Расчет себестоимости КРС по скважине №940 Туймазинского месторождения и определение экономического эффекта от планируемых мероприятий

 

Содержание

Введение

. Экономическая характеристика НГДУ

.1 Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть»

.2 Анализ технико-экономических показателей за 2007-2008 годы

. Экономическое обоснование проведения КРС (РИР)

.1 Краткая характеристика и организация работ

.2 Обоснование продолжительности работ при РИР

.3 Обоснование финансовых потоков на осуществление КРС (РИР)

.3.1 Расчет экономических затрат на проведение РИР

.3.2 Анализ экономических затрат на эксплуатацию месторождения

.3.3 Планирование финансовых потоков

. Экономический эффект

.1 Расчет экономического эффекта

.2 Технико-экономические показатели проекта

Заключение

Список литературы

Введение

Башкирский регион является первым, на территории которого началась промышленная разработка запасов углеводородного сырья Урало-поволжья. За более, чем 69 лет освоения нефтяных месторождений Башкортостана большая их часть вступила в позднюю и завершающую стадии разработки с естественным ухудшением технико-экономических показателей.

По действующей классификации Туймазинское месторождение в зависимости от размера начальных извлекаемых запасов относится к уникальному (с запасами более 300 млн. тонн), но за годы эксплуатации выработанность запасов превышает 80%. Большая часть запасов нефти относится к трудноизвлекаемым.

Рассматриваемое нефтегазодобывающее управление НГДУ «Туймазанефть» располагается в городе Октябрьский. Данное предприятие осуществляет своими подразделениями:

нефтегазодобычу;

подготовку и перекачку нефти;

научно-исследовательские и производственные работы.

Основной задачей производственной деятельности является добыча нефти и газа для Акционерной нефтяной компании «Башнефть», которая находится в г. Уфа.

В структуре нефтегазодобывающего управления цеху капитального ремонта скважин отводится особое место: он выполняет специфический объем работ, связанный с поддержанием жизнедеятельности нефтяных и нагнетательных скважин.

На первом этапе разработки Туймазинского месторождения, когда добывалась безводная или мало обводненная нефть, преобладающим видом работ были ловильные операции, связанные с извлечением из скважин упавшего оборудования.

С организацией системы ППД потребовалось привлечение бригад капитального ремонта к вводу под закачку нагнетательных скважин, освоение которых на первых порах было сложной и трудоемкой операцией.

Внедрение способов интенсификации добычи нефти из скважин путем воздействия на призабойную зону различными технологиями и устройствами, в том числе и такими сложными как гидравлический разрыв пласта, кислотные обработки, гидропескоструйное воздействие тоже стало задачей цеха КРС.

В последующие годы в связи со старением фонда скважин стали обычными мероприятия по восстановлению герметичности эксплуатационных колон, заколонного цементного кольца и большого объема работ по приведению конструкции скважин в соответствие с современными требованиями.

Задача курсовой работы заключается в экономическом обосновании способов изоляции водоносных горизонтов в скважинах, в НГДУ «Туймазанефть»

Целью курсовой работы является расчет себестоимости КРС по скважине №940 и определение экономического эффекта от планируемых мероприятий.

1. Экономическая характеристика НГДУ

.1 Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть»

ООО НГДУ «Туймазанефть» является филиалом АНК «Башнефть» и занимается разработкой Туймазинского месторождения.

Во главе НГДУ находится директор, он руководит всей деятельностью предприятия единоначально, через своих заместителей.

Главный инженер - первый заместитель директора, осуществляет производственно-техническое руководство коллективом, наравне с начальником несет полную ответственность за работу предприятия. Занимается внедрением достижений науки, техники и организационно-технических мероприятий, ремонтом основных фондов, организацией работы по экономическим и материально-техническим ресурсам, работ по рационализации и изобретательству, руководит разработкой перспективных и текущих планов материально-технического развития предприятия.

Главный геолог - второй заместитель директора. Руководит разработкой всей геолого-технической документации; выполняет все геологические работы и исследования. Решает геологические вопросы.

Главный экономист - заместитель по экономике, который координирует и контролирует деятельность всех экономических служб и отделов, обеспечивает методическое руководство в области экономики, планирования, финансирования и организации производственно - хозяйственной деятельности предприятия.

Заместитель начальника по общехозяйственным вопросам руководит материально-техническим снабжением, складским хозяйством, административно-хозяйственной работой, жилищно-бытовым хозяйством, транспортными и прочими работами.

Планово-экономический отдел разрабатывает текущие и перспективные планы деятельности предприятия, контролирует выполнение плановых заданий, организует производственно-хозяйственную деятельность предприятия, организует хозяйственный расчет, участвует в разработке мероприятий по повышению эффективности работы предприятия.

Отдел организации труда и заработной платы. Разрабатывает вопросы организации труда и заработной платы, обобщает и внедряет методы передовых технологий, участвует в организации социальных соревнований, возглавляет работу по пересмотру норм выработки и расценок.

Бухгалтерия ведет бухгалтерский учет хозяйственной деятельности предприятии, контролирует расходование материальных ценностей и денежных средств, составляет бухгалтерские отчеты и балансы, проводит расчеты с рабочими и служащими.

Финансовый отдел составляет финансовый план предприятия, бюджет ДДС, контролирует финансовые потоки предприятия, организует расчеты с поставщиками и покупателями, разрабатывает мероприятия по укреплению финансовой дисциплины и ускорению оборота средств.

Геологический отдел разрабатывает документацию на геологоразведочные работы, осуществляет повседневный контроль за проведением и результатами геологических исследований, участвует в разработке рациональных комплексов и методик геологических исследований.

Производственно-технический отдел руководит производственными мероприятиями по совершенствованию процесса производства и улучшению использования оборудования, анализирует выполнение установленных режимов и технических норм работы оборудования, координирует производственную деятельность всех подразделений предприятия, контролирует соблюдение графиков работ, определяет методы рационализации, оформляет необходимый технический документ, участвует в разработке организационно-технических мероприятий, контролирует технический учет работы оборудования, следит за работой диспетчерской службы предприятия.

Отдел главного механика руководит работами по монтажу и демонтажу, обслуживанию и ремонту всей техники предприятия. Контроль за правильной эксплуатацией оборудования, распределением вновь поступившего, модернизацией устаревшего оборудования, внедрением прогресса, уход за оборудованием и совершенство способов его ремонта. Возглавляет отдел главный механик.

Отдел материально-технического снабжения организует снабжение предприятия всеми необходимыми материальными ресурсами, заключает договоры на материально-технического снабжение и реализует их.

Отдел главного энергетика осуществляет эксплуатацию, ремонт и модернизацию электроэнергетического оборудования, обеспечивает объекты предприятия всеми видами энергии, разрабатывает мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов и контролирует их выполнение.

Отдел охраны труда и техники безопасности контролирует соблюдение правил охраны труда, техники безопасности, промышленной санитарии; разрабатывает мероприятия по улучшению условий труда, предупреждению несчастных случаев, травматизма и заболеваний, организует проверку знаний по технике безопасности.

Непосредственно добычей нефти занимаются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ). Во главе каждого цеха стоят начальники, которые подчиняются заместителю начальника управления по производству.

Такая структура управления является типичной для предприятия нефтедобывающей промышленности. Руководство и планирование производства осуществляется через специализированные отделы и департаменты, выполнение планов осуществляется подчиняющимися им цехами. В этом и заключается эффективность этой структуры, когда руководством специализированного цеха занимаются специалисты данного профиля, что не требует от них обширных знаний в других процессах производства.

1.2 Анализ технико-экономических показателей за 2007-2008 годы

Технико-экономические показатели (ТЭП) - индикаторы деятельности предприятия в обозримом будущем. Значение ТЭП заключается в анализе выполнения производственных программ и выявления внутренних экономических резервов улучшения использования производственных ресурсов нефтяной компании.

Таблица 1 - Технико-экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности ООО "Туймазанефть"

ПОКАЗАТЕЛИ20072008Отклон. (+;-)абс.отн., %123451 Добыча нефти, тыс. т918,8914-4,8-0,52 Добыча товарной нефти, тыс. т913,75911,1-2,65-0,33 Добыча газа, тыс. м323,523,90,41,74 Среднесуточный дебит нефти, т/сут2,02,0005 Фонд добывающих скважин, скв.13101341312,36 Фонд нагнетательных скважин, скв.23924231,27 Коэффициент эксплуатации0,890,9030,0131,48 Межремонтный период, сут391,8376,2-15,6-49 Товарная продукция, тыс. руб.1592674,91439519-153156-9,610 Цена товарной нефти (без НДС), руб.17431580-63-9,311 Себестоимость одной тонны товарной нефти, руб.12451190116-9,312 Среднесписочная численность состава, чел24842358-126-513 Производительность труда на одного работающего, тыс. руб./чел641,17610,5-30.7-4,814 Кап. вложения, млн. руб.40060020033,315 Среднегодовая стоимость основных средств, тыс. руб.318636634866493002838,616 Прибыль балансовая, тыс. руб.16012941443962-157332-9,8

Выполним анализ основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности ООО "Туймазанефть" за последние 2 года согласно таблице 1. Для этого проведём факторный анализ, который позволит выявит причинно-следственные связи динамики ТЭП и основные внутренние резервы компании.

Таблица 2 - Факторный анализ товарной добычи нефти

ФакторыДебит, т/сутМРП, сутКоэффициент эксплуатацииДействующий фонд, сквТоварная добыча нефти, т/годОтклонение2007год2,0391,80,891310913755-1 фактор2,0391,80,891310913755-2 фактор2,0376,20,891310877223-365323 фактор2,0376,20,9031310890036+128134 фактор2,0376,20,9031341911098+21062Баланс отклонений-2657

Проведя факторный анализ за 2007 год выявили, что уменьшение межремонтного периода оказало отрицательное влияние на добычу товарной нефти, которая уменьшилась на 36532 т/год. Увеличение коэффициента эксплуатации оказало положительное влияние на добычу нефти, которая увеличилась на 12813 т/год. В результате увеличения действующего фонда скважин добыча нефти увеличилась на 21062 т/год. В результате воздействия всех факторов добыча нефти уменьшилась на 2657 т/год. На основании вышеизложенного предлагаю увеличить межремонтный период за счет проведения КРС.

Таблица 3 - Факторный анализ влияния трудовых ресурсов на выручку от реализации

ФакторыЧисло работниковПроизводительность труда т/челВыручка от реализации тыс. руб.Отклонение2007 год2484641,171592674,95-1 фактор2358641,171511878,9-807962фактор2358610,51439519-72359,9Баланс отклонений-153156В результате факторного анализа выявили, что при уменьшении числа работников выручка от реализации падает на 80796 тыс. руб. При уменьшении производительности труда выручка от реализации уменьшается на 72359,9 тыс. руб. На основании вышеизложенного, предлагаю сохранить СЧР в следующем планируемом году.

Рассчитаем точку безубыточности производственно-хозяйственной деятельности ООО "Туймазанефть" за 2007 год по формуле 1:

где FC - постоянные затраты на 1 т. нефти, руб., FC = 451,6.- добыча товарной нефти в год, т/г, Q = 911088

Цн- цена 1 т. товарной нефти, руб., Цн = 1534.- переменные затраты на 1 т. нефти, руб., VC = 677,4

* < Q ;

Следовательно, финансовая прочность составит:

ПР = Q - Q* ;

где Q - товарная добыча нефти в год, т/г, Q = 911088* - рентабельная добыча нефти в год, т/г, Q* = 455846

Пр = 911088-455846=455242 т

Так как точка безубыточности меньше добычи нефти на 455242 т, то делаем вывод, что ООО «Туймазанефть» осуществляет экономически выгодную предпринимательскую деятельность.

В результате проделанного анализа делаем вывод, что совершенствование внутреннего экономического механизма можно достигнуть путем уменьшения обводненности добываемой продукции проведением ремонтно-изоляционных работ.

2. Экономическое обоснование проведения КРС (РИР)

.1 Краткая характеристика и организация работ

Организация работ - это сочетание во времени и в пространстве трудовых, материальных, технических ресурсов в строго определенных санитарно-гигиенических, технологических и других условиях.

Значительная часть работ, которая проводится цехом КРС это РИР. Эти работы предполагают проведения мероприятий направленных на предотвращение попадания в скважину вод из других горизонтов или подстилающих вод в добываемую продукцию. Можно привести две группы причин, приводящих к необходимости проведения РИР: природный фактор, обусловленный геологическим разрезом месторождения; технологический фактор, определяемый уровнем техники сооружения нефтяных скважин.

Данные работы выполняет бригада капитального ремонта под руководством мастера, технолога и старшего мастера. Бригада работает в одну смену: бурильщик 6 разряда, помощник бурильщика 5 разряда, помощник бурильщика 4 разряда, а также машинист 6 разряда.

При ремонтно-изоляционных работах применяют следующую технику:

цементировочный агрегат ЦА-320 (1 ед.)

подъемная установка А5-40 (1 ед.)

автоцистерна 4ЦР-10 (1 ед.)

прицепная цистерна ПЦ-10 (1 ед.)

смесительная машина СМ-4М (1 ед.)

В процессе цементирования применяют специальную арматуру устья, используемую при ГРП, колонну заливочных труб, собираемую из НКТ или бурильных труб, пакеры, цементировочные желонки и агрегаты. Перед цементированием рассчитывают объем необходимых материалов, давление в конце продавливания тампонажного раствора, время проведения процесса. Закачка цементного раствора в заколонное пространство предусматривает предварительное создание в эксплуатационной колонне специальных отверстий с помощью кумулятивных или гидропескоструйных перфораторов

Во избежание попадания цементного раствора в продуктивный пласт фильтр скважины засыпают песком, ниже дефекта в колонне создают цементный стакан. Цементный раствор закачивают через заливочные трубы под давлением и продавливают в зону дефекта. По истечении срока твердения раствора колонну опрессовывают на герметичность. Затем цементный стакан разбуривают и промывают скважину до забоя. При наличии в колонне нескольких дефектов, их устраняют последовательно сверху вниз.

Применяемый материал: 100% томпонажный цемент водоцементным отношением 0,45 и плотностью 1,81 г/см3.

.2 Обоснование продолжительности работ при РИР

Нормирование труда - важнейшая составная часть научной организации труда, объективная необходимость планового ведения хозяйства и повышения его эффективности. Оно включает технико-экономическое, физиологическое обоснование необходимых нормативных затрат труда, измерение и оценку трудовых затрат на основе норм, а также разработку мероприятий по внедрению этих норм в производство.

Трудоёмкость - затраты рабочего времени на производство единицы продукции. Расчёт трудоёмкости планируемых работ выполняется на основании производственных норм времени следующими методами:

аналитически-сравнительный, когда изучают операции и затраты времени без предварительного создания оптимальных производственно-организационных условий на рабочем месте.

аналитически-исследовательским, который применяют при определении норм труда на основе результатов исследования трудовых операций и измерения затрат времени непосредственно на рабочем месте;

аналитически-расчётным, когда норму труда определяют на основе заранее разработанных нормативов времени на типовые элементы этой операции;

Расчёт трудоёмкости работ на предприятии ООО «Туймазанефть» выполнен на основании норм времени, учитывающих специфику организации, трудовых процессов, технической оснащённости рабочего места и последних достижений научно-технического прогресса.

Расчетная формула определения трудоемкости:

i =ti *Qi

где Ti - общая трудоемкость работ i-того вида операции.i - норма времени на производство i-того вида операции, человек/час, машина/час.i - количество одинаковых операций.

Аналогично определяются затраты рабочего времени по остальным операциям.

Результаты расчёта трудоёмкости планируемых работ при проведении РИР приведены в наряд-задании.:

Таблица 4 - Наряд-задание на проведение РИР

Вид технологических операцийНаименование спецтехникиЕд. изм.Кол-воНорма времени (час)123451 Переезд подъемного агрегата на скважину Т-150 ПС-0,5Км.202,502 Разрядка скважиныЦА-320 АЦ-8час1 183 Глушение скважины по средним затратамЦА-320 АЦ-8м м3 244 Ожидание выравнивания давления после глушениячас12.05 Демонтаж устьевой арматуры10,756 Подъем НКТА5-40м3001,047 Затаскивание и укладка однотрубок на стеллажи у скважины«Синеговец»м13501,988 Подготовка труб к работем13503,759 Спуск и подъем шаблона и ск/конца для промывки скважиныА5-40м124211,4310 Промывка скважиныЦА-320 АЦ-8м м31242 245,3511 Восстановление температурного режима час10,0012 Геофизические исследования в скважине130,0013 Ожидание данных ГИСчас111,0014 Установка цементного моста в скважине через НКТ с СПО ск/концаЦА-320 АЦ-8 Цементосмесительм1242 15,4915 ОЗЦчас111,0016 Опрессовка ЭК на герметичностьЦА-32010,5817 Герметизация устья скважины 10,3718 Затаскивание и укладка однотрубок«Синеговец»13501,9819 ЗР после окончания ремонтаК-701 Самосвал Фискирсчас13,46Всего111,87

Таким образом, общие укрупнённые совокупные затраты рабочего времени на подготовку скважины к РИР, проведение РИР с учётом резерва времени составляют 111,87 часов.

.3 Обоснование финансовых потоков на осуществление КРС (РИР)

.3.1 Расчет экономических затрат на проведение РИР

Заработная плата - часть дохода работника, выраженная в денежной форме, размер которой зависит от количества и качества потраченного им труда. Заработная плата рабочим и мастеру бригады КРС начисляется по тарифной системе. При такой системе оплаты труда основной расчет ведется по формуле:

Основная заработная плата рассчитывается по формуле:

З.П. = t П ;

где З.П. - заработная плата работников, руб.- трудоемкость работ, час.

П - тарифная ставка звена, руб.

Кроме того, начисляется премия 50% по следующей формуле:

П = (З.П. К[%])/100% ;

где З.П. - заработная плата работников, руб.

П - премия, руб.

К - размер начисляемой премии, %.

Фонд заработной платы, составляет сумму основной заработной платы и дополнительной и рассчитывается по формуле:

Зфонд = (З.П.+П) Зкр ;

где Зкр - районный коэффициент, д.е.

Расчет заработной платы мастеру и рабочим бригады КРС приведен ниже, в таблице 5.

Таблица 5 - Расчет заработной платы при проведении КРС (РИР) на скважине №940

ПерсоналРазрядКол-во, чел.Число часов по наряду-заданиюТарифная ставка, руб./часРазмер премии, %Районный коэффициент, д.е.Размер заработной платы, руб.Мастер-1111,8728,5501,155500БурильщикVI1111,8726,2501,155055Пом. бур.V1111,8724501,154631Пом. бур.IV1111,8721,3501,154110ИТОГО19296Таким образом, затраты только на заработную плату, при проведении КРС (РИР), составляют 19296 рублей.

Социальные отчисления определяется по формуле:

ЗСОЦ = З *0,36=19296 * 0,36 = 6946 руб.,

где 0,36 - норма отчисления в ед. соц. Налог

Расходы на прокат специальной техники определяются по формуле:

ЗТЕХ =åЧi * Кi ;

где Чi - норма времени для i - й машины, руб./час;

Кi - стоимость одного часа проката i - й машины, руб./час;

Используемая техника и стоимость проката приведены в таблице 6

Таблица 6 - Затраты на прокат спец. техники

Наименование техникиНорма времени, часСтоимость одного часа проката,, руб./часВсего затратАЗА-36,26317,551988«Синеговец»6,76704,894765АКН-666,06381,42311АЦ-843,21224,519701А5-40111,87505,2556522К-70113,52422,965718ПС-0,53,9424,51656Самосвал6,26343,392150Т-1504,1319,411310Фискар6,26336,912109ЦА-32036,42224,518177Цементосмеситель18,094336,886094Вспом. транспорт111,8765,907372,2ИТОГО109873,2

Таким образом, затраты на прокат спец. техники составили 109873,2 рублей.

Затраты на геофизические услуги определяются по формуле:

ЗГФИ =ЧГФИ * КГФИ = 30 * 1152 = 34560 руб.

где ЧГФИ - норма времени проведения геофизических исследований, час.

КГФИ - стоимость одного часа геофизических исследований, руб.

Затраты на основные материалы определяются по формуле:

ЗM = QM ЦM ;

ЗM - затраты на материалы, руб.M - количество материалов, тн.

ЦM - стоимость 1 тонны, руб.

Таблица 7 - Затраты на основные материалы

МатериалКоличество, тнСумма, руб.Цемент3 2826Песок0,5 264Гравий1 528 ИТОГО:3618

Результаты расчета всех затрат сведем в таблицу

Таблица 8 - Затраты на проведение РИР на скважине №940

ЗатратыСтоимость, руб.Используемые материалы3618Заработная плата 19296Отчисления на ед. соц. Налог6946Затраты на прокат спец. техники109873,2Геофизические услуги34560ИТОГО: 174293,2

Таким образом, общие затраты на проведение РИР скважины №940 составили 174293,2 руб.

.3.2 Анализ экономических затрат на эксплуатацию месторождения

Для внедрения более экономичных решений и для выявления резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции на нефтедобывающем предприятии проводят анализ себестоимости по добыче и подготовке нефти. Основная задача анализа себестоимости - выявление и мобилизация имеющихся на предприятии резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции и роста на этой основе внутренних накоплений. Для анализа проводят по каждой статье калькуляции с выявлением факторов, обусловивших перерасход или экономию и реализацию продукции. Отдельные факторы снижения себестоимости действуют неравномерно и неодинаково, поэтому при анализе изучают воздействие каждого фактора.

Таблица 9 - Анализ динамики себестоимости нефти и газа за 2 года по экономической классификации расходов (ЭКР)

Наименование статьи калькуляцииВеличина ЭКР, тыс. руб.Отклонение, (+;-)20072008абс.Отн.(%)1 Расходы на энергию по извлечению нефти4210545804+3699+82 Расходы по искусственному воздействию на пласт95655101322+5667+5,63 Расходы на оплату труда производственных рабочих1207613325+1249+9,44 Амортизация скважин1498116848+1867+115 Расходы по технологической подготовке нефти2216723274+1107+4,756 Расходы по сбору и транспортировке нефти3995243752+3800+8,77 Цеховые расходы2415226949+2797+10,48 Общепроизводственные расходы8790595509+7604+7,959 Прочее954011180+1640+14,65Итого348533377963

Расходы на электроэнергию по извлечению нефти увеличились на 8%, что явилось результатом увеличения расхода электроэнергии и стоимости одного кВт/ч. Расходы по искусственному воздействию на пласт увеличились на 5,6% в результате увеличения объёма закачки воды и затрат на вспомогательные материалы. Расходы на оплату труда производственных рабочих увеличились на 9,4% вследствие повышения уровней зарплат. Амортизация скважин увеличилась на 11% в результате ввода в эксплуатацию новых скважин. Расходы по сбору и подготовке нефти и газа увеличились на 13,45%. Цеховые расходы увеличились на 10,4% в результате ввода в эксплуатацию новых скважин, увеличения транспортных расходов, расходов на текущий ремонт оборудования. Общепроизводственные расходы увеличились на 7,95% в результате воздействия всех вышеперечисленных факторов. Рост прочих расходов составил 14,65%.

.3.3 Планирование финансовых потоков

Рассчитаем точку безубыточности проекта:

где FC - постоянные затраты на 1 т. нефти, руб., FC = 437.- добыча нефти скважины №940 в год, т/г, Q = 985,5

ЦН - цена 1 т. товарной нефти, руб., ЦН = 1580.- переменные затраты на 1 т. нефти, руб., VC = 655.

* < Q ;

Следовательно, финансовая прочность составит:

ПР = Q - Q* ;

где Q - товарная добыча нефти в год, т/г, Q = 985,5* - рентабельная добыча нефти в год, т/г, Q* = 465

ПР = 985,5-465=520 т

Так как точка безубыточности меньше добычи нефти на 520 т, то делаем вывод, что проведение РИР в данном случае целесообразно.

3. Экономический эффект

.1 Расчет экономического эффекта

Повышение эффективности производства капитального ремонта скважин выражается в росте производительности труда, в результате чего увеличивается объём выполняемых работ, уменьшением времени на ремонт, снижается стоимость ремонтов, повышается эффективность производства ремонтных работ.

Общим критерием эффективности выступает проведение ремонта скважины при обеспечении качества ремонта с минимумом трудовых и материальных затрат и денежных средств.

Повышение качества ремонта способствует увеличению межремонтного периода работы скважин (МРП). Под МРП подразумевается время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Таким образом, основными факторами повышения экономической эффективности организации ремонта скважины, кроме технологических являются, улучшение нормирования затрат и оплаты труда, совершенствование организации ремонта нефтяных скважин.

Экономический эффект от проведения мероприятий по улучшению работ скважин определяют путем сравнений показателей до и после проведения мероприятий.

Экономический эффект от проведения РИР в скважине №940 заключается в том, что увеличился межремонтный период и снизилась себестоимость нефти.

. Рассчитаем на сколько увеличился МРП по формуле:

Т = t1 -t2

где t1 - фактический МРП, сут.- планируемый МРП, сут.

Т = 376,2-345 =31,2 сут.

. Определим экономический эффект от увеличения МРП:

Э1 = Т * Цн * Q;

где Т - разность между фактическим и планируемым МРП, сут.

Цн - цена нефти, руб.- дебит, тн.

Э1 = 31,2*1580*2,7 = 133099,2 руб.

. Рассчитаем экономический эффект от уменьшения себестоимости нефти.

Э2 = (С1 -С2) *Q;

где С1 - себестоимость одной тонны нефти до РИР, руб.

С2 - себестоимость одной тонны нефти после РИР, руб.- добыча нефти в год со скважины №940, тн.

Э3=(1190-1093) *985,5 = 95593,5 руб.

.Общий экономический эффект рассчитываем по формуле:

ЭОБЩ. = Э1 + Э2 ;

Э1 - эффект от увеличения МРП, руб.

Э2 - эффект от снижения себестоимости нефти, руб.

ЭОБЩ. = 133099,2 + 95593,3 = 228692,5 руб.

Вывод: проведение РИР в данном случае является экономически выгодным.

3.2 Технико-экономические показатели проекта

затрата экономический ремонт скважина

Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами увеличения стоимости активов по сравнению со стоимостью нефтяных

Оценка инвестиционных показателей предполагает использования системы ТЭП. Экономическое содержание каждого показателя неодинаково. Аналитик получает информацию, а различных сторонах инвестиционного проекта только по совокупности расчета экономических показателей. Инвестиционное решение принимают по следующим показателям:

) Период окупаемости показателя представляет собой ожидаемое число лет необходимой для полного возмещения инвестиционных затрат.

Согласно условиям настоящего курсового проекта срок окупаемости найдем по формуле:

ТО = К/П ;

где К - затраты на проведение РИР, руб.

П - прибыль, руб. Рассчитывается по формуле:

П = (ЦН*Q-К-СН);

где СН - себестоимость нефти, руб. Находится по формуле:

СН=С1тн*Q;

где С1тн - себестоимость 1 тонны нефти, руб.- добыча нефти скважины №940 за год, которая находится по формуле:

Q=q*t;

где q - дебет скважины №940, т/сут.- число суток в году.=2,7*365=985,5 тн

Рассчитаем себестоимость нефти:

СН=1093*985,5=1077151,5 руб.

Рассчитаем прибыль:

П = (1580*985,5-174293,2-1077151,5) = 305645,3 руб.

Теперь найдем срок окупаемости:

То=174293,2/305645,3 = 0,57

Далее рассчитаем чистую текущую стоимость доходов при разных ставках дисконтирования:

ЧТСД = (ПД - ПР)/(1+r) t;

где: r -ставка дисконтирования.

ПР - приведенные расходы, руб.

ПД - приведенные доходы, руб.

ЧТСД при ставке дисконтирования r=5%:

ЧТСД=(305645,3)/(1+0,05) = 291090,7 руб.

ЧТСД при ставке дисконтирования r=15%:

ЧТСД=(305645,3)/(1+0,15) = 265778,5 руб.

ЧТСД при ставке дисконтирования r=25%:

ЧТСД=(305645,3)/(1+0,25) = 244516,2 руб.

ЧТСД при ставке дисконтирования r=35%:

ЧТСД=(305645,3)/(1+0,35) = 226403,9 руб.

Результаты расчетов чистой текущей стоимости доходов при разных ставках дисконтирования сведем в таблицу

Таблица 10 - Показания ЧТСД при различных ставках дисконтирования

r, %5152535ЧТСД291090,7265778,5244516,2226403,9

Внутренняя ставка доходности проекта.

ВСП - это ставка дисконтирования, приравнивающая сумму приведенных расходов от проекта к величине инвестиции.

Сущность метода расчета заключается в определении интервала интерполирования.

Найдем поток дохода при ставке дисконтирования: r = 5%;

ПД=(Q*ЦН)/(1+0,05) t ;

ПД=(985,5*1580)/(1+0,05) 1= 1482942,8 руб.

Найдем ЧТСД:

ЧТСД = ПД - (К+СН) ;

где ПД - приведенные доходы, руб.

К - затраты на проведение РИР, руб.

СН - себестоимость нефти, руб.

ЧТСД = 1482942,8-(174293,2+1077151,5)= 231498,1 руб.

Т.к. ЧТСД>0, то необходимо увеличить ставку дисконтирования. Пусть r=15%, аналогично рассчитаем суммарный поток доходов дисконтированных по ставке r=15%.

ПД=(Q*ЦН)/(1+0,15) t ;

ПД=(985,5*1580)/(1+0,15) 1= 1353991,3 руб.

Найдем ЧТСД:

ЧТСД = 1353991,3-(174293,2+1077151,5)= 102546,6 руб.

Т.к. ЧТСД>0, то необходимо увеличить ставку дисконтирования. Пусть r=25%, аналогично рассчитаем суммарный поток доходов дисконтированных по ставке r=25%.

ПД=(Q*ЦН)/(1+0,25) t ;

ПД=(985,5*1580)/(1+0,25) 1= 1245672 руб.

Снова найдем ЧТСД:

ЧТСД = 1245672-(174293,2+1077151,5)= -5772,7 руб.

Т.к. ЧТСД<0 интервал интерполирования найден. Обозначим интервал интерполяции:

,8 5%

,7 5+х%

25%

Составим пропорцию и решим уравнение:

(1482942,8 - 1251444,7)/(1482942,8 - 1245672) = 5 - (5 + х)/(5 - 25);

х = 19,4%= 5 +19,4 = 24,4%

На основе полученных данных составим таблицу технико-экономических показателей ремонтно-изоляционных работ на скважине №940.

Таблица 11 - ТЭП ремонтно-изоляционной работы скважины №940

Наименование ТЭПВеличина ТЭПдоПосле1 Дебит скважины, т/сут2,72,72 Добыча, т985,53 Экономические затраты, руб.174293,24 Экономический эффект, руб.228692,55 Срок окупаемости, год0,576 Точка безубыточности, т/год5207 Численность бригады КРС, чел.58 Себестоимость нефти, руб.119010939 МРП, сут376,234510 ЧТСД, руб.245695,611 ВТСД, %24,4

По приведенной таблице наблюдается прирост чистой прибыли равный 228692,5 руб. Также наблюдается снижение себестоимости на добычу 1 тн нефти, увеличение межремонтного периода. Дебит нефти остается такой же, но снизилась обводненность.

Следовательно, проведение ремонтно-изоляционных работ на скважине №940 целесообразно.

Заключение

Цель рассматриваемого проекта - экономическое обоснование, расчет экономического эффекта, исследование скважин и анализирование полученных результатов.

Был проведен факторный анализ влияния производительности труда и численности работников на выручку от реализации; факторный анализ товарной добычи нефти. По результатам анализов можно судить об эффективности работы предприятия.

Работа ООО НГДУ «Туймазанефть» характеризуется как стабильная, НГДУ также имеет резервы для повышения технико-экономических показателей, а их рост в анализируемом году объясняется правильностью принятия решений в прошлом году. При этом предприятие имеет большой запас прочности, высокую производительность труда.

Проведенные работы по изоляции притока пластовой воды на скважине №940 Туймазинского месторождения не показали увеличения дебета скважины, но произошло уменьшение обводненности скважинной продукции. Себестоимость одной тонны нефти до проведения РИР больше, чем после. Также увеличился межремонтный период. В целом экономический эффект от проведенных работ был достигнут.

Список литературы

1. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989 г.

. Горфенкель В.Я., Куприянов Е.М. Экономика предприятия. - М.: Недра, 1996 г.

. Золотников Л.Г., Колосов В.А. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1989 г.

. Зуборева В.Д., Колядов Л.В., Андреев А.Ф. Задачник по экономике нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1989 г.

. Малышев Ю.М., Тищенко В.Е., Шматов В.Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1980 г.

. Техническая и нормативная документация КРС.

. Тищенко В.Е., Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986 г.

. Шматов В.Ф., Малышев Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1990 г.

. Ефимова Т.И. Экономика и организация ремонта нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1993 г.

. Журнал «Нефтяное хозяйство», 1995-2004 г.

Содержание Введение . Экономическая характеристика НГДУ .1 Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть» .2 Анализ технико-экономи

Больше работ по теме: