Отечественный и зарубежный опыт в области разработки ресурсосберегающих технологий в системе ППД

ВВЕДЕНИЕ

Значимость внедрения новой техники и технологии связана с нынешним этапом развития ПАО «Татнефть» и состоянием структуры запасов разрабатываемых месторождений. За 70-летнюю историю нефтедобычи в структуре запасов произошли значительные изменения: времена «легкой» нефти ушли в прошлое, доля трудноизвлекаемых запасов сегодня выросла до 86% и эффективная разработка месторождений невозможно без внедрения новых технологий. Одним из передовых НГДУ в структуре ПАО «Татнефть», в котором успешно осуществляется работа по внедрению ресурсосберегающих технологий, является «Бавлынефть».

Ресурсосбережение - это организационная, экономическая, техническая, научная, практическая и информационная деятельность, методы, процессы, комплекс организационно-технических мер и мероприятий, сопровождающих все стадии жизненного цикла объектов и направленных на рациональное использование и экономное расходование ресурсов. Производство продукции должно выполняться с рациональным использованием и экономным расходованием всех видов ресурсов (вещества, энергии) при безопасном воздействии на человека и окружающую среду.

Компания разрабатывает и реализует программные мероприятия по повышению эффективности производства рентабельной добычи нефти за счет разработки и внедрения новой техники и технологии, оптимизации фонда скважин и совершенствования системы разработки месторождений.

Результаты этой работы позволили Компании «Татнефть» в последние годы не только стабилизировать, но и увеличить объемы нефтедобычи.

Одним из основных условий формирования конкурентоспособной стратегической перспективы промышленного предприятия может стать его инновационная активность. Во всем мире инновации сегодня – это необходимость выживания, сохранения конкурентоспособности и дальнейшего процветания. В условиях жестокой конкуренции ни одно предприятие не сможет долго существовать, не внося заметных усовершенствований в свою работу. Именно потому проблема внедрения ресурсосберегающих мероприятий на предприятии актуальна и чрезвычайно значима в наши дни. Целью выпускной квалификационной работы является анализ экономической эффективности внедрения ресурсосберегающих технологий на предприятии.

В соответствии с целью в работе поставлены и решены следующие задачи:

- рассмотрены теоретические и методологические основы исследования ресурсосбережения в нефтегазодобывающей промышленности;

- проведен экономический анализ деятельности НГДУ«Бавлынефть»;

- дано экономическое обоснование мероприятий по ресурсосбережению и проанализировано их влияние на финансовые результаты и технико-экономические показатели деятельности предприятия.

Объектом исследования является производственно-хозяйственная деятельность НГДУ «Бавлынефть».

Предметом исследования являются вопросы оценки экономической эффективности мероприятий по ресурсосбережению.

Одними из рассматриваемых мероприятий являются установка УОРЗ двух пластов и насосный агрегат объемного действия УНГ-1-345-14. В данной работе проводится анализ влияния внедрения данных технологий на технико-экономические показатели НГДУ «Бавлынефть».

Методологической основой работы является теоретическое обобщение и анализ литературного материала по вопросам внедрения ресурсосберегающих технологий, анализа технико-экономических показателей и данных из пояснительной записки к годовому отчету НГДУ «Бавлынефть» за 2012-2013 годы. При написании выпускной квалификационной работы использовались методы группировки, сравнительного анализа, графические методы и методика детерминированного факторного анализа.

1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Краткая характеристика деятельности НГДУ «Бавлынефть»

Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" (НГДУ) является обособленным структурным подразделением ПАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина (Общество). НГДУ не является юридическим лицом.

Основной целью функционирования НГДУ является производственная деятельность, направленная на получение прибыли Обществом.

Для достижения указанной цели, руководствуясь законодательством, а в необходимых случаях – на основании лицензий (разрешений), выданных Обществу, НГДУ осуществляет деятельность в следующих основных направлениях:

- разработка нефтегазовых месторождений;

- поиск, разведка нефтегазовых и битумных месторождений, подземных вод, организация строительства скважин всех назначений, в том числе на воду;

- добыча нефти, нефтяного (попутного) газа, вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, их подготовка и сдача, в отдельных случаях переработка и реализация;

- осуществление текущего ремонта скважин, подготовительных работ к проведению мероприятий по повышению нефтеотдачи (МУН) на скважинах;

- проектирование, строительство, реконструкция, ремонт и эксплуатация;

- выполнение работ по методам ПНП, МУН и поддержания пластового давления (ППД);

- эксплуатация установок комплексной подготовки и предварительного сброса сточной воды;

- разработка и внедрение новых технологий, выполнение опытно-промышленных работ и др.

НГДУ «Бавлынефть» и его центральная производственная база расположены в г.Бавлы Республики Татарстан, а разрабатываемые управлением месторождения в трех административных районах Бавлинском, Ютазинском и Бугульминском Татарстана и двух районах –Северном и Абдуллинском- соседней Оренбургской области на площади около 960 км.

В НГДУ «Бавлынефть» в настоящее время добыча нефти идет на 13 месторождениях – Ромашкинское, Бавлинское, Тат-Кандызское, Сабанчинское, Матросовское, Бухараевское, Лунное, Кзыл-Ярское, Лазурное, Купавное, Западно-Галицкое, Западно-Урустамакское, Западно-Хрусталинское.

История НГДУ «Бавлынефть» началась с ввода в разработку девонской залежи Бавлинского метсорождения, открытого в 1946 году.

В 1984 году достигнут максимальный уровень добычи нефти по НГДУ - более 4 млн.т. С 1985 года началось постепенное снижение добычи нефти до 1730 тыс.т в 1994 году. В дальнейшем была поставлена задача - стабилизировать добычу нефти. Возможность для этого появилась, благодаря открытию и вводу в разработку Матросовского месторождения и новых залежей на уже разрабатываемых месторождениях, а также применением новых методов повышения нефтеотдачи и внедрением передовых технологий добычи нефти.

На Бавлинском месторождении впервые в Татарстане внедрена законтурная система заводнения.

Сейчас в структуре НГДУ 7 цехов и производственных подразделений.

Добычей нефти занимаются 4 цеха, которые являются производственными подразделениями НГДУ, осуществляющие управление технологическими процессами добычи нефти и газа. В НГДУ все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом. Средний дебит нефти составляет – около 4,0 т/сут. жидкости - 25,0 т/сут.

В настоящее время в НГДУ «Бавлынефть» применяется однотрубная самотечная система сбора.

1.2. Анализ состояния техники и технологии предприятия

Эксплутационный фонд нефтяных скважин НГДУ «Бавлынефть» на 01.01.2014 составляет 1673 скважин (таблица 1.1). В общем, по эксплуатационному фонду добыча ЭЦН -25,5% или 394 скважины, УШГН -74,5% или 1152 скважины.

Действующий фонд скважин составляет 1546 скважин. Бездействующий фонд на 01.01.2014 составил 127 скважин.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин НГДУ «Бавлынефть» составляет 636 скважин, из них действующий фонд 615 скважин, что составляет 96,4% всего эксплуатационный фонда нагнетательных скважин и 21 скважина бездействующая.

Таблица 1.1 - Состояние фонда нефтяных и нагнетательных скважин НГДУ «Бавлынефть» на 01.01.2014 гг.

В 2005 году в НГДУ «Бавлынефть» при помощи фонтанного способа добыто 1605 т нефти. Однако с 2006 года этот способ уже не использовался.

Рассмотрим основные показатели работы скважин НГДУ «Бавлынефть» в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Основные показатели работы скважин за 2012-2013гг.

В связи с тем, что месторождение НГДУ «Бавлынефть» находится на поздней стадии разработки, мероприятии по внедрению новой техники и технологии направлены на повышение нефтеотдачи пластов.

К основным методам повышения эффективности производства относятся мероприятия по увеличению нефтеизвлечения. Мероприятие по увеличению нефтеизвлечения, являясь одним из составляющих процесса разработки залежи, не должно рассматриваться в отрыве от общего состояния разработки залежи.

Показатели по добыче нефти за счет методов повышения нефтеотдачи пластов по НГДУ «Бавлынефть» за 2012-2013 годы представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Сведения по добыче нефти за счет методов повышения нефтеотдачи пластов по НГДУ «Бавлынефть» за 2012-2013 годы

Продолжение таблицы 1.3

За счет применения современных методов повышения нефтеотдачи пластов по НГДУ «Бавлынефть» в 2012 году дополнительно добыто 1273,5 тыс.т нефти, в том числе за счет гидродинамических методов - 411,2 тыс.т, третичных – 541,6 тыс.т, в 2013 году за счет методов ПНП добыто 1337,4 тыс.т, в том числе за счет гидродинамических методов - 395 тыс.т, третичных – 540,3 тыс.т.

Методами, направленными на стимуляцию работы добывающих скважин, по количеству обработок, являются методы, основанные на использовании кислотно-имплозионного (КИВ), ударно-депрессионного (УДВ) и вибро-воздействия (ВБД) на призабойную зону пласта. Применение данных методов позволяет добиться восстановления и увеличения продуктивности скважин за счет эффективной очистки призабойной зоны пласта и улучшения условий фильтрации жидкости. Метод КИВ был применен на 327 добывающих скважинах, суммарная дополнительная добыча нефти с начала применения составила 492 тыс.т. Метод УДВ был применен на 181 добывающей скважине и получено 141,2 тыс.т дополнительной нефти. Метод ВБД осуществлен на 33 добывающих скважинах, дополнительно было получено 37 тыс.т нефти (таблица 1.4)

Таблица 1.4 - Показатели применения наиболее распространенных методов стимуляции на добывающих скважинах

В НГДУ «Бавлынефть» успешно применяются и внедряются новая техника и технологии, направленные на экономию трудовых, материальных и энергоресурсов. В таблице 1.5 представлены мероприятия по ресурсосбережению по НГДУ "Бавлынефть" за 2013 год.

Таблица 1.5 – Мероприятия по ресурсосбережению по НГДУ "Бавлынефть" за 2013 год

Продолжение таблицы 1.5

Анализ состояния техники и технологии предприятия показывает, что эксплуатация скважин глубинными штанговыми насосами является самым распространенным способом механизированной эксплуатации скважин в НГДУ «Бавлынефть», ведется активная работа по применению современных методов повышения нефтеотдачи и внедрению ресурсосберегающих технологий.

1.3 Характеристика и анализ технологической эффективности предлагаемых мероприятий

1.3.1 Характеристика и анализ технологической эффективности внедрения установок ОРЗ двух пластов НГДУ «Бавлынефть»

Установка УОР3-146 П (К) или УОР3-168 П (К). предназначена для одновременно-раздельного заводнения двух объектов в одной скважине с оптимальными для них параметрами.

Область применения - нагнетательные скважины, имеющие два вскрытых объекта разработки.

Технические характеристики установок приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Технические характеристики установок УОР3-146 П (К) или УОР3-168 П (К)

Схема установки с параллельным расположением труб изображена на рисунке 1.1. Установка состоит из подземного и наземного оборудования. В со­став подземного оборудования установки входит пакер для разобщения объек­- тов, параллельный двухканальный якорь для ограничения относительного перемещения колонн НКТ и две расположенные параллельно колонны НКТ: ко­роткая (КК) и длинная (ДК). Наземная часть содержит двухканальную усть­евую арматуру.

1-пакер, 2-длинная колонна, 3-короткая колонна, 4- двухканальная усть­евая арматура, 5- параллельный двухканальный якорь, 6 и 7-объекты заводнения

Рисунок 1.1 – Схема установки с параллельным расположением труб

Схемы установок с концентричным расположением труб изображены на рисунке 1.2. Установки состоят из подземного и наземного оборудования и от­личаются способом соединения колонны НКТ с пакером. В состав подземного оборудования установки входит два пакера, нижний из которых служит для ра­зобщения объектов, а верхний для защиты эксплуатационной колонны (ЭК) от высокого давления и две расположенные концентрично колонны НКТ: внутрен­няя (ВК) и наружная (НК). Наземная часть содержит концентричную двухка­нальную устьевую арматуру.

Для разобщения объектов в установке с параллельным расположени­ем труб могут быть использованы пакеры BakerA-3, М1-Х, или любые другие, позволяющие герметично разобщить объекты в скважине и надежно работающие длительный срок в скважине в условиях знакопеременных нагрузок.

В установке с концентричным расположением труб могут быть использо­ваны пакера с подвижным соединением НКТ и пакера, такие как ПГД-ГРИ- 122(140)-35, М-157 «МОБВВ», «Амерон» а также с жестким, например М1-Х или любые другие, позволяющие герметично разобщить объекты в скважине и надежно работающие длительный срок в скважине в условиях знакопеременных нагрузок.

При эксплуатации установки УОРЗ-146 (168) П, в которой объекты разобщены пакером (рисунок 1), закачка воды в верхний объект производится от водовода системы поддержания пластового давления (ППД) по короткой колонне, а в ниж­ний объект по длинной колонне.

При эксплуатации установок УОРЗ-146 (168) К, в которых объекты разоб­щены пакером, а второй пакер установлен выше верхнего объекта с целью за­щиты ЭК от коррозии и высокого давления (рисунок 1.2), закачка воды в верхний объект производится от водовода системы ППД по кольцевому пространству ме­жду внутренней и наружной колоннами, а в нижний объект - по внутренней.

При выборе варианта технологической схемы установки ОРЗ для внедрения на скважине-кандидате, предложенной геологической службой, опре­деляющим фактором является техническое состояние эксплуатационной колонны.

1-пакер, 2-внутренняя колонна, 3-наружная колонна, 4- двухканальная усть­евая арматура,

Рисунок 1.2 – Схема установки с концентричным расположением труб

В случае если предполагаемая величина давления закачки воды в верхний продуктивный горизонт будет превышать максимально допустимую для эксплуатационной колонны данной скважины, к внедрению допускается только вариант установки ОРЗ с защитой эксплуатационной колонны от избыточного давления. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну скважины определяется согласно РД 153-39.0-332-03 «Методические рекоменда­ции по ремонту эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных сква­жин».

Технологическая эффективность от внедрения УОРЗ приведена в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Анализ технологической эффективности от внедрения УОРЗ

В 2013 году на скважинах проведено 11 ОРЗ, что на 2 установки меньше, чем в 2012 году. При меньших затратах добыча нефти в 2012 году на 1 мероприятие было на 34,5 т меньше, чем в 2013 году, удельная технологическая эффективность в 2012 году составила 408,0 т/скв., а в 2013 году- 442,5 т/скв.

На рисунке 1.3 показаны значения удельной технологической эффективности по внедрению установок ОРЗ двух пластов за 2012-2013 гг.

В 2012 году за счет внедрения установок ОРЗ добыто на 437 т нефти больше по сравнению с 2013 годом. Показатели технологической эффективности проведения УОРЗ в НГДУ «Бавлынефть» в 2013 году улучшились по сравнению с 2012 годом на 8,5%.

Рисунок 1.3 – Удельная технологическая эффективность по внедрению установок ОРЗ двух пластов за 2012-2013 гг.

1.3.2 Характеристика и анализ технологической эффективности внедрения насосного агрегата объемного действия УНГ-345-14 на КНС-8 НГДУ «Бавлынефть»

Насос трехплунжерный кривошипный УНГ1-345-14 предназначен для подачи пресной воды с температурой до +50°С с содержанием твердых частиц не более 0,2% по массе и 0,2 мм по размеру в струйную систему гидродинамической очистки.

Параметры насоса при перекачивании воды с температурой до +50°С на номинальном режиме работы, при использовании привода мощностью 90кВт, приведены в таблице 1.8

Таблица 1.8 – Технические характеристики насоса УНГ1-345-14

Насос трехплунжерный кривошипный (рис. 1.4) состоит из приводной и гидравлической частей. На входе в насос устанавливается фильтр, обеспечивающий необходимую очистку воды.

1 - насос, 2 - электродвигатель взрывозащищённый, 3 – рама

Рисунок 1.4 - Насос трехплунжерный кривошипный УНГ1-345-14

Приводная часть предназначена для преобразования вращательного движения коленчатого вала в возвратно-поступательное движение плунжеров, смонтирована в станине, представляет собой одноступенчатое косозубое зацепление, выполненное по шевронной схеме. Пара ведущих шестерен выполнены за одно целое с приводным валом, установленным в корпусе станины на двух роликовых подшипниках. Ведомые шестерни напрессованы на шейки коленчатого вала, устанавливаемого в боковых гнездах станины на двух роликовых подшипниках. Внутренняя полость станины закрывается крышкой.

Смазка трущихся поверхностей привода осуществляется индустриальным маслом И-50А ГОСТ 20799 или турбинным Т-46 ГОСТ, заливаемым в количестве 15 л через отверстие, закрываемое сапуном. Возможно использование других масел с такой же вязкостью и не ниже качеством.

Для определения давления масла применяется манометр, который устанавливается на масленом насосе через демпфер-штуцер. Применение демпфер-штуцера необходимо для уменьшения колебаний стрелки манометра, что облегчает считывание показаний прибора.

На крышке масленого насоса стрелкой указано направление вращения коленчатого вала.

Гидравлическая часть насоса состоит из следующих основных частей: корпуса, всасывающих и нагнетательных клапанов, сальников, регулятора давления и клапана предохранительного. В корпусе гидравлической части выполнены каналы, образующие проточные полости высокого и низкого давления, а так же гнезда для размещения всасывающих и нагнетательных клапанов.

В хвостовой части корпуса сальника для охлаждения предусмотрены каналы и фонарь для протока воды, а герметизируется эта полость манжетой, поджимаемой крышкой.

При нагнетании ползун давит на хвостовик плунжера через пяту и подпятник, при возвращении плунжера назад он удерживается гайкой через пружину опирающейся на втулку, которая удерживается 2-мя стопорными полукольцами.

Пакет тарельчатых пружин прижимает клапан к седлу. Настройка регулятора давления осуществляется поджатием или ослаблением пакета тарельчатых пружин винтом нажимным посредством рукоятки.

Насос УНГ1-345-14 внедрен на КНС-8 ЦППД НГДУ «Бавлынефть» вместо эксплуатировавшегося насосного агрегата марки ГНУ РЭДА-500-1100, который обеспечивал закачку пресной воды по трём напорным гребёнкам при рабочих параметрах: давление нагнетания - 110 атм; расход - 500 м³/сут. Годовой объём закачиваемого аген­та составляет - 182500 м³, количество потребляемой электроэнергии 949,0 тыс.кВт*ч, удельное потребление электроэнергии составляло 5,2 кВт*ч/м³.

С целью снижения количества потребляемой электроэнергии на КНС-8 установлен насосный агрегат объёмного действия трёхплунжерный марки УНГ1-345-14 с рабочими характеристиками: давление нагнетания - 14 МПа; расходом 20,7 м³/час (500м³/сут) и электродвигателем во взрывозащищённом исполнении мощно­стью 90 кВт.

Показатель эффективности внедрения насоса показан на рисунках 1.5 и таблице 1.9.

Внедрение УНГ

.

КПД,

д.ед

Рисунок 1.5 – Сравнительный КПД насосов РЭДА и УНГ1-345-14

Рис.1.5 – Показатель эффективности внедрения насоса УНГ1-345-14

Результатом энергоэффективности данного агрегата стало увеличение КПД до 86%, тогда как КПД насоса РЭДА составлял в среднем 70 %.

Таблица 1.9 - Показатели работы УНГ-345-14

За время эксплуатации насоса УНГ1-345-14 удельный расход электроэнергии на КНС-8 снизился с 5,3 до 2,2 кВт*ч/м³, экономия составила 174 тыс.кВт*ч с момента ввода в эксплуатацию до апреля 2016 года.

Технологическая эффективность внедрения насосного агрегата объемного действия УНГ-345-14 на КНС-8 НГДУ «Бавлынефть» приведена в таблице 1.10.

Таблица 1.10 – Технологическая эффективность внедрения насосного агрегата объемного действия УНГ-345-14 на КНС-8 НГДУ «Бавлынефть»

Внедрение насосного агрегата УНГ-1-345-14 позволило снизить годовое потребление электроэнергии с 949 тыс.кВт*ч до 547,5 тыс.кВт*ч. КПД увеличилось до 86%, тогда как КПД насоса РЭДА составлял в среднем 70 %. Удельное потребление электроэнергии на КНС-8 снизился с 5,3 до 2,2 кВт*ч/м³, экономия составила 174 тыс.кВт*ч.

2 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

Отечественный и зарубежный опыт в области разработки ресурсосберегающих технологий в системе ППД

Под ресурсосбережением понимается процесс реализации комплекса организационных, экономических, экологических и технических мер, направленных на получение экономии и рациональное использование различных видов ресурсов.

Реализуемая в развитых странах мира государственная политика в области ресурсосбережения и экологической безопасности, закрепленная в виде законодательных актов, национальных планов по повышению эффективности использования ресурсного потенциала, где представлены конкретные меры, стандарты и требования для отдельных категорий субъектов экономики, сочетающая обязательные требования и добровольные экономические стимулы в области ресурсосбережения и экологической безопасности, - позволила за относительно непродолжительный период времени существенно снизить показатели ресурсоемкости экономик этих стран. При этом сохранение активной позиции государства в данной области, а также постоянное развитие инновационных технологических решений позволит сохранить ориентир на снижение ресурсоемкости экономики и в долгосрочной перспективе.

Являясь одной из наиболее важных проблем в большинстве стран мира, проблема ресурсосбережения становится приоритетной и для России. Раньше ресурсосбережение понималось только как экономия ресурсов, что зачастую проводилось за счет снижения качества продукции или существования двойных стандартов. Реальной работы по оптимизации потребления материально-сырьевых ресурсов в хозяйственной деятельности предприятий не проводилось. С переходом к рыночной экономике, предприятия сами заинтересованы в снижении потребления различных ресурсов, - с целью снижения издержек и повышения уровня конкурентоспособности выпускаемой продукции.

В индустриально развитых зарубежных странах ресурсосбережение, и в первую очередь энергосбережение, - одно из основных направлений повышения эффективности экономики. В последние годы ресурсосбережение рассматривается как важнейший фактор, обеспечивающий экономическую и политическую независимость индустриально развитых стран, что потребовало придания ему статуса государственной политики, предусматривающей:

- преимущественное совмещение ресурсосбережения и природо-охранительных целей на основе широкомасштабного применения мало- и безотходных технологий;

- концентрацию научно-технических и инвестиционных усилий на создании и использовании ресурсоэкономичной и надежной техники;

- стабилизацию и по возможности сокращение зависимости от импорта в ресурсопотреблении;

- четкую этапизацию ресурсосберегающей политики - широкомасштабное распространение освоенных ранее прогрессивных ресурсосберегающих технологий; разработку, освоение и применение сверхновых технологий, материалов и техники.

Характерная особенность механизмов ресурсосберегающего развития экономики - комплексный подход, включающий инструменты регулирования важнейших сфер хозяйственной деятельности: структурно-инвестиционный, денежно-кредитный, налоговый, ценовой, нормативно-правовой, программно-целевой, информационный, административно-организационный и управленческий, стимулирующий.

Структурно-инвестиционный инструмент. Важное направление государственной политики - проводимая совместно с монополиями структурная перестройка в направлении опережающего развития ресурсоэкономичных отраслей и секторов услуг, обеспечивающая снижение потребности в материалах, энергии и других затрат. В ведущих капиталистических странах создается так называемое информационное общество, где в росте экономики начинает превалировать высокотехнологичная продукция при более низких (в целом) затратах ресурсов.

Денежно-кредитный инструмент. Во Франции государство финансирует не менее 25-30% стоимости энергосберегающих мероприятий хозяйственных организаций. Там предусматривается прямое государственное финансирование ресурсосбережения в непромышленном секторе (например, в установке энергетических устройств по утилизации отходов), а также в малых и сред­них предприятиях. Кроме того, используется льготное кредитование ресурсосберегающих мероприятий. Норма процентной ставки в этом случае на 8-10% ниже обычной.

Налоговый инструмент. В ряде стран используется дифференциация налогообложения в зависимости от источника энергии и трудоемкости ее добычи (в США величина налога в зависимости от этих факторов составляла 70, 60 и 30% прибыли). Предусматривается снижение налогов хозяйствующим субъектам, проводящим активную ресурсосберегающую политику и не­сущим дополнительные расходы на замену оборудования, улучшение очистки, теплоизоляцию помещений, установку устройств аккумуляции солнечной энергии.

Устанавливаются налоги на конечные продукты с повышенным энергопотреблением, например автомобили с большими удельными затратами топлива; топливоэкономичные автомобили имеют налоговую скидку. Используется ряд специальных налоговых инструментов, например угольные и нефтяные сборы, формирующие целевые фонды рационализации структуры энергопроизводства и потребления.

Ценовой инструмент. С его помощью осуществляются взаимосвязь внешних, рыночных цен, прежде всего на нефть и нефтепродукты, и контроль государства над внутренними ценами (такой контроль был введен, например, в отношении энергоносителей, которые в США стоили ниже мирового уровня, и был отменен в 1981 г., только после снижения уровня энергопотребления). Использовалась дифференциация цен на нефть, добываемую в США, в зависимости от мощности скважин. Применялся также механизм перераспределения выигрыша между теми компаниями, которые использовали дешевую внутреннюю нефть, и теми, кто был вынужден импортировать дорогую. Гибкость действия ценового механизма обеспечивалась также скидками на энергопотребление вне времени пиковых нагрузок.

За счет совершенствования структуры производства, внедрения энергосберегающей техники и технологии предполагается получить значительную экономию энергоресурсов в народном хозяйстве. В нефтехимической промышленности России за счет реконструкции и технического перевооружения - увеличить глубину переработки нефти до 74% против 63,5% в 1990 г. Предусмотрено также опережающее развитие мощностей по сбору и утилизации различных видов вторичного сырья, а также внедрение прогрессивных технологий их переработки. На этой основе уровень использования по отдельным видам отходов может быть доведен до 95-100% от их ресурса. В частности, предполагалось довести к 2015 г. объем использования стеклобоя, изношенных шин, вторичного полимерного сырья до 90%, а макулатуры - до 98% годовых ресурсов.

Таким образом, ресурсосбережение является важнейшим условием устойчивого развития, что достигается, с одной стороны, сокращением потерь природных ресурсов на всех этапах (добыча, транспортировка, хранение и использование полученных продуктов), а с другой - максимальным вовлечением в хозяйственный оборот отходов производства и потребления.

2.2 Методология расчета показателей, характеризующих финансово-хозяйственную деятельность предприятия

Технико-экономические показатели (ТЭП), система измерителей, характеризующая материально-производственную базу предприятий (производственных объединений) и комплексное использование ресурсов. ТЭП применяются для планирования и анализа организации производства и труда, уровня техники, качества продукции, использования основных и оборотных фондов, трудовых ресурсов; являются основой при разработке производственного плана предприятия, установления прогрессивных технико-экономических норм и нормативов. Имеются ТЭП общие (единые) для всех предприятий и отраслей и специфические, отражающие особенности отдельных отраслей.

Производственно-хозяйственные процессы, финансовая деятельность предприятия измеряются многочисленными экономическими показателями.

Аналитические показатели отражают объем, уровень, экономическую эффективность всех процессов предприятия. Эти показатели могут быть получены из плановых, учетных, отчетных источников информации, а также в результате их сочетания, преобразования и обработки.

В содержании показателей характеризуется экономическая сущность изучаемых процессов, а в числовом значении их конкретное измерение.

Все показатели в зависимости от объекта анализа группируются в следующие подсистемы (рис.2.1).

Рисунок 2.1 – Система показателей комплексного анализа финансово-хозяйственной деятельности предприятия

С помощью этой системы можно исследовать причинно-следственные связи. Для анализа каждого элемента системы существуют свои показатели.

Показатели исходных условий деятельности предприятия характеризуют экономическое состояние предприятия:

- наличие необходимых материальных и финансовых ресурсов для нормального функционирования предприятия и выполнения его производственной программы;

- организационно-технический уровень предприятия, т.е. производственную структуру предприятия, структуру управления, уровень концентрации и специализации производства, продолжительность производственного цикла, техническую и энергетическую вооруженность труда, степень механизации и автоматизации, прогрессивность технологических процессов и т.д.;

- уровень маркетинговой деятельности по изучению спроса на продукцию, ее конкурентоспособности, рынков сбыта, организации торговли, рекламы и т.д.

Показатели данной подсистемы оказывают влияние на все остальные показатели хозяйствования и в первую очередь на объем производства и реализацию продукции, ее качество, на степень использования производственных ресурсов (производительность труда, фондоотдачу, материалоотдачу), а также на другие показатели экономической эффективности: себестоимость, прибыль, рентабельность и т.д.

Подсистема показателей использования средств производства характеризуют состояние, движение и эффективное использования основных производственных фондов, т.е. включает показатели фондоотдачи, фондоемкости, фондорентабельности.

Показатели использования предметов труда характеризуют состояние и эффективное использование оборотных средств – это материалоемкость, материалоотдача, коэффициент оборачиваемости, длительность оборота.

Основные показатели подсистемы использования трудовых ресурсов характеризуют состояние трудовых ресурсов и включают в себя показатели численности, производительности труда, ФЗП, показатели движения трудовых ресурсов, их квалификацию, текучесть и разнородность.

В подсистему показателей производства и сбыта продукции входят объем товарной, валовой, реализованной продукции в стоимостном, натуральном измерении, качество продукции.

Показатели себестоимости продукции – это общая сумма затрат на производство и реализацию продукции, а также затраты на рубль товарной продукции, себестоимость единицы продукции.

От уровня себестоимости зависят показатели прибыли предприятия и уровня рентабельности.

Показатели финансового состояния – это показатели, которые характеризуют наличие и структуру капитала предприятия по составу его источников и формам размещения. К этой подсистеме относятся показатели финансовой устойчивости, платежеспособности, ликвидности.

В данном проекте используются основные показатели экономического состояния предприятия.

Финансовые результаты - это заслуга организации. Прибыль при этом является результатом хорошей работы или внешних объективных и субъективных факторов, а убыток – результатом плохой работы или внешних отрицательных факторов.

Основные показатели экономического состояния предприятия:

Выручка от реализации продукции, руб.:

, (1)

где Ц^/ - цена единицы продукции; Q - объем продукции в натуральных единицах.

Затраты на производство продукции:

, (2)

где С₁^/ – себестоимость единицы продукции

Себестоимости добычи нефти, которая выражается следующим образом:

, (3)

где С - себестоимость, З - затраты, Q -объем добытой продукции.

Чистая прибыль:

, (4)

где НП – налог на прибыль, 20%

Доходность предприятия:

, (5)

где СК_СР – средняя величина собственного капитала, за анализируемый период t.

Прибыльность предприятия (рентабельность продаж):

, (6)

где П_пр – прибыль от производственной деятельности за определенный промежуток t времени;

Экономическая эффективность деятельности предприятия выражается показателями рентабельности (доходности). В общем виде показатель экономической эффективности выражается формулой [15, с. 348]:

(7)

Для расчета числителя формулы используются показатели прибыли: от реализации продукции; чистой прибыли (после налогообложения); прибыль отдельных видов продукции. В знаменателе – используются ресурсы (инвестиции), имущество (активы), себестоимость реализации товаров (продукции, работ, услуг). На практике различают показатели экономической и финансовой рентабельности. Экономическая рентабельность - параметр, исчисленный исходя из величины прогнозной (потенциальной) прибыли, отраженной в бизнес-плане инвестиционного или инновационного проекта (программы). Финансовая рентабельность определяется на базе реальной прибыли, включенной в финансовую (бухгалтерскую) отчетность предприятия. Существует следующая система показателей рентабельности:

Рентабельность продаж (оборота) R_П рассчитывается делением прибыли от реализации продукции, работ и услуг, или чистой прибыли, или чистого денежного потока на сумму полученной выручки (В). Характеризует эффективность производственной и коммерческой деятельности: сколько прибыли имеет предприятие с рубля продаж. Широкое применение этот показатель получил в рыночной экономике. Рассчитывается в целом по предприятию и отдельным видам продукции [15, с. 350]:

, (8)

где П_реал. – прибыль от реализации продукции

Рентабельность производственной деятельности (окупаемость издержек) R_з исчисляется путем отношения прибыли от реализации (П_рп) или чистой прибыли от основной деятельности (ЧП_рп), или суммы чистого денежного притока (ЧДП), включающего чистую прибыль и амортизацию отчетного периода, к сумме затрат по реализованной продукции (З):

(9)

Она показывает, сколько предприятие имеет прибыли или самофинансируемого дохода с каждого рубля, затраченного на производство и реализацию продукции.

Рентабельность (доходность) капитала R_K исчисляется отношением балансовой или чистой прибыли к среднегодовой стоимости всего инвестированного капитала (KL) или отдельных его слагаемых: собственного (акционерного), заемного, перманентного, основного, оборотного, операционного капитала и т.д. [15, с. 350]:

, (10)

где - средний остаток оборотных средств;

КL – капитал предприятия;

Ф_п – полная первоначальная стоимость основных производственных фондов.

В процессе анализа следует изучить динамику перечисленных показателей рентабельности, выполнение плана по их уровню и провести межхозяйственные сравнения с предприятиями-конкурентами.

Далее, по каждому виду продукции необходимо сделать факторный анализ показателей рентабельности. Например, уровень рентабельности отдельных видов продукции зависит от изменения себестоимости единицы продукции [15, с. 351]:

(11)

Рентабельность измеряется в относительных единицах или процентах.

Расчет влияния этих факторов на изменение уровня рентабельности продукции проводится способом цепной подстановки, который основан на определении влияния факторов на результативный показатель.

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

том числе за счет:

а) изменения показателя а: (17)

б) изменения показателя в: (18)

в) изменения показателя с: (19)

Проверка: (20)

Прибыльность понимается как превышение доходов над затратами, а рентабельность - как получение приемлемой отдачи на вложенный капитал, используемый ресурс, привлеченное средство и т.п.

Экономический эффект рассчитывается:

, (21)

, (22)

где: З₁, З₂ - приведенные затраты до и после внедрения новой техники и технологии; А₂ – годовой объем производства продукции (выполнения работ, оказании услуг) с помощью новой техники после внедрения

Экономический эффект, от внедрения новой техники при изменении объема (А₂) производства и при сопоставляемом объеме производства (А₁)

, (23)

где Н – норматив приведенных затрат на 1 т прироста добычи нефти (руб.)

(24)

Срок окупаемости – время в течении которого дополнительные капитальные вложения окупятся годовой экономией в эксплуатационных расходах.

Окупаемость считается по формуле:

, (25)

где ΔК - дополнительные капитальные вложения

Кроме самих показателей, характеризующих финансово-хозяйственную деятельность предприятия существуют определенные методики их расчета.

Кроме самих показателей, характеризующих финансово-хозяйственную деятельность предприятия существуют определенные методики их расчета.

Методика экономического анализа – совокупность специальных приемов и способов, применяемых для обработки экономической информации.

В данном проекте используется методика факторного анализа, который направлен на выявление величины влияния факторов на прирост и уровень результативных показателей.

2.3. Организационная структура НГДУ «Бавлынефть»

НГДУ «Бавлынефть» – это одно из нефтедобывающих управлений входящих в состав ОАО «Татнефть».

Каждое промышленное предприятие состоит из производственных подразделений - цехов, участков, обслуживающих хозяйств, органов управления. Весь этот комплекс представляет собой организационную структуру предприятия, т.е. системную организацию отделов, служб и подразделений, характер соподчиненности и подотчетности друг другу и высшему органу управления предприятием, а также набор координированных и информационных связей, порядок распределения функции управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии. В ней четко расписана схема управления производством и указана, какая из служб отвечает за ту или иную деятельность. Производственные подразделения предприятия – цеха, участки, обслуживающие хозяйства и службы (прямо или косвенно участвующие в производственном процессе), взятые в совокупности, образуют производственную структуру предприятия.

Рассмотрим организационную структуру НГДУ «Бавлынефть» представленную в приложении А, которая соответствует линейно-функциональной структуре управления. В такой структуре должностные позиции группируются в организационные звенья по признаку выполняемых ими функций. Она является наиболее централизованной из всех форм организационных структур.

Структура НГДУ определяется ОАО «Татнефть». НГДУ «Бавлынефть» заключает хозяйственные и иные договора с предприятиями и организациями от имени ОАО «Татнефть», в пределах своего имущества.

Общее и административное руководство предприятием, НГДУ «Бавлынефть», осуществляет руководитель – начальник управления.

Сущность и главная задача управления НГДУ «Бавлынефть» заключается в организации, координировании, регулировании деятельности рабочих и специалистов в коллективах для обеспечения производительного использования трудовых и материальных ресурсов и получении оптимальных технико-экономических результатов.

Аппарат управления организовывает работу и эффективное взаимодействие производственных единиц, цехов и других структурных подразделений предприятия, направляет их деятельность на достижение высоких темпов развития и совершенствования производства, повышение производительности труда, эффективности производства и качества продукции на основе внедрения новой техники и технологий, научной организации труда, производства и управления, определяет перспективы развития предприятия и пути реализации комплексных программ по всем направлениям совершенствования, реконструкции и технического перевооружения действующего производства, по ускорению НТП и достижению высоких темпов роста производительности труда. Обеспечивает постоянное повышение уровня технической подготовки производства, его эффективности и сокращение затрат на производство продукции, работ, рациональное использование производственных фондов и всех видов ресурсов.

Основной структурной производственной единицей НГДУ «Бавлынефть» является цех – это обособленное в административном отношении звено, выполняющее определенную часть общего производственного процесса (стадию производства). Он является полноправным подразделением, осуществляющим свою деятельность на принципах хозрасчета. Цеха могут быть: основными, вспомогательными, побочными, подсобными. К основным цехам относятся подразделения, занятые непосредственно изготовлением готовой продукции, предназначенной для реализации. Вспомогательные цеха – это те, которые обслуживают основные цеха (энергетический, транспортный, инструментальный, ремонтный).

ЦДНГ 1, 2, 3, 4 – цех, занимающийся добычей нефти и газа.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД) – занимается поддержанием пластового давления на объектах разработки, а именно: обеспечением закачки воды в пласт, бесперебойной работой нагнетательных скважин, кустовых насосных станций (КНС) и других производственных объектов.

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) – обеспечивает прием нефти с промыслов в резервуарные парки, проводит сепарацию нефти при товарных парках, сдачу подготовленной нефти.

Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС) – осуществляет своевременный и качественный ремонт эксплуатационных, нагнетательных скважин, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти.

2.4. Анализ основных технико-экономических показателей предприятия за 2012-2013 гг.

В ходе проведения анализа основных технико-экономических показателей НГДУ «Бавлынефть» за 2012–2013 годы, следует уделить внимание тем обстоятельствам, которые повлекли за собой их изменение. На основе данных приложения Б проанализируем динамику основных технико-экономических показателей НГДУ «Бавлынефть».

Объём добычи нефти в 2013 году составил 2060 тыс.т – это на 0,2 % меньше по сравнению с 2012 г. Таким образом, произошло уменьшение добычи за счет уменьшения среднесуточного дебита скважины по нефти.

Динамика объема добычи нефти НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг. представлена на рис. 2.2.

Рисунок 2.2 –Объем добычи нефти НГДУ «Бавлынефть» за 2012-2013 гг.

Среднесуточный дебит одной скважины в 2013 году составил 3,8 т/сут. по нефти и 24, 5 т/сут. по жидкости.

В 2013 году было введено 19 нефтяных и 13 нагнетательных скважин, это меньше на 8 нефтяных по сравнению с 2012 годом. По сравнению с планом фактически было введено на 6 нефтяных скважин больше.

Коэффициент использования скважин в 2013 году увеличился по сравнению с 2012 г. на 0,002 и составил 0,868.

Коэффициент эксплуатации считается одним из важнейших плановых показателей. В отчетном году он уменьшился и составил 0,951, что на 0,001 выше, чем в предыдущем. Чем ближе этот коэффициент к единице, тем больше времени чистой эксплуатации и тем меньше остановок.

В 2013 году межремонтный период работы скважин, оборудованным ЭЦН увеличился на 41 сутки по сравнению с 2012 годом и составил 1249 суток. Межремонтный период работы скважин в 2013 году, оборудованных ШГН снизился на 76 суток и составил 967 суток по сравнению с 2012 г.

В 2013 году количество текущего (подземного) ремонта скважин увеличилось на 37 ремонтов по сравнению с 2012 годом и составило 642. Объем работ в 2013 году увеличился на 83469 тыс.руб. по сравнению с 2012 годом.

Количество капитальных ремонтов скважин в 2013 году снизилось на 14 ремонтов по сравнению с 2012 годом и составило 190 отремонтированных скважин. Объем работ в 2013 повысился на 61770 тыс.руб. по сравнению с 2012 годом. Средняя стоимость 1 капитального ремонта скважин увеличилась на 28,9%.

В 2013 году по сравнению с 2012 годом обводненность продукции по НГДУ снизилась с 84,5% до 84,3%.

Закачка воды в пласт в 2013 году увеличилась на 159 тыс.м³ по сравнению с 2012 годом и составила 11933,7 тыс.м³.

Среднесписочная численность всего персонала составила в 2013 году 959 человек, в том числе промышленно-производственного персонала 895 человек, тогда как в 2012 году показатель среднесписочной численности персонала составлял 945 чел., что на 14 работников меньше, чем в 2013 году.

Удельный расход численности на обслуживание одной скважины действующего фонда уменьшился в 2013 году по сравнению с 2012 годом на 0,005 чел.-скв. и составил 0,579 чел.-скв.

Фонд заработной платы в 2013 году составил 408963тыс. руб., что на 45224 тыс.руб. больше, чем в 2012 году.

Производительность труда работников НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг. представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 – Производительность труда работников НГДУ «Бавлынефть» за 2012-2013 гг.

Производительность труда работников НГДУ «Бавлынефть» в 2013 году по сравнению с 2012 годом снизилась на 34 т/чел. и составила 2302 т/чел.

Среднемесячная заработная плата в 2013 году увеличилась на 3453 руб. по сравнению с предыдущим годом и составила 35537 рублей.

Динамика объема товарной продукции НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг. представлена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 –Динамика объема товарной продукции НГДУ «Бавлынефть» за 2012-2013 гг.

В результате деятельности предприятия в 2013 году было создано товарной продукции на сумму 20907 млн рублей, что на 0,8% больше по сравнению с 2012 годом.

Эксплуатационные расходы на производство всей продукции в 2013 году составили 5640667 тыс.руб., что на 584901 тыс.руб. больше, чем в 2012 году.

Эксплуатационные расходы на добычу 1 т товарной нефти в 2013 году увеличились на 11,8% по сравнению с в 2012 годом и составили 2739 руб./т. Эксплуатационные расходы на добычу 1 т валовой нефти были примерно такими же, как и эксплуатационные расходы на добычу 1 т товарной нефти.

Результат от прочей деятельности в 2013 году увеличился по сравнению с 2012 более, чем в два раза, и составил 107486 тыс.руб. [1].

Таким образом, можно сделать выводы, что в рассматриваемые периоды НГДУ «Бавлынефть» работало рентабельно, доходы компании покрыли издержки производства и образовали сумму прибыли, достаточную для нормального функционирования компании.

2.5. Факторный анализ себестоимости добычи нефти и финансовых результатов

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: