Исследование влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ "Елховнефть"

 

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему:

«Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ Елховнефть

Содержание

Введение

1. Организационно-экономическая характеристика НГДУ "Елховнефть

.1 Краткая характеристика деятельности предприятия

.2 Анализ основных технико-экономических показателей за период 2006-2007 гг

.3 Организационная структура НГДУ "Елховнефть

. Анализ издержек добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ.

2.1Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

2.1.1Анализ динамики и структуры затрат

2.1.2 Выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти

.2 Маржинальный анализ себестоимости продукции

.2.1 Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью

.2.2Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации

2.2.3Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия

3.Анализ эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС

3.1Методика экономической эффективности совершенствования оборудования

3.2Анализ экономической эффективности усовершенствования и внедрения оборудования

.3Сравнительный анализ эффективности предложенных мероприятий

4Анализ влияния на себестоимость добычи нефти внедряемого оборудования

.1Анализ влияния повышения качества ремонтов на МРП

4.2Анализ влияния увеличения МРП скважин на себестоимость добычи нефти

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Нефтедобывающая промышленность является основной базовой отраслью страны, от которой во многом зависит благополучие других отраслей материального производства, а также строительства, транспорта и других сфер нематериального производства. Особенностью современной ситуации в нефтегазовом комплексе является переход его в совершенно иную стадию развития. Если раньше он выполнял свою главную задачу за счет перемещения нефтедобычи в новые регионы посредством вовлечения в разработку новых месторождений, то теперь такие шаги лишь частично оказывают влияние на объемы и эффективность добычи нефти. Основные запасы, которые можно использовать, уже открыты и находятся в интенсивной эксплуатации. А освоение иных крупных месторождений, в силу объективных условий, будет растянуто во времени и не скоро принесет отдачу. Поэтому в нефтегазовом комплексе ситуация ныне такова, что во всех звеньях технологической цепи необходимо осуществлять максимально эффективную деятельность [15].

Как правило, месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, характеризуются снижением добывных возможностей скважин при постоянном росте обводненности продукции, что зачастую приводит к убыточной эксплуатации таких скважин, и, следовательно, к снижению эффективности работы всего нефтегазодобывающего предприятия.

В связи с этим, большую актуальность приобретает наиболее точное определение себестоимости добычи нефти по каждой конкретной скважине и правильная оценка мероприятий, направленных на повышение эффективности [9].

Себестоимость продукции - это не только важнейшая экономическая категория, но и качественный показатель, так как она характеризует уровень использования всех ресурсов (переменного и постоянного капитала), находящихся в распоряжении предприятия [17].

Следствием увеличения преждевременных ремонтов является преждевременный выход из строя глубиннонасосного оборудования, не отработавшего гарантийный срок по тем или иным причинам, что влечет увеличение затрат на ПРС и себестоимость добычи нефти.

Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого-технических мероприятий. При ремонтных работах скважины не дают продукцию [16].

Увеличение себестоимости добычи нефти за счет увеличения условно-постоянной части является отрицательным результатом. Поэтому одна из основных задач НГДУ является снижение преждевременных ремонтов, увеличение надежности работы глубиннонасосного оборудования за счет проводимых мероприятий.

Мероприятия необходимо разрабатывать на основе детального анализа преждевременных ремонтов, выявления причин их возникновения.

Одной из основных задач для НГДУ является увеличение МРП скважин.

МРП является оценочным показателем работы скважин и отражает в равной степени как технический уровень, надежность, качество изготовления и ремонта скважинного оборудования, так и степень организации работ по ремонту скважин.

Под МРП эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени, то есть период фактической их эксплуатации, между последовательно проводимыми ремонтами.

При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, а также связанные с проведением ГТМ [13].

Увеличение МРП возможно при уменьшении количества ремонтов.

Первая глава посвящена геолого-технической характеристике объектов разработки НГДУ Елховнефть. В этой главе раскрывается актуальность применения в современной нефтедобыче методов повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ Елховнефть . Описывается организационно - экономическая характеристика предприятия и приводится анализ технико - экономических показателей за 2006-2006 г.г.

Вторая глава проекта содержит анализ себестоимости добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ НГДУ «Елховнефть». Проведен маржинальный анализ себестоимости продукции.

Третья глава дает оценку экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов, а также мероприятий направленных на сокращении времени проведения одного ремонта. На основе проведенных расчетов определяется экономический эффект, который был получен при реализации определенного инвестиционного проекта в области МУН, а также внедряемого оборудования добывающих скважин при проведении ПРС.

Четвертая глава посвящена анализу влияния на себестоимость добычи нефти мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС.

1.ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НГДУ ЕЛХОВНЕФТЬ

.1 Краткая характеристика деятельности предприятия

себестоимость нефть добыча ремонт

НГДУ «Елховнефть» - одно из подразделений ОАО «Татнефть». Оно выполняет весь комплекс работ по добыче, подготовке и переработке со всем комплексом работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту использованного оборудования.

НГДУ «Елховнефть» было создано 1 июля 1962 года, как нефтепромысловое управление, которому предстояло вести разработку Ново-Елховского месторождения, расположенного на территории четырех административных районов, причем без скидок на организационный период, технические и технологические трудности.

Нефтяные площади, которые начинали разрабатывать первопроходцы елховской нефти, имели свои особенности. Попытка применить метод законтурного заводнения не дала желаемого результата. Не показал себя и другой метод - метод внутриконтурного заводнения.

Геологи и разработчики НГДУ проведя комплексные исследования, ряд экспериментов, разработали новый метод извлечения нефти - метод избирательного и очагового заводнения. Впервые осуществленный на Ново-Елховском месторождении, он затем нашел широкое применение при разработке новых месторождений страны. Принятый метод позволил повысить уровень нефтеотдачи пластов, увеличить объем добычи нефти.

Быстрому наращиванию добычи нефти способствовало создание в короткие сроки производственной базы. Здесь также появилась главная тенденция развития управления - тенденция на ускорение внедрения новой техники, поиски и выбор прогрессивной технологии добычи нефти, рациональную организацию труда и производства, на развитие творческой инициативы нефтяников.

Технический прогресс. В последние годы инженерно-технические работники и руководство НГДУ проводят большую работу по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Несмотря на то, что основные месторождения значительно выработаны и находятся на завершающих стадиях разработки, успешная реализация программы технического прогресса позволила стабилизировать добычу нефти и несколько повысить технико-экономические показатели.

Повлияла и целенаправленная работа трубной базы, где все НКТ, поступающие со скважин, проходят отбраковку по резьбам и по герметичности, подвергаются шаблонировке. С проблемой коррозии нефтепромыслового оборудования в управлении столкнулись с началом разработки залежей высокосернистых нефтей и использования сточных вод в системе поддержания пластового давления. Поэтому важной проблемой, решаемой в НГДУ, является надежная защита металла от коррозии на всем пути движения сточной воды - от мест ее получения до забоя скважин.

Сегодня также в числе наиважнейших задач, стоящих перед НГДУ, следует выделить программу модернизации системы поддержания пластового давления.

Также можно отметить, что продолжается совершенствование техники и технологии промысловой подготовки нефти и сточной воды в пласт. Специалисты НГДУ берут на вооружение все то новое, что появляется в отечественной и зарубежной науке и практике.

Во всех резервуарных парках внедрена технология улавливания легких углеводородов (УЛФ), которая позволила улучшить экологическое состояние воздушного бассейна, уменьшить пожароопасность резервуарного парка.

В последние годы проведены важные мероприятия по снижению затрат на теплоэнергию. Например, перевод отопления объектов Кичуйской промбазы с пара на перегретую воду, качественное регулирование подачи тепла и т.д.

Пожалуй, нет ни одного участка производства, ни одного звена технологического процесса, которого бы не коснулся процесс обновления средств автоматизации. Продолжается в подразделениях НГДУ внедрятся автоматизированные системы управления с функциями сбора информации и дистанционного управления объектами, а также вычислительной техники, новых средств автоматизации.

ООО «Кичучат».За свою короткую историю агроцех Кичучат стал одним из передовых агропредприятий АО «Татнефть». Он оснащен современной сельскохозяйственной техникой, животноводческими комплексами, машино-тракторным парком. Неузноваемо приобразилось село Кичучат. Оно превратилось в прекрасную, цветущую, благоустроенную деревню с современными жилыми домами, школой детским садом, общественными центрами.

ТОО «Елховлес». Задачами этого предприятия являются заготовка леса и его переработка, выпуск товаров народного потребления и т.д.

ООО «Елховсервис». Одной из главных задач, стоящих перед АО «ТН», является увеличение объема добычи нефти с помощью наиболее эффективных методом повышения нефтеотдачи пластов. Для решения этих задач и был создан в 1997 году ООО «Татнефть -Елховсервис».

Социальная деятельность. Многочисленный коллектив выполняет свою производственную программу, что является результатом как высокой организованности на производстве, так и успешного решения социальных и бытовых вопросов.

Сюда можно включить и спортивно - оздоровительный лагерь «Солнечный», который находится 20 километрах от города, и в котором в летний сезон отдыхает ежегодно до 325 детей. В зимний период он функционирует как двухдневная база отдыха, где созданы условия для полноценного отдыха взрослых и детей. Там же проводятся все летние и зимние спартакиады работников НГДУ.

1.2 Анализ основных технико-экономических показателей за период 2006-2007 гг

Основные технико-экономические показатели дают полное представление обо всех данных работы на предприятие НГДУ «Елховнефть». На основе данных таблицы 1.2 проанализируем динамику основных технико- экономических показателей.

Таблица 1.2

Основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Елховнефть»

№№ ппНаименование показателейЕд. изм.2006год отчет2007 годОткл. +,-% 2007 г. к 2006 г.планфакт1234567891.Добыча нефтитыс.тн.2825,027952886,191,085103,3102,22.Добыча жидкоститыс.тн.14055,014172,013634,2-53896,297,03.Обводненность нефти%79,980,378,8-198,298,74.Среднесуточный дебиты на 1 скв. - по нефти т/сут.3,67 4,42 120,4 - по жидкостит/сут.18,28 20,87 114,25.Добыча нефти по способам эксплуатации - фонтанные%0 0 - насосные%100 100 100,0 в т.ч. ЭЦН%19,03 18,93 99,5 СКН %80,97 81,07 100,16.Товарная продукциятыс.руб.15090699 0 0,07.Сдача нефти НГДУ, всеготыс.тн.2575,12556,42718,8162106,4105,68.Ввод скважин новых - нефтяных скв.3118279150,087,1 - нагнетательныхскв.3925250100,064,19.Эксплуатационный фонд скважин на конец периода 4137 4145 100,2 - нефтяных скв.2788 2767 99,2 - нагнетательныхскв.1349 1378 102,110.Среднегодовой действующий фонд скважинскв.3806 3820 100,4 - нефтяных скв.2530 2519 99,5 - нагнетательныхскв.1276 1301 102,011.Межремонтный период работы скважин всегосут.917 943 102,8 - ЭЦНсут.893 859 96,2 - СКНсут.921 959 104,112.Закачка воды в пласттыс.м3153621634114279-206187,493,0 в т.ч. - пресной и пластовой воды-"-40074840,63401-144070,384,9 - сточной воды-"-113551150010878-62294,695,813.ЕНПУ Товарная продукциятыс.руб.2010086 19695131969513 98,0 Себестоимость 1 тонны нефтепродуктовруб.6455 0 0,0 Выход готовой продукциитонн1812490179176179176 98,9 в т.ч. бензин Р-92тонн34105 1913219132 56,1 дизельное топливотонн104668 101580101580 97,0 дорожный битумтонн5735 00 0,0 сератонн462 426426 92,2 бензин прямогонныйтонн19 4343 226,3 печное топливотонн5854 1133511335 193,6 бензин Н-80тонн30406 4664246642 153,4 мазуттонн0 1818 Прибыль от товарной продукции тыс.руб.840211 0 0,0 Рентабельность%72 0 0,012345678914.Ввод основных фондовтыс.руб.859648 0,015Среднегодовая стоимость основных фондовтыс.руб.13319532 0,016.Капитальные вложения всего тыс.руб.921030000 0,0 в т.ч. бурение тыс.руб.416702 0 0,0 капитальное строительство промышленноетыс.руб.263212 0 0,0 капитальное строительство непромышленноетыс.руб.15914 0 0,0 ОНВССтыс.руб.223480 0 0,0 межеваниетыс.руб. выкуп земли,имуществатыс.руб.1722 0 0,017.Численность, всегочел.2576 2419 93,9 в т.ч. - пром.производ.персоналчел.2421 2294 94,8 - непромышленный персоналчел.155 125 80,618.Фонд оплаты труда всеготыс.руб.609442 687590 112,8 - пром.производ.персоналтыс.руб.588651 671060 114,0 - непромышленный персоналтыс.руб.20791 16530 79,519.Выплаты социального характератыс.руб.36654 5721 15,620.Среднемесячная зарплатаруб.19715 23687 120,1 - пром.производ.персоналруб.20262 24377 120,3 - непромышленный персоналруб.11178 11020 98,621.Себестоимость 1 тн.нефти руб.3909,7 0,022.Балансовая прибыльтыс.руб.5633601 0,023.Услуги населениютыс.руб.5934 3251 54,8

Объём добычи нефти в 2007 году составил 2886,1 тыс. т. - это на 2,2% больше по сравнению с 2006 годом и 3,3 % больше по сравнению с планом. Таким образом, произошло увеличение добычи. На рисунке 2.3 представлена динамика добычи нефти за 2005-2006 гг.

Рис. 1.3 Динамика добычи нефти по НГДУ «Елховнефть»

Добыча жидкости как по сравнению с 2006, так и относительно плана уменьшилась на 3,0 % и 3,8 % соответственно, и составило 13634,2 тыс. тонн за счет предварительного сброса воды на УПС ДНС, что положительно повлияло на сокращение электроэнергии на транспортировку и подготовку пластовой жидкости.

Для стабилизации положения, в НГДУ проводятся геолого - технические мероприятия: в 2007 году введено из бурения 27 новых добывающих скважин при плане 18 скважин, что составляет 150,0% выполнения плана. В целях поддержания объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Обводненность продукции в 2007 году уменьшилась. по сравнению с 2006 годом с 79,9% до 78,8 % . А по сравнению с планом обводненность продукции в 2007 году снизилась на 1,5 %.

Среднесуточный дебит одной скважины в 2007 году составил 4,42 т/сут. по нефти и 20,87 т./сут. по жидкости. Среднесуточный дебит по нефти в 2007 году на 0,75 т./сут. больше, чем в 2006 году.

В НГДУ «Елховнефть используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и ШГН. Добыча нефти механизированным способом за 2007 год составила 100 %, в том числе ЭЦН - 18,93 %, ШГН - 81,07 %. Добыча скважин, оборудованных ЭЦН, снизилась по сравнению с 2006 годом на 0,5 %. Добыча нефти по скважинам, оборудованным ШГН, в 2006 году возросла по сравнению с 2006 годом на 0,1 % [1].

В 2007 году товарная продукция выросла и составила 15090699 тыс. руб., что на 13,1 % больше, чем в 2006 году и на 4,7 % больше, чем по плану. Увеличение произошло за счёт роста цен на нефть.

Сдача нефти НГДУ была запланирована объемом 2556,4 тыс. тонн. Фактически увеличилась на 6,4 % , и составила 2718,8 тыс. тонн. По сравнению с предыдущим годом нефти этот показатель увеличился на 5,6 %, что составило 143,7 тыс. тонн.

В 2007 году было введено 27 нефтяных и 25 нагнетательных скважин, что меньше на 14 нагнетательных скважин по сравнению с 2006 годом.

Эксплуатационный фонд скважин на конец 2007 года уменьшился по сравнению с 2006 годом на 21 нефтяную и увеличился на 29 нагнетательных скважин.

В 2007 году по сравнению с прошлым годом среднедействующий фонд нефтяных скважин увеличился на 14 скважин.

В 2007 году межремонтный период работы скважин, оборудованных СКН увеличился на 38 суток и составил 959 суток по сравнению с 2006 годом. Межремонтный период работы скважин в 2007 году, оборудованным ЭЦН снизился на 34 сутки и составил 859 суток по сравнению с 2006 годом.

В 2007 году ввод основных фондов увеличился на 146362 тыс.руб., по сравнению с 2005 годом и составил 859648 тыс.руб. Это на 20,5 % больше, чем в 2006 году.

Среднегодовая стоимость основных фондов снизилась в 2007 году на 5911980 тыс. руб. по сравнению с 2006 годом и составила 13319532 тыс.руб.

Численность персонала каждый год сокращается. В 2006 году по сравнению с 2005 годом численность персонала сократилась на 157 человек и составила 2419 человек. Динамика численности приведена на рисунке 1.4. Уменьшение численности по всем категориям связано с ежегодной оптимизацией численности работников НГДУ и выводом непрофильных структурных подразделений из состава управления [1].

Рис. 2.4 Динамика численности работников по НГДУ «Елховнефть»

Фонд заработной платы в 2007 году составил 687590 тыс. руб., что на 12,8 % больше, чем в 2006 году.

Среднемесячная заработная плата в 2007 году увеличилась на 3972 руб. по сравнению с предыдущим годом и составила 23687 рублей. Увеличение произошло в связи с ростом тарифных ставок и повышением разрядов рабочим.

Себестоимость 1 тонны нефти в 2007 году составила 4083,9 руб., это на 166,59 руб. больше, чем в 2006 году. Изменение себестоимости представлено на рисунке 1.5.

Рис. 1.5 Динамика себестоимости добычи 1 тонны нефти по НГДУ «Елховнефть»

Балансовая прибыль в 2007 году составила 5635607 тыс. руб., что больше показателя 2006 года на 1792012 тыс. руб. Значительный рост балансовой прибыли в 2007 году связан с ростом цен на нефть и нефтепродукты [1].

1.3 Организационная структура НГДУ Елховнефть

НГДУ «Елховнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании Положения об НГДУ.

В состав НГДУ входят: ЦДНГ - 1,2,3,4,5,6,7, ЦППД - 1,2, ЦКППН - 1,2, ЕНПУ, ЦПРС - 1,2, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ - 1,2, ТЭЦ, ЦАП - 1,2, СОЦ (оздоровительные лагеря «Солнечный» и «Факел», гостиница «Елхов», спортивный комплекс, база отдыха «Дружба», врачебный здравпункт, конно-спортивная школа), аппарат управления.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть».

Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ.

Положение о внутренних подразделениях, структура и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утвержденным ОАО «Татнефть», исходя из объема, существующих нормативов и условий работы.

Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

Заместителями начальника управления являются: главный инженер - первый заместитель начальника управления, главный геолог - заместитель начальника управления, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника управления по капитальному ремонту и строительству скважин, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника управления по социальным вопросам.

Главному инженеру - первому заместителю начальника управления подчиняются: отдел промышленной безопасности и охраны труда, производственный отдел добычи нефти и газа, отдел по поддержанию пластового давления, технический отдел, служба по борьбе с коррозией и охране природы; ЦИТС, служба главного технолога, служба по работе с имуществом, отдел главного механика, отдел главного энергетика, отдел управления персоналом (в части организации труда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест, аттестации РСС, перетарификации рабочих на основе Единой тарифной сетки, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами, молодежью), МГС (в части охраны природы), ЦДНГ - 1-7, ЦППД - 1,2, ЦКППН - 1,2, ЕНПУ, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ - 1,2, ТЭЦ, ЦАП - 1,2 [1].

Организационная структура НГДУ «Елховнефть» представлена на рис. 1.1.

Рис.1.1 Организационная структура НГДУ «Елховнефть» на 01.11. 2007 года

2. АНАЛИЗ ИЗДЕРЖЕК ДОБЫЧИ НЕФТИ И ЗАТРАТ НА ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

.1 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

.1.1 Анализ динамики и структуры затрат

Таблица 3.3

Наименование статей затрат2005 год2006 годОтклоненияВсего%на 1 т. руб.Всего%на 1 т. руб.( тыс.руб.)%на 1 т. руб.1.Расходы на энергию по извлечению нефти2036302,272,41978391,870,03-6050-0,4-2,372.Расходы по искусственному воздействию на пласт7491097,96266,39534758,6337,512039530,6471,213.Основная заработная плата производственных рабочих200340,217,12269270,249,5368930,32,414.Дополнительная заработная плата производственных рабочих 382210,4113,58513770,4618,19131560,054,615.Отчисления на социальное страхование141540,25192490,26,81509501,816.Амортизация скважин.1376351,548,91531941,454,2315559-0,35,337.Расходы по сбору и транспортировке нефти2819933100,23215092,9113,8138752-0,113,618.Расходы по технологической подготовке нефти208994 2,274,32460112,387,08435240,112,789.Расходы на подготовку и освоение производства010.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования143314015,2509,4153188713,9542,26103117-1,332,8611.Цеховые расходы.5591696198,77977187282,38204156183,6812.Общепроизводственные расходы4885495,2173,63645113,2129,03131938-2-44,5713.Прочие производственные расходы527423156,11874,66402813582266,4611285821,9391,9Производственная себестоимость а)валовой продукции9408859100334411066510100391716576510573Валовая добыча нефти , т.т.2813,5402825,030Калькуляция себестоимости 1 тонны добычи нефти за 2005-2006 гг.

Как видно из таблицы 3.3, состав калькуляции 1 тонны добычи нефти не изменился, однако произошли изменения в структуре калькуляции. Основную часть калькуляции 1 тонны добычи нефти занимают статьи «Прочие производственные расходы», «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования», «Расходы по искусственному воздействию на пласт» и статья «Цеховые расходы».

В отчетном году удельный вес общепроизводственных расходов в калькуляции 1 тонну добычи нефти уменьшились на 3,23%, и составил 356611 тыс. руб.

«Прочие производственные расходы» в отчетном 2006 году увеличились на 1128582 тыс. руб. Это произошло в основном за счет повышения НДПИ. «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» в 2005 году составили 15,2%, а в 2006 - 13,9 %. Уменьшение произошло на 1,3%. Если 2004 году расходы по искусственному воздействию на пласт были в размере 749109 тыс. руб., то в 2006 году на 203953 тыс.руб. израсходовано больше. В структуре калькуляции 1 тонны добычи нефти статья «Расходы по искусственному воздействию на пласт» в 2005 году занимали 7,96%, а в 2006 году 8,6%, то есть удельный вес этой статьи в калькуляции себестоимости добычи в отчетном году увеличился на 0,64%.

В статьях «Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих» изменения в удельном весе практически не произошли. В связи с этим и статья «Отчисления на социальное страхование» остались на том же уровне (0,2%).

Наглядно это видно на рисунке 3.4 и 3.5

Рис. 3.4 Динамика структуры затрат по статьям калькуляции в НГДУ «Елховнефть» за 2005 год

Рис. 3.5 Динамика структуры затрат по статьям калькуляции в НГДУ «Елховнефть» за 2006 год

2.2.2 Выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти

Общие издержки по степени зависимости от объема продукции подразделяются на условно-постоянные и условно-переменные, называемые в последующем тексте постоянными, и переменные. На основе таблицы 3.7., поделим затраты на производство на постоянные и переменные издержки.

Переменные издержки характеризуют расходы, связанные с ростом объема продукции. Переменные издержки изменяются пропорционально изменению объема производства, но они постоянны в себестоимости единицы продукции в приделах изучаемого объема производства.

Постоянные издержки характеризуют расходы, связанные со способностью хозяйствовать, т.е. показывают эффективность управления. Общая сумма постоянных издержек непосредственно зависит от изменения объема продукции [17].

В 2006 году постоянные издержки составили 4183782,5 тыс. руб., что ниже на 455864,88 тыс. руб., чем в 2005 году (3727917,62 тыс. руб.), переменные издержки в 2006 году составили 6882727,5 тыс. руб., что ниже на 1201786,1 тыс. руб., чем в предыдущем году (5680941,4 тыс. руб.). Диаграмма выделения условно-постоянных и условно переменных затрат представлена на рисунке 3.6.

В 2005 году у НГДУ «Елховнефть» в состав переменных издержек вошло 1,53% расходов на энергию по извлечению нефти, остальную же часть расходов на энергию включили в состав постоянных издержек, т.е. 0,63%. В 2006 году структура несколько изменилась - 1,33% в составе переменных затрат, и 0,45% в составе постоянных затрат.

Структура расходов по искусственному воздействию на пласт выглядит следующим образом - в 2005 году 6,2% расходов относится к сумме условно-постоянных затрат, а в отчетном году - 6,42%, остальная часть относится к сумме условно-переменных затрат (в 2005 году 2,03%, в 2006 году 2,19%).

Статьи «Основная и дополнительная заработная плата», «Отчисления на социальное страхование», «Амортизация скважин», «Расходы на содержание и эксплуатации оборудования», «Цеховые расходы» и «Общепроизводственные расходы» относятся полностью к сумме условно-постоянных издержек.

Большая часть расходов по сбору и транспорту нефти относится к постоянным затратам (в 2005 году - 2,75%, в 2006 году - 2,47%), а остальная часть к переменным. В структуре расходов по технологической подготовки нефти произошли некоторые изменения. В отчетном году часть расходов относящаяся к сумме условно-переменных затрат уменьшилась на 0,40% по сравнению с 2005 годом и составила 43054 тыс. руб., а сумма условно-постоянных затрат в 2006 году стала больше на 0,20% чем в 2005 году.

Статья «Прочие производственные расходы» практически полностью относятся к сумме условно-переменных затрат.

Рис. 3.6 Диаграмма выделения условно-постоянных и условно переменных затрат НГДУ «Елховнефть» за 2005-2006 года Таблица 3.7

Наименование статей затрат 2005 год 2006 годЗатраты всегоУд. вес, %Затраты всегоУд. вес, %ВсегоУс-пост.Ус-перемен.Ус-пост.Ус-перемен.ВсегоУс-пост.Ус-перемен.Ус-пост.Ус-перемен.1.Расходы на энергию по извлечению нефти203630596231440070,631,53197839507521470870,451,332.Расходы по искусственному воздействию на пласт749109583714,21907236,22,039534757107462427306,422,193.Основная заработная плата производственных рабочих20034200340,2126927269270,244.Дополнительная заработная плата производственных рабочих38221382210,4151377513770,465.Отчисления на социальное страхование14154141540,1519249192490,176.Амортизация скважин.1376351376351,461531941531941,387.Расходы по сбору и транспортировке нефти281993258545234482,750,25321509273832,5476772,470,438.Расходы по технологической подготовке нефти208994134606743881,430,79246011202957430541,830,399.Расходы на подготовку и освоение производства0010.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования1433140143314015,231531887153188713,8411.Цеховые расходы.5591695591695,947977187977187,212.Общепроизводственные расходы4885494885495,193645113645113,2913.Прочие производственные расходы5274231527,425273703,60,000156,05640281363264021810,00657,85Производственная себестоимостьа)валовой продукции94088593727917,625680941,439,660,4110665104183782,56882727,537,862,2Валовая добыча нефти , т.т.2813,5402825,030Распределение затрат на условно-постоянные и условно-переменные по калькуляции себестоимости добычи нефти 3.3 Маржинальный анализ себестоимости продукции прибыли

.3.1 Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью

Расчет безубыточного объема продаж и зоны безопасности основывается на взаимодействии: затраты - объем продаж - прибыль. Для определения их уровня можно использовать графический и динамические способы [17].

Для анализа показатели по НГДУ «Елховнефть» представлены в таблице 3.9 (ПРИЛОЖЕНИЕ 3).

На основе исходных данных найдем точку безубыточности графическим способом (см. рис.3.10 и рис.3.11). По горизонтали откладывается объем реализации продукции в натуральных единицах. По вертикали - себестоимость проданной продукции и прибыль, которые составляют выручку от реализации. Далее строится линия себестоимости и выручки от реализации продукции.

По графикам можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Точка, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции, носит название точки безубыточности (Т). При реализации продукции, ниже точки безубыточного объема продаж предприятие носит убытки (зона убытков - ЗУ). Если же фактический объем реализации продукции превысит безубыточной - предприятие получит прибыль (зона безопасности - ЗБ). Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.

Таблица 3.9

Исходные данные для анализа

ПоказателиОбозначение2005 г.2006 г.1Пост. издержки, тыс. руб.3727917,624183782,52Условно- переменные издержки, тыс. руб.5680941,46882727,53Удельно-переменные затраты, на 1 т. Руб.У201924364Общие издержки, тыс. руб. 9408859110665105Объем реализации, тыс.т.2813,528256Цена 1 т нефти, руб.4710,359127Выручка от реализации прод., тыс. руб.1325242916701577

По НГДУ «Елховнефть» точка безубыточного объема реализации в 2005 году расположена на уровне 1385,2 тыс. тонн нефти. Если в НГДУ добыча будет более 1385,2 тыс. тонн в год, то предприятие получит прибыль. Если же добыча будет менее 1385,2 тыс. тонн нефти, то деятельность будет убыточной. Следовательно, предварительно должен быть решен вопрос о целесообразности организации выпуска продукции в таком объеме (Рис 3.10).

Из приведенных графиков видно, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а также от уровня цен на продукцию.

По сравнению с 2005 годом в 2006 году точка безубыточности сместилась влево и составила около 1203,6 тыс. тонн (Рис.3.11), т.е. уменьшилась зона убыточности, увеличилась зона безопасности. Увеличение переменных и постоянных затрат, а также и увеличение выручки приводит к росту зоны безопасности и уменьшению зоны убыточности. Рост цен позволит уменьшить порог рентабельности (точку безубыточного объема продаж), т.е. для компенсации постоянных и переменных затрат необходимо будет меньше выручки от реализации.

млн. руб. 18000160001400012000100008000600040002000100020003000тыс. т.Рис. 3.10 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по НГДУ «Елховнефть» за 2005 год

млн. руб. 18000160001400012000100008000600040002000100020003000тыс. т.

Рис. 3.11 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по НГДУ «Елховнефть»» за 2006 год

На основе далее представленных формул аналитическим способом рассчитаем безубыточный объем продаж и зоны безопасности предприятия. Для этого используем показатели предприятия, которые представлены в таблице 3.9

Маржинальный доход:

, (3.1.)

где - маржинальный доход;

- прибыль от реализации продукции;

- непропорциональные (постоянные) затраты;

- выручка от реализации продукции;

- пропорциональные (переменные) затраты.

2005год: ;

год:

Отсюда можно рассчитать безубыточный объем продаж в денежном измерении:

, (3.2.)

где - точка безубыточного объема реализации продукции (порог рентабельности, точка равновесия, критический объем продаж) [17].

2005 год: ;

год: .

Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100%, используем формулу (3.3).

(3.3.)

год: ;

год: .

Нетрудно заметить, что отношение постоянных расходов к общей сумме маржинального дохода и есть тот коэффициент, который определяет место расположения точки критического объема реализации продукции на графике.

Рассчитаем безубыточный объем реализации в натуральных единицах:

, (3.4.)

где - цена реализации продукции;

- удельные переменные затраты.

год: ;

год:

Для определения критического объема реализации продукции, используем ставку маржинального дохода:

или , (3.5.)

где - ставка маржинального дохода;

год:

год:

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

, (3.6.)

где - зона безопасности [17].

2005 год: ;

год: .

На основе рассчитанных показателей, сделаем следующие выводы. Безубыточный объем реализации по НГДУ «Елховнефть» в стоимостном выражении составило 6525001 тыс. руб. в 2005 году и 8307168 тыс. руб. в 2006 году, то есть предприятие не должно реализовать продукцию ниже этого показателя, так как это приведет к убыточной деятельности. Точка безубыточного объема реализации в НГДУ составляет в 2005 году 1385,2 тыс. тонн и в 2006 году 1203,6 тыс. тонн нефти. Это означат, что при таком объеме реализации предприятие не будет иметь прибыли, и не будет нести убытки. При добыче нефти в год больше указанных объемов предприятие получает прибыль. Если же добыча будет меньше 1385,2 тыс. тонн в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006 году, то деятельность будет убыточной. НГДУ «Елховнефть» смогло реализовать 2813,5 тыс. тонн и получить прибыль в 2005 году, а в 2006 году реализовало 2825 тыс. тонн и перевыполнило критический уровень продукции.

Зона безопасности предприятия за 2005 год составила 50,8%, а за 2006 год 57,4%.

3.3.2 Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации

С помощью маржинального анализа можно установить критический уровень постоянных затрат, а так же цены при заданном значении остальных факторов. На основе следующей формулы, рассчитаем критический уровень постоянных затрат на добычу нефти:

(3.7.)

год: ;

год: .

При такой сумме постоянных издержек предприятие не будет иметь прибыли, но не будет иметь и убытка. Если же постоянные затраты окажутся выше критической суммы, то в сложившейся ситуации они будут неисполнимыми для предприятия. Оно не сможет их покрыть за счет своей выручки. Проверить этот тезис можно, рассчитав критический объем продаж:

(3.8.)

год: ;

год:

Предприятие должно реализовать 1385,2 тыс. тонн нефти в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006, чтобы покрыть постоянные издержки в размере 7571972,6 тыс. руб. и 9819700 тыс. руб. соответственно. Если же сумма издержек будет выше, а увеличить объем реализации нет возможности, то предприятие окажется в убытке.

Как видно, критический уровень постоянных издержек является очень ценным показателем в управленческой деятельности. С помощью его можно эффективнее управлять процессами формирования финансовых результатов.

Критический уровень цены определяется из заданного объема реализации и уровня постоянных и переменных затрат:

, (3.9.)

где - критический уровень цен.

год: ;

год:

При таком уровне цена будет равна себестоимости единицы продукции, а прибыль и рентабельность - нулю. Установление цены ниже этого уровня невыгодно для предприятия, так как в результате будет получен убыток [17].

3.3.3 Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия

Аналитические расчеты показывают, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а так же 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 предприятие стремится к сокращению постоянных издержек. Оптимальным считается тот план, который позволяет снизить долю постоянных затрат на единицу продукции, уменьшить безубыточный объем продаж и увеличить зону безопасности [17].

На основе показателей таблицы 3.9, определим безубыточный объем продаж за 2005 - 2006 годы и методом цепной подстановки определим влияние каждого фактора на изменение безубыточного объема продаж:

;

=

Изменение точки безубыточности произошло за счет:

суммы постоянных затрат: =1554,6-1385,2=169,4;

цены реализации продукции: = 1075,5-1554,6= - 479,1;

удельных переменных затрат: =1203,6 -1075,5=128,1.

По количественным показателям определим зону безопасности реализации продукции за каждый год.

;

Таким образом, в 2006 году безубыточный объем продаж снизился на 188,6 тыс. тонн. На изменение этого показателя повлияли все три фактора. Увеличение постоянных и переменных затрат привели к увеличению точки безубыточности соответственно на 169,4 тыс. тонн и 128,1 тыс. тонн. А вот увеличение цены реализации 1 тонны нефти привело к снижению зоны безубыточности на 479,1 тыс. тонн. Это привело к увеличению зоны безопасности с 50,8% до 57,4%. Это положительный результат, так как увеличение зоны безопасности говорит о прочном финансовом состоянии предприятия. За счет, каких факторов увеличилась зона безопасности? Это можно узнать с помощью следующей факторной модели:

(3.10.)

;

;

;

в том числе за счет изменения:

постоянных затрат: ;

цены продукции: ;

удельных переменных затрат: .

Факторный анализ зоны безопасности показывает, что на увеличение зоны безопасности повлияли все факторы. Рост цены реализации привел к увеличению зоны безопасности на 17,1%. Снижение постоянных и удельных переменных затрат отрицательно повлияли на зону безопасности и привели к уменьшению зоны безопасности соответственно на 6,1% и 4,4 %.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ПОДЗЕМНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН

.1 Оценка экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов

Эффективность оценивается в течение расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала проекта до его прекращения. Начало расчетного периода рекомендуется определять в задании на расчет эффективности инвестиционного проекта, как дату начала вложения средств в проектно-изыскательские работы [14].

Оценочные показатели коммерческой эффективности инвестиционных проектов.

Для оценки коммерческой эффективности проекта используются следующие показатели:

чистый доход (ЧД);

чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД);

срок окупаемости инвестиций и др.

Чистый доход предприятия от реализации проекта представляет собой разницу между поступлениями (притоком средств) и выплатами (оттоком средств) предприятия в процессе реализации проекта применительно к каждому интервалу планирования [6].

Выплаты предприятия делятся на капитальные (единовременные) и текущие (эксплуатационные) затраты.

К капитальным затратам (вложениям) относятся расходы, которые направлены на создание производственных мощностей. Капитальные затраты носят единовременный, характер и производятся как правило, на начальном (нулевом) этапе реализации проекта.

Текущие затраты - это расходы на приобретение сырья, материалов, на оплату труда работников предприятия, другие виды затрат, относимые на себестоимость, продукции

Разница между результатами деятельности предприятия и его текущими затратами составляет доход от текущей деятельности предприятия.

Чистый дисконтированный доход. Использование в практике оценки инвестиционных проектов чистого дисконтированного дохода, как производного от рассмотренного выше показателя чистого дохода, вызвано очевидной неравноценностью для инвестора сегодняшних и будущих доходов.

Для того чтобы отразить, уменьшение абсолютной величины чистого дохода от реализации проекта в результате снижения «ценности» денег с течением времени, используется коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле [7].

(4.1.)

где Е - норма дисконтирования (норма дисконта);

t - порядковый номер временного интервала получения дохода.

Значения коэффициента дисконтирования для заданного интервала (периода) реализации проекта определяются выбранным значением нормы дисконтирования.

Норма дисконтирования (норма дисконта) рассматривается в общем случае как норма прибыли на вложенный капитал, т.е. как процент прибыли, который инвестор или предприятие хочет получить в результате реализации проекта.

Для получения величины чистого дохода предприятия с учетом будущего снижения «ценности» денег (чистого дисконтированного дохода) необходимо определить:

-дисконтированные капитальные вложения, рассчитываются путем умножения величины капитальных вложений в проект на коэффициент дисконтирования;

-дисконтированные текущие затраты, определяются аналогично дисконтированным капитальным вложениям;

-дисконтированные поступления.

Расчет чистого дисконтированного дохода можно представить в следующем формализованном виде [6]:

, (4.2)

где - выручка от реализации продукции в году i;

- капитальные вложения в разработку месторождений в году i;

- налоговые выплаты в году i;

- амортизационные отчисления в году i;

- эксплуатационные затраты (производственные) в году i без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции;

- норма дисконта;

- текущий год расчетного периода;

- расчетный период оценки.

Критерий эффективности инвестиционного проекта выражаётся следующим образом: ЧДД > 0. Положительное значение чистого дисконтированного дохода свидетельствует о том, что проект эффективен и может приносить прибыль в установленном объеме. Отрицательное значение чистого дисконтированного дохода свидетельствует о неэффективности проекта (т.е. при заданной норме прибыли проект приносит убытки предприятию и (или) его инвесторам) [6].

Индекс доходности (ИД) проекта позволяет определить, сможет ли текущий доход от проекта покрыть капитальные вложения в него. Он рассчитывается по формуле:

, (4.3.)

где - эксплуатационные затраты в году i с учетом амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции;

- налоги, в году i, не включаемые в состав себестоимости добываемой продукции.

Эффективным считается проект, индекс доходности которого выше единицы (т.е. сумма дисконтированных текущих доходов (поступлений) по проекту превышает величину дисконтированных капитальных вложений).

Внутренняя норма доходности (ВНД)- это такая норма дисконта, при которой величина доходов от текущей деятельности предприятия в процессе реализации проекта равна приведенным (дисконтированным) капитальным вложениям.

Внутренняя норма доходности определяется, исходя из решения следующего уравнения:

. (4.4.)

Внутренняя норма доходности характеризует максимальную отдачу, которую можно получить от проекта, т.е. норму прибыли на вложенный капитал при которой чистый дисконтированный доход по проекту равен нулю. При этом внутрённяя норма доходности представляет собой предельно допустимую (максимальную) стоимость денежных средств (величину процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акцизам и т.д.), которые могут привлекаться для финансирования проекта [7].

Срок окупаемости инвестиций (Т) представляет собой минимальный временной промежуток, измеряемый в месяцах, кварталах или годах, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с реализацией инвестиционного проекта, покрываются суммарными результатами от его осуществления [7].

Поэтому показатель срока окупаемости служит не столько оценочным показателем эффективности инвестиций, сколько в виде ограничения при принятии решения, то есть если срок окупаемости проекта больше, чем принятые ограничения, то оно исключается из списка возможных инвестиционных проектов. Срок окупаемости () может быть определен из следующего равенства:

……………..(4.5.)

Инвестиционные условия по предельно-минимальному индексу доходности проектов на 2006-2007 годы утверждены Генеральным директором ОАО «Татнефть» Тахаутдиновым Ш.Ф. и представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Инвестиционные условия по предельно-минимальному индексу доходности проектов на 2006 - 2007 годы

№Направления деятельности2006 год2007 год2008 годБез реструктуризацииС реструктуризацией1234561Бурение новых скважин (50% по тендеру)1,401,4051,2721,2572Бурение новых скважин (50% по гарантированному объему)1,261,261,1581,1003Зарезка БС и БГС (50% по тендеру)1,501,5751,3801,3644Зарезка БС и БГС (50% по гарантированному объему)1,351,4181,1691,1595МУН1,551,5731,5551,5116По ОПР1,201,2187КРС1,601,7001,7241,6978Ввод добывающих скважин из других категорий1,501,5921,6061,5959Ввод нагнетательных скважин из других категорий1,501,5751,5811,56310Гидроразрыв пласта1,6171,57811Радиальное вскрытие пласта1,5591,54212Одновременно-раздельная эксплуатация 1 лифтовая установка1,7451,72913Одновременно-раздельная эксплуатация 2 лифтовая установка1,3061,28314Опытно-промышленные раб.1,21,2

Следствием увеличения преждевременных ремонтов является увеличение количества ремонтов, а следовательно увеличение затрат на ПРС и себестоимости добычи нефти.

Увеличение себестоимости добычи нефти за счет увеличения условно-постоянной части является отрицательным результатом. Поэтому одна из основных задач НГДУ является снижение преждевременных ремонтов, за счет проводимых мероприятий [19].

Мероприятия необходимо разрабатывать на основе детального анализа преждевременных ремонтов, выявления причин их возникновения.

На примере мероприятия «Внедрение универсального штангового насоса» рассмотрим влияние на количество преждевременных ремонтов.

Для предотвращения засорения клапанов штанговых насосов на прием насоса устанавливается фильтр. В НГДУ «Елховнефть» используются фильтры разной конструкции. Все они имеют существенные конструктивные недостатки. Анализом состояния фильтров, поступивших со скважин на базу ПРЦГНО, установлено, что более 60 % фильтров выходили из строя при спуске в скважину и в процессе эксплуатации. Это приводит к засорению клапанов.

С целью повышения надежности работы фильтров и предотвращения засорения клапанов предложена новая конструкция фильтра. Использование предлагаемого фильтра позволит сократить ремонты по причине засорения клапанов. Затраты на изготовление незначительные, так как используются детали существующих фильтров [5].

В таблице 4.2 представлены исходные данные для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.2

Исходные данные для расчета экономической эффективности

№ п/пНаименование затратЕд.изм.Базовый вариантНовый вариант1Количество ПРС по причине:скв.- отложений песка в клапанах0- прочих отложений3,0Итого3,0Количество ПРС после изменения конструкции фильтра по причине:скв.- отложений песка в клапанах- прочих отложений0,3Итого0,3Средняя стоимость 1 ПРС (с ТИБ)тыс.руб.301,62Объем внедрения фильтровшт.100Стоимость одного фильтрующего элементаруб/шт.27913Трудозатраты (на один фильтр)- работа токаря 4-го разрядачас3- работа слесаря 4-го разрядачас2Тарифная ставка токаря 4-го разрядаруб/час22,50Тарифная ставка слесаря 4-го разрядаруб/час23,804Условно-переменные затраты на добычу нефтируб./т.164,25Цена 1 тонны нефтируб./тн.5 912,06НДПИруб./т2267,0

Расчеты

1.Выручка от реализации продукции =

Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн.нефти = 0,968*5912 = 5722,816 тыс.руб.

2.Условно-переменные затраты =

Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =

,968* 2431,2 = 2353,4016 тыс. руб.

3.Себестоимость реализованной продукции =

Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =

2353,4016 + 304 = 2657,4016 тыс. руб.

4.Себестоимость дополнительной добычи =

Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =

,4016 / 0,968 = 2745,25руб./т.

5.Прибыль от реализации =

Выручка от реализации - Себестоимость реализованной продукции =

,816 -2657,4016 = 3065,414 тыс. руб.

6.Налог на прибыль =

Прибыль от реализации * ставку налога =

,414 * 0,24 = 735,7 тыс. руб.

7.Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =

Прибыль от реализации - налог на прибыль =

,414 -735,7= 2329,714 тыс. руб.

Количество ПРС после изменения конструкции фильтра по причине прочих отложений сократилось на 2.7 ремонта. Данное мероприятие проводилось на 100 скважинах, инвест - проект рассчитан на 1 скважину.

№ стрПоказательНормативная продолжительность эффекта, месИтого1234567891011121Инвестиционная деятельность 1.1 Инвестиции при проведении мероприятия-304 1.2 МУН, реконсервация, ПРС, КРС 2Операционная деятельность 2.1Среднесуточный дебит с учетом Кпд3,603,533,463,393,323,253,193,133,063,002,942,88 2.2Добыча нефти (Qмес, тн)908886858381807877757472968 2.3Всего доп. добыча 968 2.4Выручка от реализации нефти без ндс5325215115014914814714624524434354265 723 2.5Производственные затраты-523-214-210-206-202-198-194-190-186-182-179-175-2 659 2.5.1 - переменные расходы-15-14-14-14-14-13-13-13-13-12-12-12-159 2.5.2 - НДПИ-204-200-196-192-188-184-181-177-174-170-167-163-2 195 2.5.3 - проведение МУН-304 2.6Валовая прибыль93073012952892832772722662612562513 066 2.7Налог на прибыль-2-74-72-71-69-68-67-65-64-63-61-60-736 2.8Прибыль после налогообложения72332292242202152112072021981941912 330 2.9Коэффициент дисконтирования1,00000,89300,79700,71200,63600,56700,50700,45200,40400,35100,32200,2870 2.10Сальдо суммарного потока-2982332292242202152112072021981941912 026 2.11То же накопленное-298-651643886088231 0341 2401 4431 6411 8352 026 2.12Дисконтированное сальдо-2982081821591401221079382706355983 2.13Чистый дисконтированный доход -298-8993252392514621714796866928983

2.14 Дисконтированный срок окупаемости, мес.2 2.15Притоки5325215115014914814714624524434354265 7232.16 То же дисконтированное 5324654073563122732392091831561401223 394 2.17Сумма дисконтированных притоков3394 2.18Оттоки -525-288-282-277-271-266-260-255-250-245-240-235-3 395 2.19То же дисконтированные-525-257-225-197-172-151-132-115-101-86-77-68-2 106 2.20Абс. сумма дисконтированных оттоков2 106 2.21Индекс доходности дисконтированных затрат1,611 2.22Индекс доходности1,687 Таблица 4.3

Расчет экономического эффекта «Внедрение усовершенствованной конструкции фильтра ШГН»

Рис. 4.4 Динамика чистого дисконтированного дохода

По приведенным расчетам, представленным в таблице 4.3 видно, что ЧДД>0 и составляет 983 тыс. руб., срок окупаемости 2 месяца, ИД >1 и составляет 1,687, выше предельно-минимального индекса доходности ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что инвестиционный проект эффективен и может приносить прибыль. Для наглядности изменения ЧДД по месяцам представим динамику на рис.4.4, данные которого взяты с таблицы 4.3.

4.2 Анализ экономической эффективности мероприятий, направленных на сокращении времени проведения одного ремонта

На примере мероприятия по применению скребка по очистке от парафина и прочих отложений рассмотрим сокращение времени проведения одного ремонта и влияние на себестоимость добычи нефти.

По существующей технологии очистка обсадной колонны от АСПО производится скребками типа ИК. Конструкция ИК обеспечивает очистку всей внутренней поверхности, в связи с чем приходится производить закачку соляро-дистиллята и оставлять в скважине на 2 - 3 суток на реагирование. На это время бригада ПРС переезжает на другую скважину и обратно возвращается для завершения ремонта.

Применение специальных скребок позволяет производить очистку всей внутренней поверхности обсадной колонны за один его спуск без создания соляро-дистиллятных ванн. Конструктивно скребок выполнен с подвижными плашками, которые в процессе спуска постоянно прижаты к внутренней поверхности обсадной колонны [5].

Исходные данные представлены в таблице 4.5 для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 4.6.

Таблица 4.5

Исходные данные для расчета экономической эффективности

ПоказателиЕд.изм.Значение показателя 1Количество объектов мероприятияскв8,002Норма амортизации%12,03Сокращение количества ремонтов 0,104Сокращение количества дистиллятных обработок на 1 скв.шт.1,005Стоимость ПРСт.р.344,106Стоимость ДОт.р.61,917Среднее время ремонтасут.5,008Средний дебит нефтитн/сут4,909Цена 1 тонны нефти руб./тн.5 912,010 Условно-переменные затраты на добычу нефтируб./т164,211НДПИруб./т2267,0

Расчеты

1.Выручка от реализации продукции =

Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн. нефти = 1,318*5912 = 7792,016 тыс. руб.

.Условно-переменные затраты =

Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =

,318* 2431,2 = 3204,3216 тыс. руб.

.Себестоимость реализованной продукции =

Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =

,3216 + 406 = 3610,3216 тыс. руб.

.Себестоимость дополнительной добычи =

Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =

,3216 / 1,318 = 2739,24 руб./т.

.Прибыль от реализации =

Выручка от реализации - Себестоимость реализованной продукции =

,016 -3610,3216 = 4181,7 тыс. руб.

.Налог на прибыль =

Прибыль от реализации * ставку налога =

,7 * 0,24 = 1003,608 тыс. руб.

.Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =

Прибыль от реализации - налог на прибыль =

,7 - 1003,608 = 3178,092 тыс. руб.

Данное мероприятие внедряли на 8 скважинах, инвест - проект рассчитан на 1 скважину.

Таблица 4.6

Расчет экономической эффективности «Внедрение скребков-центраторов на штанговые колонны»

№ стрПоказательНормативная продолжительность эффекта, месИтого1234567891011121Инвестиционная деятельность 1.1 Инвестиции при проведении мероприятия-406 1.2 МУН, реконсервация, ПРС, КРС 2Операционная деятельность 2.1Среднесуточный дебит с учетом Кпд4,904,804,714,614,524,434,344,254,174,094,003,92 2.2Добыча нефти (Qмес, тн)122120118115113111108106104102100981 318 2.3Всего доп. добыча 1 318 2.4Выручка от реализации нефти без ндс7247096956816686546416286166045925807 792 2.5Производственные затраты-704-292-286-280-275-269-264-258-253-248-243-238-3 611 2.5.1 - переменные расходы-20-20-19-19-19-18-18-17-17-17-16-16-216 2.5.2 - НДПИ-278-272-267-261-256-251-246-241-236-231-227-222-2 988 2.5.3 - проведение МУН-406 2.6Валовая прибыль204184094013933853783703633553483414 182 2.7Налог на прибыль-5-100-98-96-94-92-91-89-87-85-84-82-1 004 2.8Прибыль после налогообложения153173113052992932872812762702652593 178 2.9Коэффициент дисконтирования1,00000,89300,79700,71200,63600,56700,50700,45200,40400,35100,32200,2870 2.10Сальдо суммарного потока-3913173113052992932872812762702652592 772 2.11То же накопленное-391-732385438421 1341 4211 7031 9782 2482 5132 772 2.12Дисконтированное сальдо-3912832482171901661451271119585741 352 2.13Чистый дисконтированный доход -391-1071413585487148599871 0981 1931 2781 352 2.14 Дисконтированный срок окупаемости, мес.2 2.15Притоки7247096956816686546416286166045925807 7922.16 То же дисконтированное 7246345544854253713252842492121901664 619 2.17Сумма дисконтированных притоков4 619 2.18Оттоки -709-392-384-376-369-362-354-347-340-333-327-320-4 614 2.19То же дисконтированные-709-350-306-268-235-205-180-157-137-117-105-92-2 861 2.20Абс. сумма дисконтированных оттоков2 861 2.21Индекс доходности дисконтированных затрат1,615 2.22Индекс доходности1,689

Рис. 4.7 Динамика чистого дисконтированного дохода

По приведенным расчетам, представленным в таблице 4.6 видно, что ЧДД>0 и составляет 1352 тыс. руб., срок окупаемости около 2-х месяцев, ИД >1 и составляет 1,689, выше предельно-минимального индекса доходности ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что инвестиционный проект эффективен и может приносить прибыль. Для наглядности изменения ЧДД по месяцам представим динамику на рис.4.7, данные которого взяты с таблицы 4.6.

4.3 Сравнительный анализ эффективности проведенных мероприятий

Полученные показатели при расчете экономической эффективности инвестиционных проектов МУН сведены в табл.4.8.

Результаты расчета показывают, что если бы все вышеперечисленные проекты были приняты и реализованы, чистый дисконтированный доход составил бы 3261 тыс. руб., Индекс доходности затрат изменяется в пределах от 1,669 до 1,689. Срок окупаемости составляет 2 месяца.

Таблица 4.8

Показатели экономической эффективности

МероприятияПОКАЗАТЕЛИОбъем кап.вложений тыс. руб.Доб. нефти на срок эффекта тыс. тнЧДД тыс. руб.ИДИДДДСОФильтры ШГН3040,9689831,6871,6112Глушение3610,9959261,6691,5852,5Скребки4061,31813521,6891,6152Всего10713,2813261

4.5 Предложения по введению показателей лимит убытков и норматива простоев в ПРС

С целью повышения эффективности работы цехов ПРС и снижения времени простоя высокоремонтных скважин предлагается ввести в НГДУ «Елховнефть» взамен норматива простоя скважин новый экономический показатель лимит убытков.

Лимит убытков определяется индивидуально для каждого конкретного подразделения исходя из средней прибыльности 1 скважины и норматива простоя, утвержденного технологическим отделом по добыче нефти [9].

Норматив простоя утверждается каждый год по ЦПРС и подразделяется по бригадам в зависимости от закрепленного фонда скважин.

Фонд скважин разбивается на 3 категории:

) рентабельные;

) нерентабельные;

) убыточные.

В обобщенном виде затраты по приоритетам можно расписать следующим образом:

. Налоги - снижают величину рентабельности скважин, отчисляются от товарной продукции в законодательном порядке;

. Электроэнергия на извлечение, перекачку, техническую подготовку, внепроизводственные затраты на транспортировку и реализацию нефти - являются необходимыми обязательными затратами для добычи нефти. Эта величина является гибкой, поскольку автоматически исчезают при остановке скважины;

. Покрытие затрат на ПРС - отнесены к эксплуатационным;

обязательным затратам в связи с тем, что эти затраты являются текущими, и скважина с низким МРП прогнозирует дополнительные расходы на нее для НГДУ в любом случае при ее работе.

Вышеперечисленные пункты затрат являются вынужденными и необходимыми.

. Амортизация скважин;

. Затраты по искусственному воздействию на пласт - являются негибкими затратами: их трудно уменьшить при выводе скважины из эксплуатации;

. Прочие затраты - негибкие затраты.

Способ определения категории скважины следующий:

) скважина убыточная - если доход по товарной продукции от нее не окупает затрат, перечисленных в первых 3-х пунктах. Такая скважина приносит убыток при своей работе.

) скважина нерентабельная - если ее доход по товарной продукции превышает затраты первых 3-х пунктов, но она тем не менее является нерентабельной по сравнению с уровнем всех распределенных на нее затрат.

) скважина рентабельная - если доход по товарной продукции от нее полностью окупает все затраты и приносит определенный доход.

Норматив простоя скважин по бригадам ПРС превращен в лимит убытков путем пересчета на средние потери индивидуальной прибыли при простое одной скважины. Эффект заключается в том, что теперь обслуживание бригадами ПРС проводится в первую очередь по высокорентабельным скважинам, имеющим высокие показатели индивидуальной прибыли.

Таким образом, бригада ПРС может выполнять лимит убытков, обходясь меньшим количеством ремонтов, и не только не ухудшать при этом экономическое положение, но даже улучшать его.

В результате введения показателей лимит убытков и норматива простоя:

• повышается эффективность работы цехов подземного ремонта, приносящих при тех же затратах больший объем дополнительной нефти;
• снижается время простоя высокорентабельных скважин [16].

5. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НА СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

.1 Анализ влияния эффективности ПРС на объём добычи нефти

В результате уменьшения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта и увеличения МРП скважин сокращаются потери нефти, т.е. увеличивается объем добычи нефти. В таблице 5.1 указан прирост добычи нефти по предложенным мероприятиям.

Таблица 5.1

Прирост добычи нефти по предложенным мероприятиям

Наименование мероприятияПрирост добычи нефти, тыс.тн.Затраты на проведение мероприятий, тыс. руб.1. Фильтры НГН0,9683042. Скребки1,3184064. Глушение0,995361Итого3,2811071

На основе мероприятий, рассмотренных в главе 4, найдем объём добычи нефти после проведения данных мероприятий.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825 тыс. тн. За счет проведения мероприятий объём добычи нефти увеличивается на 3,281 тыс. тн. Таким образом, объём добычи нефти после проведения данных мероприятий составит 2828,281 тыс. тонн.

На рисунке 5.2 представлена динамика добычи нефти до и после реализации мероприятий.

Рис. 5.2 Динамика добычи нефти до и после реализации мероприятий

Согласно данным, предоставленным НГДУ «Елховнефть» в 2006 году от рассматриваемых мероприятий получена дополнительная добыча в следующих размерах:

Фильтры ШГН - 968 тонн;

Глушение - 995 тонн;

Скребки - 1318 тонн.

От объёма добычи нефти напрямую зависит себестоимость тонны нефти. Так как при прочих равных условиях с повышением объёма добычи происходит снижение себестоимости одной тонны нефти.

В то же время прирост добычи ведёт к увеличению переменных затрат, тем самым увеличивается общая сумма затрат по предприятию.

5.3 Анализ влияния повышения качества ремонтов на МРП

МРП является оценочным показателем работы скважин и отражает в равной степени как технический уровень, надежность, качество изготовления и ремонта скважинного оборудования, так и степень организации работ по ремонту скважин [16].

Под МРП эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени, то есть период фактической их эксплуатации, между последовательно проводимыми ремонтами.

, (5.1)

где - суммарное время фактической эксплуатации действующих скважин;

- суммарное время накопления жидкости при периодической эксплуатации;

- количество подземных ремонтов на действующем фонде скважин.

При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, связанные с проведением ГТМ [13].

Одной из основных задач для НГДУ является увеличения МРП скважин. Увеличение МРП возможно при уменьшении количества ремонтов.

На примере мероприятия «Глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» рассмотрим влияние на МРП.

Технология предназначена для качественного глушения скважин на период проведения подземных ремонтных работ. Под качеством глушения подразумевается, прежде всего, полное сохранение продуктивности скважин в послеремонтный период. Эффект достигается за счет применения облагороженных (практически не влияющих на нефтепроницаемость коллектора) жидкостей глушения. Разработана гамма рецептур облагороженных жидкостей глушения (ОЖГ) на водной, углеводородной и комбинированной (эмульсионной) основе.

Технология глушения основана на комбинированном применении традиционно доступных ЖГ на водной основе, которые располагают в интервале подвески колонны НКТ и насоса, и ОЖГ, располагая их в нижней части ствола скважины в интервале от насоса до забоя. Таким образом, продуктивный пласт надежно изолируется от контакта с водой.

Технико-экономическая эффективность применения технологии обусловливается в основном двумя достижениями или факторами:

• исключение затрат на специальные работы по освоению и выводу скважин на режим в послеремонтный период.
• исключение недобора в добыче нефти в период освоения и вывода скважин на режим [5].

Исходные данные представлены в таблице 5.8 для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 5.9.

Таблица 5.8

Исходные данные для расчета экономической эффективности

ПоказателиЕд.изм.Вариантыбазовыйновый12341. Объем внедрения, всегоскв. 3522. Затраты на НИОКРтыс. руб. 5003. Среднесуточный дебит по нефтит/скв3,73,74. Продолжительность освоения и вывода на режимсут.625. Недобор нефти за время освоения и вывода на режимт14,8 6. Коэффициент эксплуатации скважин 0,8337. Кол-во используемых материалов: - пластовая девонская водат2222-МЛ-81Бт 0,022- техническая водам3 0,0228. Стоимость материалов без НДС: - пластовая водаруб. /т13,113,1-МЛ-81Бруб. /т 27915- техническая водаруб. /м3 6,529. Используемая спецтехника: - ЦА-320ед.11- АЦ-8ед.3310. Время использования каждой единицы спецтехннки: - ЦА-320час44-АЦ-8час4411. Стоимость часа эксплуатации спецтехники: - ЦА-320руб.414-АЦ-8руб.44412. Ремонты по причине засоренияшт.11758Время одного ремонтачас4213. Стоимость 1 часа работы оператора по подготовке скважин 5 р. (с учетом 100% премии и ЕСН)руб. /час72,614. Ставки налогов и отчислений: - налог на прибыль%24-НДПИруб./т2267,0- налог на имущество%2,215. Среднее расстояние до скважиныкм3016. Средняя скорость передвижения спецтехникикм/час3017. Условно-переменные затраты на добычу нефтируб./т164,218. Средневзвешенная цена релизации нефти руб./т 591219. Балансовая стоимость установки по приготовлению ОЖГтыс. руб. 347,920. Норма амортизации установки% 9,321. Годовая производительность установким3 2100022. Средний объем приготовления ОЖГ на одну скв.- опер. м3 22 23. Трудозатраты на приготовление 1 мЗ ОЖГ:руб. 94,3 - оператор по подготовке скважин 4 р. (4 чел.)руб. 26,1 - мастер 12 р. (1 чел.)руб. 11,2 - премия 100% (60% тек. + 40% кварт.)руб. 37,3 - ЕСН 26,5%руб. 19,8

Расчеты

8.Выручка от реализации продукции =

Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн.нефти = 0,995*5912 = 5882,44 тыс. руб.

.Условно-переменные затраты =

Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =

,995* 2431,2 = 2419,04 тыс. руб.

.Себестоимость реализованной продукции =

Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =

,04 + 361 = 2780,04 тыс. руб.

.Себестоимость дополнительной добычи =

Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =

,04 / 0,955 = 2794,014 руб./ т.

.Прибыль от реализации =

Выручка от реализации - Себестоимость реализованной продукции =

,44 -2780,04 = 3102,4 тыс. руб.

.Налог на прибыль =

Прибыль от реализации * ставку налога =

,4 * 0,24 = 744,576 тыс. руб.

.Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =

Прибыль от реализации - налог на прибыль =

,4 - 744,576 = 2357,824 тыс. руб.

В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» количество ремонтов уменьшилась на 59 и составило 58 шт., продолжительность освоения и вывода на режим уменьшилось на 4 суток. Уменьшение количества ремонтов происходит в результате качественного выполнения ремонта.

Таким образом, снижение количества ремонтов ведет к увеличению МРП скважин.

В 2006 году МРП составил по ШГН 922 суток. Найдем МРП после мероприятия:

МРП = 1195724/ 1268= 943 суток

Таким образом, МРП скважин после проведения данного мероприятия увеличился до 943 суток.

Данное мероприятие было реализовано на 352 скважинах, инвест - проект рассчитан на 1 скважину.

Таблица 5.9

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б»

№ стрПоказательНормативная продолжительность эффекта, месИтого1234567891011121Инвестиционная деятельность Инвестиции при проведении мероприятия-361 МУН, реконсервация, ПРС, КРС 2Операционная деятельность Среднесуточный дебит с учетом Кпд3,703,633,553,483,413,343,283,213,153,083,022,96 Добыча нефти (Qмес, тн)929189878584828079777674995 Всего доп. добыча 995 Выручка от реализации нефти без ндс5475365255145044944844754654564474385 882 Производственные затраты-585-220-216-212-207-203-199-195-191-187-184-180-2 780 - переменные расходы-15-15-15-14-14-14-13-13-13-13-12-12-163 - НДПИ-210-205-201-197-193-189-186-182-178-175-171-168-2 256 - проведение МУН-361 Валовая прибыль-393153093032972912852792742682632583 102 Налог на прибыль9-76-74-73-71-70-68-67-66-64-63-62-745 Прибыль после налогообложения-292402352302262212172122082042001962 358 Коэффициент дисконтирования1,00000,89300,79700,71200,63600,56700,50700,45200,40400,35100,32200,2870 Сальдо суммарного потока-3902402352302262212172122082042001961 998 То же накопленное-390-150853155407629781 1911 3991 6031 8021 998 Дисконтированное сальдо-3902141871641431251109684726456926 Чистый дисконтированный доход -390-17611175319444554650734806870926 Дисконтированный срок окупаемости, мес.2 Притоки5475365255145044944844754654564474385 882 То же дисконтированное 5474784183663212802462141881601441263 488 Сумма дисконтированных притоков3 488 Оттоки -576-296-290-284-279-273-268-262-257-252-247-242-3 525 То же дисконтированные-576-264-231-202-177-155-136-119-104-88-79-69-2 201 Абс. сумма дисконтированных оттоков2 201 Индекс доходности дисконтированных затрат1,585 Индекс доходности1,669

Рис. 5.10 Динамика чистого дисконтированного дохода

По приведенным расчетам, представленным в таблице 5.9 видно, что ЧДД>0 и составляет 926 тыс. руб., срок окупаемости 2,5 месяца, ИД >1 и составляет 1,669, выше предельно-минимального индекса доходности ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что инвестиционный проект эффективен и может приносить прибыль. Для наглядности изменения ЧДД по месяцам представим динамику на рис. 5.10, данные которого взяты с таблицы 5.9.

5.4 Анализ влияния увеличения МРП скважин на себестоимость добычи нефти

В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» количество ремонтов уменьшилась. Уменьшение количества ремонтов происходит в результате качественного выполнения ремонта. В результате качественного выполнения ремонта происходит увеличение МРП скважин, одновременно снижение себестоимости добычи 1 тонны нефти.

Таким образом, улучшение качества ремонтов ведет к увеличению МРП скважин.

Также результатом увеличения МРП является снижение потерь нефти и затрат на проведение ПРС.

Проведем анализ влияния мероприятия, на себестоимость добычи нефти.

В таблице 5.11 приведено оценка влияния увеличения МРП на себестоимость добычи нефти.

В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» себестоимость на 1 тонну нефти уменьшилась на 0,24 руб. в результате увеличения МРП, сокращения потерь нефти на 995 т.

В таблице 5.12 приведен расчет влияния на себестоимость добычи нефти от всех мероприятий.

Из таблицы 5.12 видно, что в результате проведения всех мероприятий произошли следующие изменения: потеря нефти сократилась на 3281 тонн; себестоимость добычи на 1 тонну нефти уменьшилась на 0,848 руб.

Себестоимость добычи на 1 тонну нефти уменьшилась в результате сокращения затрат на проведения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта, увеличения МРП и снижения потерь нефти, что является положительным показателем работы НГДУ в целом.

Динамика изменения себестоимости добычи нефти до и после реализации мероприятий представлена на рис. 5.13 Динамика изменения добычи 1 тонны нефти до и после внедрения мероприятий представлена на рис. 5.14.

Таблица 5.11

Влияние увеличения МРП на себестоимость добычи нефти

Наименование статей затратДо внедрения Дополнительные затратыПосле внедрениявсего тыс.р.на 1 тн. руб.Всего т. руб.на 1 тн. руб.1Расходы на энергию по изв. нефти197839,0070,0369,68197908,6870,032Расходы по исскуственному воздействию на пласт953475,00337,51335,82953810,82337,513Основная зарплата78304,0027,720,0078304,0027,714Отчисления на соц.страх19249,006,810,0019249,006,815Амортизация скважин153194,0054,230,00153194,0054,216Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа321509,00113,81113,24321622,24113,817Расходы по технологической подготовке нефти246011,0087,0886,65246097,6587,088Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования ПРС,КРС (ОТМ)1531887,00542,263611532248542,199Цеховые расходы797718,00282,380,00797718,00282,2810Общепроизводственные расходы 364511,00129,030,00364511,00128,9811Прочие производственные расходы6402813,002266,462255,136405068,132266,4612Итого11066510,003917,313221,5111069731,513917,07Валовая добыча нефти т.т.2825,0300,9952826,025Таблица 5.12

Сопоставление себестоимости добычи нефти до и после внедрения мероприятий

Наименование статей затратДо внедренияЗатраты по мероприятиям, тыс. руб.После внедрения«глушение»«фильтры ШГН»«скребки»всегона 1 т. всегона 1 т.1. Расходы на эл. энергию по извлечению нефти 19783970,03169,68067,79092,30019806970,0312. Расходы по искусственному воздействию на пласт 953475337,510335,830326,710444,840954582337,5093. Основная и доп. заработная плата производственным рабочим7830427,718---7830427,6864. Отчисления на социальное страхование192496,814---192496,8065. Амортизация скважин15319454,227---15319454,1646. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа321509113,807113,240110,17150321882113,8077. Расходы по технологической подготовке нефти24601187,0886,65084,300114,78024629787 0828. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 1531887542,263613044061532881541,9769. Цеховые расходы 797718282,38---797718282,04610. Общепроизводственные расходы364511129,03---364511128,87911. Прочие производственные расходы64028132266,462255,132193,932987,1964102492266,45Производственная себестоимость валовой продукции110665103917,313221,513086,894195,10110770143916,462Валовая добыча нефти т.т.2825,032828,321Доп. добыча т.т.3,2810,9680,9951,318Выше рассмотренные мероприятия снижают себестоимость и сокращают потери нефти, что также является положительным результатом.

Рис. 5.13 Себестоимость добычи 1 тонны нефти до и после реализации мероприятий

Рис.5.14 Добыча нефти до и после внедрения мероприятий

5.5 Сопоставление технико-экономических показателей до и после внедрения мероприятий

Влияние рассмотренных в данном дипломном проекте мероприятий на основные технико-экономические показатели предприятия, представлены в таблице 5.15, согласно которым в результате поведения мероприятий произошли изменения следующих основных технико-экономических показателей:

- добыча нефти увеличилась на 3,281 тыс. тонн;

производственная себестоимость добычи нефти увеличилась на 10504 тыс. руб.;

себестоимость добычи 1.т. уменьшилась на 0,848 руб. т;

выручка от реализации увеличилась на 19397,272 тыс. руб.;

прибыль увеличилась на 10349,5 тыс. руб.;

рентабельность увеличилась на 0,05%.

Таблица 5.15

Сопоставление основных ТЭП НГДУ «Елховнефть» до и после внедрения мероприятий

№ п/пПоказательДо внедренияМероприятияПосле внедренияФильтры ШГНГлушениеСкребки12345671Добыча нефти, тыс. тонн2825,030,9680,9951,3182828,3212Производственная себестоимость добычи нефти, тыс. руб.110665103086,893221,514195,10110770143Себестоимость добычи 1.т., руб.т.3917,31- 0,2495- 0,2393- 0,343916,4624Выручка от реализации, тыс. руб.167015775722,8165882,447792,01616720974,2725Прибыль, тыс. руб.56356073065,4143102,44181,75645416,56Рентабельность, %50,9299,3096,3099,6850,97ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Внедрение противозатратного хозяйственного механизма предполагает постоянный поиск более экономических решений и выявление резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции. Претворению в жизнь этих задач способствует систематический анализ себестоимости. Основная задача анализа себестоимости - выявление и мобилизация имеющихся на предприятии резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции и роста на этой основе внутрихозяйственных накоплений.

Затраты на производство в нефтегазовой промышленности складываются под влиянием природно-геологических условий, цен на средства производства и предметы труда, а также под влиянием качества работы коллектива предприятия. Отдельные факторы снижения себестоимости действуют неравномерно и неодинаково, поэтому при анализе изучают воздействие каждого фактора на уровень себестоимости добычи нефти и газа и себестоимость строительства скважин. Наиболее важное значение имеет анализ факторов, зависящих от деятельности предприятия.

Анализ себестоимости добычи нефти и газа начинают с пересчета плановых затрат на фактически выполненный объем их добычи только по переменным расходам, т.е. зависящим от объема производства. Затем дают общую оценку результатов по себестоимости нефти и газа.

Дальнейший анализ проводят по каждой статье калькуляции с выявлением факторов, обусловивших перерасход или экономию.

В заключительной части анализа определяют общий размер снижения (или повышения) фактической себестоимости 1 т нефти и газа по сравнению с плановой себестоимостью и распределяют эту величину по отдельным факторам и статьям затрат, выявляют резервы дальнейшей экономии средств и разрабатывают конкретные мероприятия по их использованию.

В период 2005-2006 гг., НГДУ «Елховнефть» успешно работало и добивалось положительных результатов. Это подтверждает анализ технико-экономических показателей.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825,0 тыс. т. - это на 0,4% больше по сравнению с 2005 годом и 3,1 % больше по сравнению с планом. Произошло увеличение добычи.

Себестоимость 1 тонны нефти в 2006 году составила 3917,31 руб. это на 573,1 руб. больше, чем в 2005 году.

Численность персонала каждый год сокращается. В 2006 году по сравнению с 2005 годом численность персонала сократилась на 1299 человек и составила 2851 человек. Уменьшение численности по всем категориям связано с ежегодной оптимизацией численности работников НГДУ и выводом непрофильных структурных подразделений из состава управления.

Балансовая прибыль в 2006 году составила 5635607 тыс. руб., что больше показателя 2005 года на 1792012 тыс. руб. Значительный рост балансовой прибыли в 2006 году связан с ростом цен на нефть и нефтепродукты.

В отчетном году объем добычи нефти увеличился на 11,5 тыс. тонн, переменные издержки выросли на 1201786,1 тыс. руб. и составили 6882727,5 тыс. руб. В 2006 году постоянные издержки составили 4183782,5 тыс. руб., что ниже на 455864,88 тыс. руб., чем в 2005 году (3727917,62 тыс. руб.).

В результате проведения маржинального анализа можно сделать следующие выводы.

Безубыточный объем реализации по НГДУ «Елховнефть» в стоимостном выражении составило 6524991,4 тыс. руб. в 2005 году и 7126775 тыс. руб. в 2006 году, то есть предприятие не должно реализовать продукцию ниже этого показателя, так как это приведет к убыточной деятельности. Точка безубыточного объема реализации в НГДУ составляет в 2005 году 1385,2 тыс. тонн и в 2006 году 1203,6 тыс. тонн нефти. Это означат, что при таком объеме реализации предприятие не будет иметь прибыли, и не будет нести убытки. При добыче нефти в год больше указанных объемов предприятие получает прибыль. Если же добыча будет меньше 1385,2 тыс. тонн в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006 году, то деятельность будет убыточной. НГДУ «Елховнефть» смогло реализовать 2813,5 тыс. тонн и получить прибыль в 2005 году, а в 2006 году реализовало 2825 тыс. тонн и перевыполнило критический уровень продукции.

Зона безопасности предприятия за 2005 год составила 50,8%, а за 2006 год 57,2%.

Анализ затрат на проведение ремонтных работ за 2005-2006 года показал, что за 12 месяцев 2006 г. ЦПРС произведено текущих ремонтов на 1268 скважинах (меньше на 191 скважину, чем в 2005 году).

За 2006 год цехом ПРС основные технико-экономические показатели выполнены и находятся на уровне средних или выше средних показателей по ОАО «Татнефть», так:

-среднесуточный простой скважин в ОПРС составляет 0,66% от действующего фонда скважин по ОАО «Татнефть» 0,67 %;

-соотношение преждевременных и часторемонтируемых скважин к действующему фонду скважин снизилось на 4,93 по сравнению с 2005 годом, и ниже чем по ОАО «ТН»

показатель по межремонтному периоду работы скважин действующего фонда улучшился с уровнем прошлого года с 805 до 919 суток при среднем по ОАО «ТН» -811 суток, что является выше среднего по ОАО «Татнефть».

При этом имеются показатели и ниже средних по объединению:

- средняя стоимость 1-го ремонта составляет в 2006 году - 348,38т.р., при среднем по объединению 344,35т.р.

- коэффициент сменности составляет 1,91 при среднем по ОАО «Татнефть»-2,1;

Превышение средней стоимости 1-го в 2006 году на 93,07 тыс. руб. по сравнению с 2005 годом ремонта обусловлено повышенной сложностью проводимых работ в ЦПРС-2 в 1-м полугодии 2006 года (подготовка скважин к ПНП на добывающем и нагнетательном фонде скважин).

Коэффициент сменности ниже среднего по ОАО «Татнефть» объясняется высоким количеством работников ЦПРС-1 находящихся в ученических отпусках в 1-м, 3-м квартале и большим количеством праздничных дней.

Средняя продолжительность 1-го ремонта в 2006 году сократилась на 9,71 часов по сравнению с 2005 годом. Потери нефти в 2006 году увеличились на 695 тонн. Показатели МРП в 2006 году нефтяных скважин увеличились на 114 суток.

Четвертая глава посвящена оценке экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов и мероприятий, направленных на сокращение времени проведения одного ремонта.

В пятой главе проведен анализ увеличения МРП на себестоимость добычи нефти.

В результате уменьшения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта и увеличения МРП скважин сокращаются потери нефти, т.е. увеличивается объем добычи нефти.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825 тыс. тн. За счет проведения мероприятий объём добычи нефти увеличивается на 3,281 тыс. тн. Таким образом, объём добычи нефти после проведения данных мероприятий составит 2828,281 тыс. тонн.

От объёма добычи нефти напрямую зависит себестоимость тонны нефти. Так как при прочих равных условиях с повышением объёма добычи происходит снижение себестоимости одной тонны нефти.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Пояснительная записка к годовому отчету НГДУ «Елховнефть» 2005г-2006г.

2.Отчет отдела ремонта скважин НГДУ «Елховнефть» за 2005г. - 2006 г.

.Отчет геологического отдела НГДУ «Елховнефть» за 2005- 2006 гг.

.Должностные инструкции отдела кадров НГДУ «Елховнефть» за 2005- 2006 гг.

.Отчет о внедрении новой техники НГДУ «Елховнефть» за 2005- 2006 гг.

6.П. Л. Виленский, В. Н. Лившиц, С. А. Смоляк. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учебное пособие. - 3 издание, испр. и доп. - М.: Дело, 2004 г. - 888 с.

7.Виленский П.Л., Смоляк С.А. Показатель внутренней нормы доходности и его модификации.- М.: ЦЭМИ РАН, 1998 г.

.И.М. Волокамский. ГО - составная часть обороноспособности страны, Учебное пособие, М- 2003.

.Ю.Н. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

10.Генкин Б.М. ООО «ИЦ - Редакция «Военные знания»» 123362, М.: - 2003 г.

.Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2004.

12. Жданов В.Н., Истомин А.Н. Учебное пособие - М.:-2002, 79 стр.

13.Ильин Л.И., Синица Л.М. Планирование на предприятии: Учебное пособие. В 2 ч. - Мн.: ООО «Новое знание», 2000. - 416 с.

14.Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. Москва, Финансы и статистика, 2000г.;

.Краснова Л.Н., Краснов А.Н. Основы экономической деятельности предприятий нефтегазового комплекса: Учебное пособие. -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2003.

.П.Н. Лаврушко. Подземный ремонт скважин.- М., Недра, 1968. - 412 с.

. Савицкая, Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятий: Учебное пособие/ Г.В. Савицкая. -2-е изд., перераб., доп. - М.: Минск: ИП "Экоперспектива", 2002. - 498 с.: ил.

18.Сергеев, И.В. Экономика предприятия: Учебное пособие/ И.В. Сергеев. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2000. - 304

.Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н., Зубарева В.Д., Шпаков В.А. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. Издательство «Недра» 1987г.

Список литературы по курсу «Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия»

1. Абрютина М.С., Грачев А.В. Анализ финансово - экономической деятельности предприятия. М.2001.
2. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности: Учебник / Под общ. редакцией В.И. Стражева. - 2-е изд. - МН.: ВШ, 1996. - 363с.
3. Астахов В.П. анализ финансовой устойчивости фирмы и процедуры, связанные с банкротством. - М.: Издательство «Ось-89», 1996. -80с.
4. Баканов М.И., Шеремет А.Д. теория экономического анализа: Учебник. - М.: Финансы и статистика, 1997. - 416с.
5. Балабанов И.Т. Финансовый анализ и планирование хозяйствующего субъекта. М.,2000.
6. Басовский Л.Е. Теория экономического анализа, М. 2001.
7. Бочаров В.В. Финансовый анализ, С-П, 2001.
8. Донцова Л.В., Никифорова Н.А. Анализ бухгалтерской отчетности. - М.: Издательство «Дело и сервис», 1998. - 224с.
9. Ковалев В.В. Практикум по финансовому менеджменту. М.,2000.
10. Ковалев В.В. Финансовый анализ: правление капиталом, выбор инвестиций, анализ отчетности. - М.: Финансы и статистика, 1996. - 263с.
11. Ковалев А.И., Привалов В.П. Анализ финансового состояния предприятия. М, 2001.
12. Ковалев В.В., Волкова О.Н. Анализ хозяйственной деятельности, М.2000.
13. Крейнина М. Финансовое состояние предприятие. Методы оценки. - М.: ИКЦ «ДИС», 1997. - 224с.
14. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект методы подготовки и анализа. Учебно-справочное пособие. - М.: Издательство Бек, 1996. - 304с.
15. Луговой В.А. Учет капитала, ссуд и финансовых результатов: Методика и практикум. - М.: Финансы и статистика, 1995. - 128с.
16. Любушин Н.П., Лещеева В.Б. Анализ финансово - экономической деятельности предприятия. М., 2000.
17. Маркарьян Э.А., Герасименко Г.П. Финансовый анализ. М.1997.
18. Прыкина Л.В. Экономический анализ предприятия 2001.
19. Прыкин Б.В. Технико - экономический анализ производства М., 2000.
20. Савицкая Г.В. АХДП 1996, 1999, 2000, 2001.
21. Селезнева Н.Н., Монова А.Ф. Финансовый анализ 2001.
22. Стражев В.И. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности 1997.
23. Сивкова А.И., Фрадкина Е.К. Практикум по анализу финансово - хозяйственной деятельности. Ростов-на-Дону,2001.
24. Четыркин Е.М. Финансовый анализ производственных инвестиций. М.2001.
25. Шеремет А.Д., Сайфуллин Р.С. Методика финансового анализа, М. ИНФРА - М, 2002.
26. Мицкевич М. динамическое управление себестоимостью в условиях нестабильности экономики. // Финансовая газета. - 1999. - январь. - №1. - С.15
27. Раицкий Р.А. Экономика предприятия: Учебник для вузов. - М.: Информационно-внедренческий центр «Маркетинг», 1999.-693с.
28. Русак Н.А., Русак В.А. Финансовый анализ субъектов хозяйствования: Справочное пособие. - М.: Высшая школа, 1997.-309с.
29. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: 4-ое издание, переб. и допол. - Минск: ООО «Новое знание», 1999.-688с.
30. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: - Мн.: ИП «Экоперспектива», 1998.-498с.
31. Старик Д.Э. Как рассчитать эффективность инвестиций - М.: АО «Финстатинформ», 1996.-92с.
32. Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С. Методика финансового анализа. - М.: ИНФРА-М, 1996.-176с.
33. Газета «Экономика и жизнь», журналы «Финансы», «Финансы предприятий», «Экономика и инвестиции», «Аудитор», «Аудит и финансовый анализ», «Бухгалтерский учет».

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: «Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудо

Больше работ по теме: