капитального ремонта скважин. Поэтому изменение затрат по этой статье необходимо определить в зависимости от места проведения и характера предлагаемых мероприятий.

Наиболее часто увеличение или уменьшение затрат по статье происходит вследствие ввода в эксплуатацию новых средств труда при замене одного вида средств труда на другой, что вызывает изменение величины амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт.

Изменение амортизационных отчислений (ΔЗ_а) определяется

ΔЗ_а = d_н - d_с , (4.10)

где d_н , d_с - сумма амортизационных отчислений по вновь вводимым и выбывающим основным фондам, руб.

Изменение затрат на текущий ремонт и содержание оборудования может быть определено в зависимости от дополнительной стоимости основных фондов (или амортизационных отчислений) и установленного размера затрат (в %) на их текущий ремонт.

Если мероприятие вызывает сокращение ремонтных работ (числа наземных или подземных ремонтов), то для расчета изменения затрат (_ΔЗ_р) пользуются формулой

, (4.11)

где Т_С, Т_Н - межремонтный период работы оборудования (скважин) до и после внедрения мероприятия, сут;

n - количество единиц внедряемого оборудования или мероприятий, меняющих межремонтный период;

С_р - стоимость одного ремонта, руб.

В случае если число ремонтов не меняется, а изменяется продолжительность ремонтных работ и расход материалов, используемых в ремонтах, расчет ведется по соответствующим статьям расходов.

Если предлагаемое в дипломном проекте мероприятие требует проведения работ бригадами подземного или капитального ремонта скважин, то для определения затрат на проведение мероприятия необходимо составить наряд и на его основе рассчитать смету затрат. При совершенствовании техники и технологии подземного или капитального ремонта скважин экономический эффект определяется на основе сравнения стоимости ремонта до и после совершенствования. Затраты на осуществление мероприятия, дающего эффект ряд лет, учитываются в статье только в первом году расчетного периода.

Цеховые и общепроизводственные расходы изменяются в редких исключениях. В основном это условно-постоянные расходы.

Прочие производственные расходы включают налоги и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат. Они рассчитываются по установленным ставкам:

. От цены нефти за вычетом налога на добавленную стоимость и акцизного сбора рассчитываются: плата за недра, налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), отчисления в дорожный фонд, отчисления в страховой фонд;

.От эксплуатационных затрат на добычу нефти определяется фонд НИОКР. Плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения и ставки земельного налога в руб/га.

. Налог на имущество рассчитывается зависимости от стоимости вводимых основных фондов и установленного норматива налога (2 %).

В заключение результаты расчетов необходимо представить в специальной таблице

Свод показателей проведенных мероприятий (пример заполнения таблицы)

1.     
Себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятия (С₂) определяется

С₂ = , (4.12)

где З₁ - общие эксплуатационные затраты до внедрения мероприятия, тыс.руб;

ΔЗ - изменение эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия, тыс.руб;

А₁ - объем добычи нефти до внедрения мероприятия, тыс.т;

ΔА - изменение объема добычи нефти после внедрения мероприятия, тыс.т.

Если производится экономическая оценка вариантов разработки, то расчет необходимо вести по каждому варианту отдельно по всем эксплуатационным статьям затрат.

4.2    Расчёт экономического эффекта по проведённым мероприятиям ввода скважин из неэксплуатационного фонда

.2.1   Расчет экономической эффективности по проведению ГРП

Нефтепромысловая практика показывает, что гидравлический разрыв пласта для терригенных коллекторов и гидрокислотный разрыв для карбонатных коллекторов являются одними из наиболее технологически и экономически эффективных методов повышения уровней добычи нефти и нефтеотдачи пластов. В результате проведения гидроразрыва пласта существенно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых зон и пропластков.

Мировой и отечественный опыт позволяет утверждать, что успех операции ГРП и его эффективности зависит в равной степени как от техники и технологии исполнения процесса, так и от правильного обоснования выбора объекта (скважины).Для наиболее качественного подбора скважин, имеющих разнообразные геолого-технические характеристики институтом "ТатНИПИнефть" разработан "Регламент по подбору скважин-объектов для проведения гидравлического разрыва пластов на месторождениях ОАО"Татнефть", утвержденный главным геологом ОАО "Татнефть" 28.01.2005 г. В данном документе приведены основные положения и критерии, определяющие выбор скважины-кандидата для ГРП, а также перечень параметров продуктивного пласта ,необходимых для расчета и оптимизации технологического процесса. Технология ГРП предназначена для оптимизации разработки трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах и увеличения коэффициента нефтеизвлечения:

за счет повышения эффективности кислотного гидроразрыва в карбонатных пластах увеличением развития трещин и сохранением высокой проводимости трещин без их закрепления твердым расклинивающим материалом путем нагнетания в скважину кислотосодержащей жидкости гидроразрыва пласта с последующей закачкой в трещины смеси соляной кислоты с моносульфатным щелоком при соотношении 1:1 до 5:1;

за счет проведения гидроразрыва по способу, включающему установку НКТ с хвостовиком и с воронкой в нижней части, закачку оторочки вязкоупругого состава и проталкивания этой оторочки до местоположения создаваемых трещин , затем нагнетание в НКТ жидкости разрыва с периодической остановкой нагнетания для создания гидроразрывов на обрабатываемый пласт;

за счет создания связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами путем гидроразрыва и интенсивного отбора продукции через высокопроницаемый интервал запасов нефти низкопроницаемого пласта;

за счет выбора скважин для проведения гидравлического разрыва пластов в многопластовых зонах, разрабатываемых по способу с созданием стягивающих зон в многопластовых зонах путем освоения нагнетательных скважин в зонах с минимальным количеством пластов;

за счет проведения гидроразрыва в скважинах, расположенных в тупиковых зонах, в линзах и в скважинах, расположенных в центральных стягивающих рядах, а также в скважинах с достаточными остаточными запасами, определенных геологическим и гидродинамическим моделированием;

за счет проведения гидроразрыва пластов в скважинах, расположенных вдоль линий вклинивания продуктивных пластов.

Для определения технологической и экономической эффективности внедряемой технологии за базу сравнения принят вариант без применения ГРП. Фактические результаты полученные от проведения ГРП сравниваются с базовыми показателями до проведения ГРП.

Экономический эффект от внедрения данного мероприятия получается за счет дополнительной добычи нефти при использовании технологии.

Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения ГРП представлены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1. Исходные данные для расчета экономической эффективности ГРП

Далее на основании исходных данных приведем расчет экономической эффективности от мероприятия.

Таблица 4.2.1.а Расчёт годовой экономической эффективности технологии ГРП

Таким образом, чистая прибыль от внедрения технологии гидроразрыва пластов за 2008 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 78 754,6 тыс.рублей.

4.2.2 Расчет экономической эффективности ввода добывающих скважин из длительного бездействия

НГДУ «Нурлатнефть» одно из немногих подразделений ОАО «Татнефть» кто не только не снизил план по добыче нефти за последние годы, но и неизменно увеличивает добычу углеводородов. Увеличению объемов добычи способствуют массово внедряемые в производство новые разработки в области КРС и МУН пластов, новые технологии в добыче нефти и, конечно, активное разбуривание месторождений, разрабатываемые управлением.

Однако, на фоне вышеуказанных мероприятий, не стоит забывать и о внутренних, уже существующих, резервах НГДУ. В данном случае весьма показательна работа с пробуренным фондом скважин на месторождениях ЦДНГ-3.

В период (2006 - 2008 г.г.) годовая добыча по цеху увеличилась с 562,400 тыс. тонн до 694,533 тыс. тонн (+132,133 тыс. тонн или на 23,5%). Несомненно, основой для достижения столь внушительных результатов явились множество факторов, основными из которых являются: бурение и ввод новых добывающих скважин, проведение различных геолого-технических мероприятий и т.д.

Необходимо отметить существенный вклад в достижении высоких результатов цеха скважин, ранее пробуренных, но не эксплуатировавшихся в силу различных причин. Эксплуатационный фонд скважин изменился с 386 до 547 скважин (+161 скважина или на 41,7%). На фоне увеличения эксплуатационного фонда скважин отмечается тенденция снижения неэксплуатационного фонда.

Первоначально, работы по вовлечению в разработку неэксплуатирующихся скважин производились на объектах с гарантированной эффективностью проведенных работ, с уже опробованными и исследованными пластами. В дальнейшем, опираясь на удовлетворительные результаты, работы по вводу в эксплуатацию неработающего фонда приняли массовый характер. Начиная с 2004 года, эксплуатационный фонд цеха ежегодно увеличивался на 10 - 15 единиц только за счет ввода в работу ранее пробуренных объектов.

Активному вводу в эксплуатацию неработающего фонда также способствовало появление свабного способа добычи нефти, при котором можно было достаточно длительный срок изучать добывные возможности отдельных скважин на разных режимах эксплуатации, а также применять различные методы стимуляции работы скважины. В дальнейшем, на основании полученных результатов, руководством НГДУ принималось решение об обустройстве данных скважин. Так из 62-х скважин, введенных из неэксплуатационного фонда, первоначально свабированием эксплуатировалось 26 скважин. На сегодняшний день количество этих скважин сократилось до 9-ти.

Всего же, за рассматриваемый период, введено в эксплуатацию 62 неработающие скважины (из них 51 - новая), а накопленная дополнительная добыча нефти из данных скважин составила 183,071 тыс. тонн.

Доля скважин, введенных в работу из неэксплуатационного фонда, в целом по цеху, может показаться, на первый взгляд, небольшой (11,3 % от фонда) и годовая добыча из этих скважин составляет лишь 6,7 % от общей добычи цеха. Однако если рассматривать эти показатели в количественном варианте, то выясняется, что работа данных скважин оказывает существенное влияние на деятельность не только ЦДНГ-3 но и НГДУ, в целом.

Так, за 2006 - 2008 годы по цеху было введено в эксплуатацию 62 неработающие скважины с суммарной среднегодовой добычей нефти порядка 45 - 48 тыс. тонн, что по меркам НГДУ сопоставимо с открытием, разбуриванием и вводом в эксплуатацию одного - двух небольших месторождений. И данные показатели - это только то, что мы имеем в настоящий момент.

Для расчета экономической эффективности от ввода добывающих скважин из длительного бездействия применим расчет инвестиционного проекта, основными показателями при оценке которого являются:

-    чистый дисконтированный доход;

-       внутренняя норма доходности;

-       потребность в дополнительном финансировании;

-       индексы доходности;

-       срок окупаемости.

Эффективность инвестиционного проекта оценивается в течение всего расчетного периода (жизненного цикла), охватывающего интервал во времени от первоначального вложения средств до его прекращения, воплощающегося в прекращении получения полезного результата и демонтаже оборудования. Расчетный период разбивается на шаги - отрезки времени, в пределах которых осуществляется промежуточный расчет результата реализации проекта. Шагам расчета даются номера: 0, 1, 2, …n. Время в расчетном периоде измеряется в годах, долях года и отсчитывается от фиксированного момента t0 = 0, принимаемого за базовый. Обычно из соображений удобства работы в качестве базового года принимается момент начала или конец нулевого шага. При сравнении нескольких проектов базовый момент для них (нулевой шаг) рекомендуется выбирать один и тот же.

Реализация инвестиционного проекта порождает денежные потоки (потоки реальных денег). Денежный поток инвестиционного проекта - полученные или уплаченные денежные средства за определенный период (шаг) и за весь расчетный период. Значение денежного потока обозначается через j(t), если оно относится к моменту времени t, или через j(m), если оно относится к m-му шагу. Когда речь идет о нескольких денежных потоках, для них вводятся специальные обозначения.

При каждом шаге значение денежного потока характеризуется:

­      притоком, равным размеру денежных поступлений на этом шаге;

­         оттоком в размере расходов или платежей данного шага;

­         сальдо, равным разности между притоком и оттоком денежных средств.

Общий (суммарный) денежный поток состоит из совокупности потоков от отдельных видов деятельности:

­      денежного потока от инвестиционной деятельности - ;

­         денежного потока от операционной деятельности - ;

­         денежного потока от финансовой деятельности - .

Для денежного потока от инвестиционной деятельности характерны:

­      оттоки - единовременные затраты, включающие затраты на научно-исследовательские работы (НИР), опытно-конструкторские работы (ОКР), пуско-наладочные работы, капитальные вложения в основной капитал (основные средства), затраты на расширение, реконструкцию, техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин и оборудования;

­         притоки - выручка от продажи активов в течение и по окончании инвестиционного проекта, поступления за счет уменьшения оборотного капитала.

Для денежного потока по операционной деятельности к притокам относятся выручка от реализации продукции (работ, услуг), а также прочие внереализационные и операционные доходы, в том числе поступления средств, вложенных в дополнительные фонды. К оттокам от операционной деятельности относятся издержки на производство продукции, выполнение работ, оказание услуг, операционные и внереализационные расходы, налоги, отчисления во внебюджетные фонды.

Потоки от финансовой деятельности учитываются, как правило, только на этапе оценки эффективности участия в проекте.

Сальдо денежного потока по отдельным видам деятельности рассчитывается путем алгебраического суммирования притоков денежных средств (со знаком «плюс») и оттоков (со знаком «минус») от конкретного вида деятельности на определенном шаге. Суммарное сальдо отражает суммарный итог (приток и отток) денежных средств по двум или трем видам деятельности, рассчитанный на каждом шаге расчета. Накопленное сальдо денежного потока может определяться как разница между накопленным притоком и накопленным оттоком денежных средств или как накопленное сальдо (накопленный эффект) денежного потока нарастающим итогом по шагам расчета.

Дисконтированием денежных потоков называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается через tо. Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в текущих или дефлированных ценах и в единой валюте. Для этой цели используется норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Дисконтирование денежного потока на таком шаге осуществляется путем умножения значения jm на коэффициент дисконтирования am, рассчитываемый по формуле:

 (4.2.2.1.)

где: t_m - момент начала (или окончания) m-го шага.

Е - норма дисконта в долях единицы в год,₀ - момент приведения. Разница (t_m - t₀) в формуле

выражена в годах.

Норма дисконта (Е - в процентах или долях единицы) является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности ИП.

Чистым доходом (другие названия - ЧД, Net Value, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период:

ЧД = , (4.2.2.2)

где  - эффект (чистый доход, сальдо реальных денег) на m-м шаге, а сумма распространяется на все шаги расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход - это накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. В отечественной практике в методических рекомендациях критерий (ЧДД) назывался интегральным экономическим эффектом, в методических рекомендациях - чистым дисконтированным доходом, а за рубежом его чаще называют чистой приведенной ценностью (Net Present Value - NPV). Величина этого критерия находится как сумма дисконтированных разностей между ежегодными потенциальными валовыми доходами, которые иногда называют текущими результатами, и расчетными годовыми затратами на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта (нового технического решения) на всем протяжении срока его службы - Т.

ЧДД рассчитывается по формуле:

ЧДД = ,         (4.2.2.3)

где  - коэффициент дисконтирования.

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

Разность ЧД - ЧДД нередко называют дисконтом проекта, она отражает влияние дисконтирования на величину интегрального эффекта. Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным. При сравнении альтернативных проектов, предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности). Если же ЧДД=0, то проект находится на грани между эффективным и неэффективным. На практике такие проекты рассматриваются как неэффективные, справедливо считая, что даже незначительное колебание рыночной конъюнктуры или какого-то технического параметра превратит такой проект в неэффективный.

Индекс доходности (ИД) сравнительно недавно введен в отечественную практику благодаря Методическим рекомендациям. Основное применение индекса доходности сравнение различных альтернативных проектов.

Индексы доходности характеризуют относительную «отдачу проекта» на вложенные в его средства. Они могут рассчитываться как для дисконтированных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности часто используются:

­      индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам);

­         индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

­         индекс доходности инвестиций (капиталовложений (ИД, ИДК, PI) - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Он равен увеличенному на единицу отношению ЧД к накопленному объему инвестиций К:

ИДК = ЧД/К+1;                     (4.2.2.4.)

­         индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД, ИДДК) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИДД равен увеличенному на единицу отношению ИДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧД>0. Аналогично индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧДД положителен.

Сроком окупаемости («простым» сроком окупаемости, payback period) называется продолжительность наименьшего периода по истечении которого накопленный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Срок окупаемости исчисляется от момента, указанного в задании на проектирование (обычно это начало нулевого шага или начало операционной деятельности, момента ввода в эксплуатацию основных фондов, момента начала инвестиций). Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход ЧД(k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает только в качестве ограничения, т.к. учитывает денежные потоки только в пределах периода окупаемости.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования». Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый дисконтированный доход ЧДД (k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Для уточнения положения момента окупаемости обычно принимается, что в пределах одного шага сальдо накопленного потока меняется линейно. Тогда «расстояние» x от начала шага, на котором определена окупаемость проекта, до момента окупаемости (выраженное в продолжительности шага расчета), определяется по формуле:

= ,                    (4.2.2.5)

где: j, j+1 - номера шагов, на которых накопленное сальдо денежного потока (либо накопленное сальдо дисконтированного денежного потока) меняется свой знак с “-“ на “+” ;, Sj+1 - значения накопленного сальдо денежного потока (либо накопленного сальдо дисконтированного денежного потока) на шагах j, j+1 соответственно.

В этой формуле  - абсолютная величина значения S.

Вышерассмотренные методические положения предназначены для оценки эффективности инвестиционных проектов по освоению и разработке как новых, так и разрабатываемых нефтяных и газонефтяных месторождений. При проведении экономической оценки действующих месторождений на перспективу показатели индекса доходности инвестиций, внутренней нормы доходности и срока окупаемости (Ток) не определяются, так как здесь большое влияние на эффективность разработки оказывают инвестиции прошлых лет. Поэтому, на наш взгляд, для оценки экономической целесообразности проведения мероприятий увеличения нефтеотдачи, вполне, достаточны, использовать два критерия: чистый дисконтированный доход и индекс доходности дисконтированных затрат.

При выборе критериев необходимо исходить из природно-геологических условий эксплуатации скважин. Для этого предусмотрено разграничить показатели, отражающие технологическую и экономическую эффективность, в зависимости от характера проводимого мероприятия и причин получения эффекта.

Расчет экономического эффекта от ввода добывающих скважин из длительного бездействия представлен в таблице 4.2.2.

Таким образом, чистая прибыль от внедрения ввода из длительного бездействия за 2008 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 648524 тыс.рублей. индекс доходности инвестиций составил 1,87, что доказывает высокую эффективность проекта.

4.2.3 Расчёт экономической эффективности бурения бокового ствола

В связи с вступлением основных нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» в позднюю стадию разработки и естественным ограничением возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается количество нерентабельных скважин. В то же время в продуктивных пластах остается еще значительное количество невыработанных запасов углеводородов в застойных зонах и в «линзах».

Решением проблемы извлечения таких запасов и реанимации бездействующих скважин является восстановление этих скважин строительством боковых стволов. Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ОАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда добывающих скважин и потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40%, чем бурение новых скважин. В условиях острого дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Строительство боковых стволов позволяет:

-  восстановить фонд эксплуатационных скважин;

· увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин;

· сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки;

-  вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиком и пропущенных нефтяных пластов.

Для проведения сравнительной оценки в качестве рассматриваемых технологий принимаются следующие варианты:

Вариант 1. Проведение зарезок БС и БГС на имеющемся фонде скважин, где в качестве скважин для проведения мероприятия принимаются скважины из нерентабельного фонда скважин.

Вариант 2. Строительство новых наклонно-направленных скважин дублеров, как альтернатива для первого варианта[19].

Показатель экономического эффекта определяется как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия. При определении экономического эффекта по условиям производства используются:

-        действующие цены и тарифы на продукцию и услуги;

-       установленные действующим законодательством нормативы платы за производственные ресурсы;

-       действующие нормативы отчисления из прибыли предприятий и объединений в государственный или местный бюджеты и т.п.

Экономический эффект от внедрения данных мероприятий получается за счет дополнительной добычи при использовании ПДС и определяется согласно РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

Эt = Рt - Зt , (4.1)

где Эt - экономический эффект от внедрения мероприятия (равен балансовой прибыли предприятия), тыс.руб

Рt - результаты осуществления мероприятия (выручка от реализации

дополнительно добытой нефти), тыс.руб.

Зt - затраты на осуществление мероприятия (эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти, внедрение технологии, налоги и бюджеты всех уровней), тыс.руб.

Результаты осуществления мероприятия (выручка от реализации дополнительно добытой нефти) осуществляется по формуле:

 , (4.2)

где Pi - стоимостная оценка результатов в i-том году расчётного периода

a_i - коэффициент приведения

t_н и t_k - соответственно начальный и конечный годы расчётного периода

Начальный год расчетного периода - это год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия. Конечный год расчётного периода определяется моментом завершения всего жизненного цикла мероприятия (нормативные гарантийные сроки).

Затраты на реализацию мероприятий за расчётный период включают затраты при производстве и при использовании мероприятия:

 , (4.5)

где  - затраты на производство продукции за отчётный период;

 - затраты на использование продукции (без учёта затрат на приобретение самой продукции) за расчётный период.

Оценка экономической эффективности мероприятий основывается на определении таких интегральных показателей как:

-   дисконтированный поток наличности (NPV);

-       внутренняя норма доходности (IRR);

-       индекс доходности понесенных затрат;

-       срок окупаемости по дисконтированному потоку наличности.

Экономический эффект от внедрения технологии для предприятия заключается в получении положительного потока наличности за срок проявления технологического эффекта с учетом фактора дисконтирования при сопоставлении потоков после проведения мероприятия.

 (4.6)

где NPV - прирост потока наличности,дисконтированный поток доходов от проекта;- дисконтированная сумма инвестиционных затрат.

Для приведения будущих денежных поступлений и затрат к текущей стоимости используется коэффициент дисконтирования, который рассчитываются по следующей формуле:

 (4.7)

где r - норма дисконтирования;- число периодов получения доходов.

Значение степени (n-1) применяется когда инвестиционные затраты осуществляются в начале каждого периода.

Для оценки экономической эффективности внедрения различных технологий рассчитываются следующие показатели:

Производственные затраты на добычу нефти рассчитываются путем умножения объема добытой нефти на условно-переменные затраты в расчете на 1 тонну.

Валовая прибыль равна выручке от реализации за вычетом производственных расходов и амортизационных отчислений.

Притоки представляют собой выручку от реализации добытой по проекту нефти.

Притоки дисконтированные равны выручке от реализации добытой по проекту нефти умноженные на коэффициент дисконтирования.

Оттоки представляют собой сумму инвестиций, производственных затрат, налога на имущество и налога на прибыль за год.

Индекс доходности - представляет собой отношение суммы дисконтированных притоков к сумме дисконтированных оттоков.

- Срок окупаемости капитальных вложений - количество лет, за которое вложенные средства полностью окупаются, и накопленный дисконтированный поток наличности приобретает положительное значение [25].

Далее предложены три варианта строительства скважин:

а) строительство многозабойных скважин на имеющемся фонде скважин;

б) строительство многозабойных наклонно-направленных скважин-дублеров;

в) строительство наклонно-направленных скважин без бурения боковых стволов.

Для расчета экономической эффективности по каждому из перечисленных вариантов достаточно будет рассмотреть на примере одной скважины. Затем будет определено, какой из них наиболее эффективен.

Оценка экономической эффективности строительства многозабойных скважин на имеющемся фонде скважин

Сущность многозабойного способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают. Дополнительные стволы могут переходить в горизонтальные.

При расчете эффективности забуривания БС и БГС основные технологические показатели (начальный дебит, стоимость 1м проходки, средняя длина ствола) приняты на основе фактических затрат на зарезку БС и БГС за 2008 г. Ежегодное падение дебита учтено в размере 7%. Срок эксплуатации скважины после проведения мероприятия - 7 лет.

Расчет затрат на зарезку БС и БГС на имеющемся фонде скважин НГДУ «Нурлатнефть» представлен в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Расчет затрат на зарезку БС и БГС на имеющемся фонде скважин по НГДУ «Нурлатнефть» за 2008 год

Затраты на проведение мероприятия складываются из затрат на забуривание ствола и затрат на ПЗР перед проведением зарезки. В среднем затраты на зарезку одного ствола составят 4,8 млн. руб. из расчета средней длины ствола в 400,0 м и стоимости 1 м проходки на уровне 12 017,0 руб. Затраты на ПЗР перед проведением мероприятия составили 300,0 тыс. руб.

Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, рассчитываются, как произведение годовой добычи нефти и условно-переменных затрат на 1 т нефти (включая НДПИ). Годовой объем добычи нефти рассчитывается как произведение дебита скважины после проведения мероприятия на количество дней в году и коэффициента эксплуатации скважин. Начальный дебит скважин в среднем по мероприятиям (БС и БГС) составит 7,4 т/сут. Сведения о фактическом начальном дебите скважин после проведения мероприятий взяты на основе анализа выполнения инвестиционной программы по бурению БС и БГС выполненного Управлением инвестиций ОАО «Татнефть». Величина условно переменных затрат на добычу 1 т. по состоянию на 2007 год составляют 171,97 руб./т. (см.табл.3.6) [19].

Условия сбыта продукции в расчетах заложены в размере сложившихся в ОАО «Татнефть» за 2007 год. В связи с этим принято, что нефть может быть реализована, как на внутреннем, так и на внешнем рынке.

Средневзвешенная цена реализации нефти по рынкам сбыта составит 6 441,7 руб. за тонну.

Расчеты

1.      Затраты на зарезку одного БС = Ср.стоимость 1м. проходки · Ср.длина бокового ствола + ПЗР на скважине = 12, 017 · 400,0 + 300,0 = 5 106,8 тыс.руб.

2.      Годовая доп.добыча нефти (Q_{год доп}) = q_ср· k_э · 365 = 7,4 · 0,907 · 365 = 2 449,81 тн.,

где q_ср - среднесуточный дебит скважины после зарезки БС и БГС,

k_э - коэффициент эксплуатации скважин.

3.      Переменные затраты на доп.добычу нефти (З_перем) = Q_{год доп} · З¹_перем = 2 449,81 · 171,97 = 421 293,3 руб. или 421,29 тыс.руб.,

где З¹_перем - условно-переменные затраты на добычу 1 тн. нефти.

4.      Выручка от реализации продукции = Q_{год доп} · Цена_ср реализации 1 т. нефти = 2 449,81· 6 441,7 = 15 780 941,1 руб. или 15 780,9 тыс.руб.

5.      НДПИ = Q_{год доп} · ставка НДПИ = 2 449,81·2 135,6 = 5 231 814,2 руб. или 5 231,8 тыс.руб.

.        С/ст-сть реализованной продукции = З_перем + НДПИ + Затраты на зарезку БС = 421,29 + 5 231,8 + 5 106,8 = 10 359,89 тыс.руб.

.        С/ст-сть 1 тн. доп. добычи = С/ст-сть реализованной продукции / Q_{год доп} = 10 359,89 · 1000 / 2 449,81 = 4 228,85 руб./т.

8.      Прибыль от реализации = Выручка от реализации - С/ст-сть реализованной продукции = 15 780,9 - 10 359,89 = 5 421,01 тыс. руб.

9.      Налог на прибыль = Прибыль от реализации · Ставка налога = 5 421,01 · 24% / 100% = 1 301,04 тыс. руб.

10.    Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия = Прибыль от реализации - Налог на прибыль = 5 421,01 - 1 301,04 = 4 119,97 тыс. руб.

Расчеты показали, что чистый дисконтированный доход в среднем при зарезке БС и БГС составит 26 394,6 тыс. руб. Индекс доходности понесенных затрат - 1,78 д. ед. Срок окупаемости мероприятия по дисконтированному доходу составит 0,6 года. По всем критериям инвестиционный проект эффективен.

Оценка экономической эффективности строительства многозабойных наклонно-направленных скважин-дублеров

Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

- при бурении в обход осложненных зон горных пород;

- при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

- при глушении открытых фонтанов;

- при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

- морские месторождения углеводородов;

- месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

- залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

- низкопроницаемые неоднородные пласты-коллекторы малой мощности;

- карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью;

- переслаивающиеся залежи нефти и газа;

- залежи на поздней стадии разработки.

Направленная скважина представляет собой сложное подземное сооружение, включающее вертикальную или наклонную выработку в глубь земной коры, переходящую в горную выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных колонн и цементных оболочек, фильтр в зоне разрабатываемого нефтяного или газового пласта.

Расчет затрат на строительство многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера НГДУ «Нурлатнефть» представлен в табл. 4.2.

Затраты на строительство многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера складываются из затрат на бурение, затрат на обустройство и оборудование и затрат на зарезку бокового ствола. [19].

В среднем затраты на бурение наклонно-направленной скважины-дублера составляют 17,2 млн. руб. из расчета средней длины ствола в 1800 м и стоимости 1м проходки на уровне 9 583,0 руб. Затраты на обустройство и оборудование составили 4 392 тыс. руб., затраты на зарезку бокового ствола - 5 106,8 тыс.руб. (см.табл.4.2).

Среднесуточный дебит новой многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера составляет 8,0 т/сут., коэффициент эксплуатации скважин равен 0,907 д. ед.

Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, рассчитываются аналогично п.4.2.

Таблица 4.2

Расчет затрат на строительство многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера НГДУ «Нурлатнефть» за 2008 год

Условия сбыта продукции и средневзвешенная цена реализации нефти приняты аналогично п.4.2.

Расчеты

1.      Затраты на строительство ННС = Ср.стоимость 1м. проходки · Ср.длина бокового ствола + Затраты на обустройство = 9,583 · 1 800,0 + 4 392,0 = 21 641,4 тыс.руб.

2.      Затраты на зарезку одного БС = Ср.стоимость 1м. проходки · Ср.длина бокового ствола + ПЗР на скважине = 12, 017 · 400,0 + 300,0 = 5 106,8 тыс.руб.

.        Годовая доп.добыча нефти (Q_{год доп}) = q_ср· k_э · 365 = 8,0 · 0,907 · 365 = 2 648,4 тн.,

где q_ср - среднесуточный дебит скважины после зарезки БС и БГС,

k_э - коэффициент эксплуатации скважин.

4.      Переменные затраты на доп.добычу нефти (З_перем) = Q_{год доп} · З¹_перем = 2 648,4 · 171,97 = 455 445,3 руб. или 455,45 тыс.руб.,

где З¹_перем - условно-переменные затраты на добычу 1 тн. нефти.

5.      Выручка от реализации продукции = Q_{год доп} · Цена_ср реализации 1 т. нефти = 2 648,4 · 6 441,7 = 17 060 198,28 руб. или 17 060,2 тыс.руб.

6.      НДПИ = Q_{год доп} · ставка НДПИ = 2 648,4 ·2 135,6 = 5 655 923,04 руб. или 5 655,9 тыс.руб.

.        С/ст-сть реализованной продукции = З_перем + НДПИ + Затраты на строительство ННС + Затраты на зарезку БС = 455,45 + 5 655,9 + 21 641,4 + 5 106,8 = 32 859,7 тыс.руб.

.        С/ст-сть 1 тн. доп. добычи = С/ст-сть реализованной продукции / Q_{год доп} = 32 859,7 · 1000 / 2 648,4 = 12 749,38 руб./т.

.        Прибыль (Убыток) от реализации = Выручка от реализации - С/ст-сть реализованной продукции = 17 060,2 - 32 859,7 = -15 799,5 тыс. руб.

.        Налог на прибыль = Прибыль (Убыток) от реализации · Ставка налога = -15 799,5 · 24% / 100% = -3 791,88 тыс. руб.

.        Прибыль (Убыток), остающаяся в распоряжении предприятия = Прибыль (Убыток) от реализации - Налог на прибыль = -15 799,5 - (-3 791,88) = -12 007,62 тыс. руб.

Из вышеприведенных расчетов следует, что в первый год реализации мероприятия получен отрицательный результат - убыток. Получение прибыли наблюдается лишь на 4-5 гг.

Чистый дисконтированный доход для многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера составил 14 855,8 тыс. руб. Индекс доходности понесенных затрат - 1,48 д. ед. Срок окупаемости мероприятия по дисконтированному потоку составит 4,2 года. По всем критериям инвестиционный проект эффективен.

5. Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия на технико-экономические показатели производства НГДУ «Нурлатнефть»

.1 Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на себестоимость нефти

Для любого предприятий, снижения себестоимости выпускаемой продукции - одно из важнейших задач. Одной из целей внедрения новой техники и технологии в ОАО «Татнефть» является снижение себестоимости добычи нефти.

Внедрение ввода добывающих скважин из длительного бездействия и метода гидроразрыва пластов подтвердило их работоспособность и эффективность - это доказали расчеты экономического эффекта.

Экономический эффект от внедрения данных мероприятий получается за счет получения дополнительной добычи нефти при использовании технологии. Снижение себестоимости 1 тн добытой нефти происходит за счет увеличения доли переменных издержек при неизменных постоянных затратах. Для того чтобы провести анализ изменения себестоимости добычи нефти сведем итоговые данные в табл. 5.1.

Таблица 5.1.

Изменение себестоимости 1 тонны добычи нефти до и после внедрения мероприятий по вводу добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП НГДУ «Нурлатнефть»

Снижение себестоимости одной тонны нефти определяется по формуле:

, (5.1)

где С1- себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий;

С2 - себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятий

Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий составляет:

С1 =

Себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятий (С₂) определяется

С₂ = , (5.2)

где З₁ - общие эксплуатационные затраты до внедрения мероприятия, тыс.руб;

ΔЗ - изменение эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия, тыс.руб;

А₁ - объем добычи нефти до внедрения мероприятия, тыс.т;

ΔА - изменение объема добычи нефти после внедрения мероприятия, тыс.т.

Себестоимость оной тонны нефти после проведения мероприятий по одновременно-раздельной эксплуатации скважин составит:

С₂ = , (5.3)

Таким образом снижение себестоимости составит:

 = 5191,9-5044,5 =147,4 тыс.руб./тн

Итак, проведенные мероприятия позволили снизить себестоимость 1 тонны добычи нефти на 147,4 тыс.руб.за счет дополнительно добытой нефти.

Проведенные мероприятия по внедрению мероприятий по вводу добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП позволили снизить себестоимость добычи нефти. Необходимо провести анализ влияния их на изменение точки безубыточности и зоны безопасности предприятия.

Для этого сведем данные для определения точки безубыточности НГДУ «Нурлатнефть» в табл. 5.2.

Таблица 5.2.

Исходные данные для расчета точки безубыточности до и после внедренных мероприятий.

Для определения безубыточного объема продаж в стоимостном выражении необходимо сумму постоянных затрат разделить на долю маржинального дохода в выручке:

До внедрения мероприятий: В кр =

После внедрения мероприятий: В кр =

Безубыточный объем продаж в натуральном выражении составит:

До внедрения мероприятий: VPПкр =

После внедрения мероприятий: VPПкр =

Точка критического объема реализации составит:

До внедрения мероприятий: Т = 3308,453:7213,054= 0,459=45,9%

После внедрения мероприятий: Т = 3302,003:7213,054 = 0,458 = 45,7%

Объем реализации продукции для получения определенной суммы прибыли составит:

До внедрения мероприятий: VPП =

После внедрения мероприятий:VPП =

Зоны безопасности аналитическим методом по стоимостным показателям составит:

До внедрения мероприятий: ЗБ =

или 53,8%

После внедрения мероприятий: ЗБ =

или 53,9%

В результате проведенных расчетов мероприятия позволяют снизить долю постоянных затрат на единицу продукции с 1,648 тыс.р/тн до 1,645 тыс.руб./тн, уменьшить безубыточный объем продаж на 6725 тонн нефти и увеличить зону безопасности на 0,1% с 53,8% до 53,9%. Все это говорит о целесообразности проведенных мероприятий.

5.3 Сопоставление основных ТЭП до и после внедрения мероприятий

На основе проведенных в предыдущих главах дипломного проекта расчетах проанализируем влияния методов по внедрению мероприятий по вводу добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Нурлатнефть». В таблице 5.3. указаны основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Нурлатнефть»

Таблица 5.3. Основные технико-экономические показатели работы НГДУ "Нурлатнефть".

В результате проведенных мероприятий было получено дополнительно добытой нефти 58400 тонн.

Уменьшение доли постоянных издержек вызвало снижение себестоимости добычи нефти и эксплуатационных затрат.

В результате балансовая прибыль предприятия возросла на 6450 тыс.руб.

Таким образом, проведенные мероприятия позволяют укрепить экономическое положение НГДУ «Нурлатнефть» и в связи с этим их можно считать экономически целесообразными.

Заключение

НГДУ «Нурлатнефть» можно охарактеризовать как стабильно функционирующее предприятие. Оно в нелегких условиях истощения залежей на протяжении нескольких лет удерживает добычу нефти на стабильном уровне. Из года в год наблюдается положительная динамика технико-экономических показателей деятельности НГДУ: увеличивается сумма капитальных вложений, вводятся из бурения десятки скважин, растет объем товарной продукции, возрастает среднемесячная заработная плата. Выступает рост балансовой прибыли .

Высокие цены на нефть на мировом рынке в 2008 году позволили управлению существенно укрепить свои производственные мощности, увеличить заработную плату, значительно расширить и выполнить все намеченные социальные программы.

Анализ сметы затрат за 2006 -2008 г.г. показал увеличение по всем статьям затрат, что связано в основном повышением цен на материалы, комплектующие, ростом заработной платы, увеличением среднегодовой стоимости основных фондов, ростом тарифов на транспорт, энергию, цен на топливо и ГСМ.

В результате анализа себестоимости по калькуляционным статьям была дана общая оценка: предприятию необходимо обратить внимание на снижение расходов на содержание и эксплуатацию оборудования и прочих расходов. Именно перерасход по этим статьям оказал особо сильное отрицательное влияние на снижение себестоимости продукции. Возможно проводимая в настоящий момент реструктуризация НГДУ с выводом непрофильных видов деятельности из состава, к которым относятся цеха по ремонту и обслуживанию оборудования, и будет являться решением проблемы по снижению издержек. Так как контроль этих затрат будет проводиться особенно жестко.

В дипломной работе были проанализированы мероприятия по вводу неэксплуатационных скважин из бездействия. Согласно расчетам экономической эффективности, внедрение методов целесообразно.

Список используемой литературы

1. Годовой отчет за 2006-2008 г.г.

2. Геологический отчет за 2006-2008 г.г.

3. Корпоративная информационная система «Татнефть-нефтедобыча» временный регламент информационного и организационного обеспечения, Альметьевск 2003 - 64 с.

4. Закирова Ч.С. Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск, Тип. АГНИ, 2006 - 150 с.

5. Экономика предприятия: Учебник для вузов / В.Я. Горфинкель, Е.М. Купряков, В.П. Просолова и др. -М.: Банки и биржи, Юнити, 2008 -367 с.

6. Барнгольц С.Б. Экономический анализ хозяйственной деятельности на современном этапе развития. М.: Финансы и статистика, 2006 - 243 с.

7. Г.В. Савицкая «Анализ хозяйственной деятельности предприятия», -Минск ООО «Новое знание», 2002 - 704 с.

8. “Положение о премировании работников за экономию эксплуатационных затрат”.

9. В.Ф. Дунаев «Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности», М., «ЦентрЛитНЕфтеГаз», 2008 - 305 с.

10.Р.Х. Муслимов «Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности», Казань, «ФОН», 2005 - 687 с.

11.В.П. Лавущенко «Избранное», М., НП «Закон и порядок», 2006 - 483 с.

12. Основы организации производства: Учебник / Под ред. Н. А. Чечина. - Самара: Изд-во СГЭА, 2004 - 321 с.

. В.И.Егоров, Н.Н.Победоносцева, Э.А.Павлинич, Е.С.Сыромятников «Экономика нефтегазодобывающей промышленности», - Изд. «Недра», 1984 - 255 с.

. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности /Под ред. В.И. Стражева. Мн.: Высшая школа, 2008 - 216 с.

. Экономика и бизнес. Учебник для ВУЗов. М, 2003 - 746 с.

. Руководящий документ Геолого-промысловое обоснование внедрения технологий одновременно-раздельной эксплуатации для вовлечения в разработку возвратных и подчиненных объектов. РД 153-39.0-557-08. Бугульма 2008 - 123 с.

. Руководящий документ «Регламент на строительство боковых стволов» РД 153 - 39.0 - 343 - 04. Бугульма, 2004 - 122 с.

. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса. - М.: Изд. ГКНТ,1988 - 17 с.

.Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. РД-39-01/06-000 /-89. - М.: МНП, 1989-212 с.

.Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-02. - М.: 2002 - 203 с.

.Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа. - М.: Минтопэнерго РФ, 2005 - 134 с.

.Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: Учеб. Для техникумов. Под ред. Шматова В.Ф., Малышева Ю.М., Тищенко В.Е. и др. - М.: Недра, 2001 - 411с.

. Колотеев С.В. Оптимизация пробуренного фонда скважин ЦДНГ-3. Научный доклад. - г.Нурлат, 2009 - 39 с.

.Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Учеб для вузов. Под ред Бренца А.Д., Брюгемана А.Ф., Злотниковой Л.Г. и др. - М.: Недра, 1989 - 333 с.

.Карпов В.Г., Макаров А.В. и др. Экономические аспекты применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Учебн. пособие. - Уфа.: Изд. УГНТУ, 2003 - 66 с.

. Стандарт предприятия. “Оценка экономической эффективности мероприятий по экономии топливно-энергетических ресурсов”. - Альметьевск. Изд. «Татнефть», 2000 - 74 с.