Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

В общем виде издержки производства и реализации представляют собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции природных ресурсов, сырья материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию.

В издержки производства и реализации продукции включаются затраты, связанные с:

1. непосредственным производством продукции, обусловленные технологией и организацией производства;

2. использованием природного сырья;

3. подготовкой и освоением производства;

4. совершенствованием технологии и организации производства, а также улучшением качества продукции, повышением ее надежности, долговечности и других эксплуатационных свойств;

5. изобретательством и рационализацией, проведением опытно-экспериментальных работ, изготовлением и испытанием моделей и образцов, выплатой авторских вознаграждений и т.п.;

6. обслуживанием производственного процесса: обеспечением производства сырьем, материалами, топливом, энергией, инструментом и другими средствами и предметами труда, поддерживанием основных производственных фондов в рабочем состоянии, выполнением санитарно-гигиенических требований;

7. обеспечением нормальных условий труда и техники безопасности;

8. подготовкой и переподготовкой кадров;

9. правлением производством: содержанием работников аппарата управления предприятия, его структурных подразделений, командировками, содержанием и обслуживанием технических средств управления, оплатой консультационных, информационных и т.п.;

10. отчислением на государственное и негосударственное социальное страхование и пенсионное обеспечение, в Государственный фонд занятости населения;

11. отчислениям по обязательному медицинскому страхованию и др.

Наибольший удельный вес во всех расходах предприятия занимают затраты на производство продукции. Совокупность производственных затрат показывает, во что обходится предприятию изготовление выпускаемой продукции, т.е. составляет производственную себестоимость продукции.

Структура себестоимости характеризуется соотношением отдельных элементов затрат или статей расходов в общих затратах. Обычно структуру себестоимости продукции рассматривают в двух разрезах: по элементам затрат и по статьям расходов или калькуляционным статьям расходов.

Группировка затрат по элементам показывает, что и сколько израсходовано: сколько израсходовано материалов основных и вспомогательных, сырья, топлива и т.д. По элементам затрат составляют смету затрат на производство.

Группировка затрат по калькуляционным статьям расходов объединяет затраты но признаку места их возникновения и назначения. Ее применяют при составлении калькуляции себестоимости. При такой группировке затрат, образующих себестоимость продукции, наряду с расходами, выступающими в виде первичных элементов затрат (сырье, материалы, топливо, заработная плата рабочих и др.), ряд затрат объединяют в комплексные статьи расходов. Эти статьи расходов соединяют различные первичные затраты (материалы, амортизация и т.п.), связанные с определенными производственными процессами или с обслуживанием и управлением производства.

Калькуляция производственной себестоимости НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг. представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Калькуляция себестоимости НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг.

Продолжение таблицы 2.2

Себестоимость в 2013 году увеличилась на 1077281 тыс.руб. по сравнению с 2012 годом. Рост произошел в основном по следующим статьям:

- прочие производственные расходы (в т.ч. НДПИ) на 492323 тыс.руб.;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования на 170987 тыс.руб.

- расходы на энергию по извлечению нефти на 124000 тыс.руб.;

- расходы по искусственному воздействию на пласт на 93905 тыс.руб.

- амортизация на 68236 тыс.руб.

В свою очередь по статье «Цеховые расходы» затраты снизились на 51091 тыс.руб.

Структура себестоимости добычи нефти НГДУ «Бавлынефть» за 2012 г. представлена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 – Структура себестоимости добычи нефти НГДУ «Бавлынефть» за 2012 г., %

Структура себестоимости добычи нефти НГДУ «Бавлынефть» за 2013 г. представлена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 – Структура себестоимости добычи нефти НГДУ «Бавлынефть» за 2013 г., %

В структуре калькуляции себестоимости добычи нефти НГДУ "Бавлынефть» за 2012 и 2013 гг. основную часть занимают статьи «Расходы на энергию по извлечению нефти», «Расходы по искусственному воздействию на пласт», «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» и «Прочие производственные расходы». Наибольший удельный вес занимает статья «Прочие производственные расходы», это связано с высокой долей НДПИ – 67,0%.

2.5.3. Анализ расходов по искусственному воздействию на пласт

Продолжение таблицы 2.3

Расходы по искусственному воздействию на пласт в 2013 году увеличились по сравнению с прошлым годом на 13% и составили 927 362 тыс.руб. Изменение произошло по следующим причинам:

- затраты на электроэнергию по закачке воды в пласт возросли в связи с увеличением объема закачки воды на 159 тыс.т и ростом цены на электроэнергию на 0,079 руб/кВтч;

- рост заработной платы и отчислений обусловлен повышением тарифных ставок и окладов с 01.01.2013г.;

- рост транспортных затрат обусловлен увеличением объема работ относительно прошлого года, а также удорожанием тарифов на спецтранспорт в 2013 году;

- затраты по амортизации к соответствующему периоду прошлого года возросли за счет ввода и снижения темпов выбытия оборудования и переоценки основных средств на 01.01.2013г.;

- рост затрат по нефтеотдаче произошел в связи с увеличением мероприятий по ГТМ на 17;

- за счет увеличения объемов капитального ремонта (закладывается по титулу);

- рост цеховых затрат на 20% по сравнению с 2012 годом.

2.5.4 Анализ прибыли и рентабельности

Основную часть прибыли предприятия получают от реализации продукции и услуг. Прибыль от реализации продукции представляет собой конечный результат деятельности предприятия не только в сфере производства, но и обращения. Важнейшими условиями роста прибыли от реализации являются увеличение объема, обеспечение ритмичности производства и отгрузки продукции, снижение ее себестоимости, повышение ее качества и конкурентоспособности, своевременная оплата покупателями заказанной ими продукции, применение прогрессивных форм расчетов за продукцию.

Прибыль от реализации продукции формируется под влиянием следующих факторов:

- объема реализации;

- себестоимости реализованных изделий;

- продажных цен на реализованную продукцию;

- сдвигов в структуре ассортимента с позиций различий в уровне рентабельности отдельных видов изделий [10, с. 174].

Пусть q – количество реализованной продукции, р – цена, с – себестоимость, Р – прибыль от реализации продукции.

Методика факторного анализа прибыли от реализации продукции представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Факторный анализ прибыли от реализации продукции

Этапы анализа:

Изменение прибыли за счет отпускных цен на продукцию [10, с. 174]:

∆Р_р= ∑q₁р₁ - ∑ q₁р₀ (26)

Изменение прибыли за счет изменения объема продукции в оценке базисной себестоимости [10, с. 174]:

∆Р_к1 = Р₀К₁- Р₀ = Р₀ × (К₁ - 1), (27)

где – коэффициент изменения объема реализованной продукции в оценке по базисной себестоимости.

Изменение прибыли за счет структурных сдвигов в объеме реализации [10, с. 174]:

∆Р_{(к1, к2)} =Р₀К₂ - Р₀К₁= Р₀ × (К₂ - К₁), (28)

где – коэффициент изменения объема реализованной продукции в оценке по отпускным ценам.

Изменение прибыли за счет изменения себестоимости [10, с. 175]:

∆Р_с = ∑q₁c₁ - ∑q₁c₀ (29)

Исходные показатели для факторного анализа прибыли от реализации нефти НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг. представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Исходные показатели для факторного анализа прибыли от реализации нефти НГДУ «Бавлынефть» в 2012-2013 гг.

Порядок расчета данных показателей по формуле 26 в систематизированном виде представлен в таблице 2.6.

Р= (p*q) – c (30)

Таблица 2.6 – Расчет влияния факторов первого уровня на изменение суммы прибыли от реализации нефти НГДУ «Бавлынефть»

По данным таблицы 2.6 можно определить, как изменилась сумма прибыли за счет каждого фактора:

- объема реализации нефти:

∆Р_q =5415987,2 - 5432827,0 = -16839,8 тыс. руб. – снижение объема реализации нефти привел к уменьшению прибыли от реализации продукции на 16839,8 тыс. руб.;

- цены реализации нефти:

∆Р_p =5605491,0 - 5415987,2 = 189503,8 тыс. руб. – повышение цены реализации нефти привел к увеличению прибыли от реализации на 189503,8 тыс. руб.;

- себестоимости реализованной нефти:

∆Р_С =4528210,0 - 5605491,0 = -1077281 тыс. руб. – повышение себестоимости реализованной продукции привела к уменьшению прибыли от реализации на 1077281 тыс. руб.

Итого ∆Р = ∆Р_q +∆Р_p +∆Р_С = -904617 тыс. руб.

Результаты расчетов показывают, что снижение прибыли от реализации нефти НГДУ «Бавлынефть» произошло за счёт снижения объема реализации продукции и увеличения себестоимости нефти.

Для определения показателей рентабельности используются данные таблицы 2.7.

Таблица 2.7 – Исходные данные для расчета показателей рентабельности

Рентабельность продукции НГДУ в 2012 г.:

Рентабельность продукции НГДУ в 2013 г.:

Полученные результаты свидетельствуют о том, что уровень рентабельности производственной деятельности НГДУ «Бавлынефть» уменьшился в 2013 году по сравнению с 2012 годом на 7,9%. Для определения факторов, повлиявших на его изменение, используется методика маржинального анализа рентабельности продукции, при которой применяют следующую факторную модель:

(31)

Изменение уровня рентабельности продукции на 5,2% в 2013 г. произошло за счет:

1) уменьшения объема добычи нефти

∆R _зVРП =35,38%-35,5%= -0,12%,

2) повышения цены на 1т нефти

∆R_зЦ =36,84%-35,38%=1,46%,

3) роста удельных переменных затрат

∆R_зb =30,83%-36,84%= -6,01%,

4) роста постоянных затрат

∆R_зА =27,65%-30,83% = -3,18%.

На изменение уровня рентабельности продукции НГДУ «Бавлынефть» повлияли все четыре фактора. Повышение цены на 1т нефти способствовало росту рентабельности продукции на 1,46%. Снижение объема добычи нефти, рост удельных переменных затрат и постоянных затрат привели к снижению рентабельности продукции на 0,12%, 6,01% и 3,18% соответственно.

Рентабельность продаж показывает размер прибыли на рубль продаж и вычисляется по формуле 26.

Рентабельность продаж НГДУ «Бавлынефть» в 2012 г.:

Рентабельность продаж НГДУ «Бавлынефть» в 2013 г.:

Расчеты показывают, что рентабельность продаж НГДУ в 2013 г. уменьшилась на 4,54% и составила 21,66%. Для определения факторов снижения рентабельности продаж аналогичным образом производится анализ, для чего можно использовать следующую модель и данные таблице 2.7:

. (32)

Изменение рентабельности продаж на 4,5% в 2013г. произошло за счет:

1)уменьшения объема добычи нефти

∆R _прVРП =26,14%-26,2%= -0,06%,

2) повышения цены на 1т нефти

∆R_прЦ =26,92%-26,14%= 0,78%,

3) роста удельных переменных затрат

∆R_прb =23,57%-26,92%= -3,35%,

4) роста постоянных затрат

∆R_прА =21,66%-23,57%= -1,91%

На изменение рентабельности продаж НГДУ «Бавлынефть» в 2013г. повлияли все четыре фактора. Наибольшее влияние оказало рост удельных переменных затрат 1т нефти, что привело к снижению рентабельности продаж на 3,35%. Уменьшение объема добычи и увеличение постоянных затрат также способствовали снижению рентабельности продаж на 0,06% и 1,91% соответственно. Росту рентабельности продаж способствовал только один фактор – увеличение цены на нефть, в результате которого рентабельность увеличилась на 0,78%.

3 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРЯИТИЙ В СИСИТЕМЕ ППД И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРЕДПРИЯТИЯ

3.1 Характеристика программ по ресурсосбережению, принятых в ПАО «Татнефть» и НГДУ «Бавлынефть»

«Программа ресурсосбережения ОАО «Татнефть» на 2010-2020 гг. разработана согласно п.28 протокола энергетического саммита, утвержденного генеральным директором ОАО «Татнефть» Ш.Ф. Тахаутдиновым 23 ноября 2009 года.

В рамках программы ресурсосбережения определено два уровня производст­венных бизнес-процессов:

- I уровень – основные производственные бизнес- процессы;

- II уровень – обеспечивающие бизнес-процессы.

К основным производственным процессам относятся:

Разведка - Добыча - Нефтепереработка - Нефтехимия - Сбыт. Определяющим видом деятельности для компании является нефтедобыча.

Ко второму уровню бизнес-процессов относятся обеспечивающие бизнес­процессы (предприятия производственного сервиса).

Рисунок 3.1 – Структура бизнес-процессов

«Программа ресурсосбережения ОАО «Татнефть» на 2010-2020 гг. Часть 1. Разведка. Добыча» включает в себя мероприятия первого уровня бизнес-процессов (Рис. 3.1).

Программа представляет собой поэтапный план внедрения мероприятий по рациональному использованию и экономному расходованию ресурсов, который включает в себя цели по ресурсосбережению, т.е. планируемые показатели, дости­гаемые за счет выполнения мероприятий по ресурсосбережению, сроки выполнения мероприятий, объемы внедрения и ответственных за выполнение показателей.

Программа разработана в соответствии с Законом №261-ФЗ от 23.11.2009г. «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты».

Цели настоящей программы направлены на обеспечение рационального ис­пользования ресурсов и реализацию ресурсосберегающих мероприятий на основе внедрения наиболее ресурсоэффективных технологий:

1) Обеспечение за счёт реализации мероприятий программы снижения аб­солютного потребления топливно-энергетических ресурсов не менее чем на 7,4% на первом этапе (к 2015 г.) и на 13,5% на втором этапе (к 2020 г.) по сравнению с 2007 годом.

2) Обеспечение электроэнергией собственного производства к 2020 году до 4,5% от общего объёма потребления электроэнергии в 2020 году.

3) Компенсация роста затрат, обусловленных:

- ростом тарифов на энергоресурсы,

- ростом заработной платы.

Компенсационные меры предусмотрены за счет снижения абсолютного потребления топливно-энергетических ресурсов, снижения других эксплуатационных затрат, а также развития собственных генерирующих мощностей.

Цели программы гармонизированы с целями «Государственной программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности на период до 2020 года».

Приоритетом среди ресурсосберегающих мероприятий обладают мероприятия с быстрой отдачей и наименьшими затратами.

Программой предусмотрены следующие основные энергоэффективные мероприятия:

1) Развитие собственной энергетики:

- приобретение Нижнекамской ТЭЦ-2;

- развитие «малой энергетики»: использование ветроэнергетических установок; использование газопоршневых установок; развитие когенерационных установок; комбинированная выработка электрической и тепловой энергии;

2) Технология добычи нефти и газа:

- внедрение новой техники и технологии по добыче нефти – цепных приводов; установок ОРЭ; ЭЦН с вентильным приводом; ШГН с гибкой непрерывной штангой; стеклопластиковых штанг;

- повышение надёжности системы нефтесбора;

3) Геология и разработка месторождений, увеличение нефтеотдачи пластов:

- сокращение отбора попутной воды;

- сокращение закачки воды;

- исследование скважин без подхода бригад ТРС;

- увеличение объемов работ по ГРП;

- увеличение объемов работ с применением установок «Гибкая труба», в том числе по межтрубному пространству;

- внедрение неметаллических трубопроводов (полиэтиленовые, стекло­пластиковые);

- внедрение объёмных насосов;

- внедрение частотно-регулируемых приводов (ЧРП) на насосах РЭДА, эксплуатирующихся с низковольтными электродвигателями;

4) Поддержание пластового давления:

- разработка и внедрение усовершенствованных конструкций установок по очистке сточных вод для дальнейшей закачки в целях ППД;

- внедрение разводящих и подводящих водоводов МПТ с наконечником из коррозиестойкой стали;

- внедрение НКТ в антикоррозионном исполнении, обеспечение к 2015 г. 100%-ную защищенность действующего фонда сточной воды;

- внедрение высоконадёжных пакеров с целью защиты эксплуатацион­ных колонн нагнетательных скважин от высокого давления и коррозии, обеспечение к 2015 г. 100%-ной защищённости скважин с давлениями закачки выше допустимых на эксплуатационные колонны;

- внедрение технологии ОРЗ, в том числе с применением многопакерных мандрельных компоновок и двухпроходных пакеров.

- внедрение технологии внутрискважинной перекачки;

5) Подготовка нефти и газа:

- утилизация попутного нефтяного газа на отдаленных необустроенных системой газосбора месторождениях за счет следующих мероприятий;

- реализация мероприятий по увеличению КПД печей нагрева нефти;

- обеспечение рекуперации тепла товарной нефти;

- внедрение предварительного сброса сточной воды на объектах систе­мы сбора нефти (УПС при ДНС, ГУ, ГЗНУ) с откачкой сброшенной воды на бли­жайшие КНС;

- внедрение технологии резервуарной подготовки нефти;

- оптимизация работы насосного парка объектов подготовки нефти;

- анализ тепловых и энергетических затрат применяемых на установках схем и технологий подготовки нефти. Выявление участков неэффективного исполь­зования энергоресурсов и разработка рекомендаций по эффективности энергопо­требления;

- утилизация конденсата из газопроводов;

6) Строительство нефтяных и газовых скважин:

- повышение качества работ по строительству скважин;

- повышение организации работ по строительству скважин;

- снижение и оптимизация сроков и затрат на строительство скважин;

7) Совершенствование системы энергообеспечения:

- внедрение нетрадиционных и возобновляемых источников электроэнергии;

- поэтапный вывод из эксплуатации энергозатратного энергетического оборудова­ния;

- ежеквартальный анализ энергетических затрат;

- введение вопросов энергосбережения в программы обучения и повышения ква­лификации работников;

- организация НИОКР, направленных на повышение эффективности использова­ния ТЭР.

8) Электроснабжение нефтедобывающих скважин:

- оптимизация мощности трансформаторов КТП;

- применение специальных установок, исключающих двойную трансформацию, для питания ЭЦН;

- применение универсальной системы электрокоммуникаций для электроснабже­ния скважин;

- оптимизация мощности двигателей СКН;

- применение регулируемого привода для управления работой СКН;

- применение микропроцессорных станций управления, обеспечивающих защиту и управление работой СКН, ЭЦН;

- обеспечение средствами учёта СКН, ЦП, ЭЦН, а также всех объектов нефтедо­бычи, относящихся к разным технологическим процессам, но подключенных к фидерам и КТП со смешанной нагрузкой, с целью более корректного распре­деления расхода электроэнергии по процессам добычи нефти;

- применение устройств, обеспечивающих работу СКН, ЭЦН по суточным про­граммам;

- внедрение низковольтных компенсирующих устройств;

- внедрение устройств контроля изменения качества поставляемого напряжения.

9) Теплоэнергетика:

- модернизация и замена котельных установок, отработавших нормативный срок службы с рассмотрением использования вариантов когенерации;

- перевод паровых котлов и систем в водогрейный режим;

- изоляция тепловых сетей и теплотехнического оборудования изоляционными материалами с низким коэффициентом теплопроводности;

- строительство тепловых сетей с применением труб с пенополиуретановой изо­ляцией и сигнализатором места утечки теплоносителя;

- внедрение автоматизированной системы регулирования потребления тепловой энергии;

- применение комплексонов для обработки воды в системах отопления;

- наладка и регулировка теплового и гидравлического режима тепловых сетей;

- оптимизация схем тепловых сетей;

- перевод паровых систем отопления производственных зданий на водяные;

- организация учёта энергетических ресурсов и тепловой энергии;

- организация тепловизионного контроля теплотехнического оборудования и про­изводственных зданий;

- улучшение теплозащитных свойств ограждающих конструкций зданий;

- АСУ технологического процесса паровых котельных;

- автоматизированная система сбора данных.

10) Совершенствование системы организации труда:

- совершенствование «командной» системы организации работ по КРС за счет заинтересованности участников ремонта в снижении своих издержек;

- совершенствование организационной структуры предприятий УК ООО «Тат- нефть-РемСервис»;

- развитие системы заинтересованности участников процесса ПРС (ЦДНГ, ЦПРС) в снижении затрат на ПРС;

- планирование и учет затрат ПРС по сметам;

- организация в ООО «Татнефть-ХимСервис» сервиса по стимуляции пластов и ВИР (выбор технологии для конкретной скважины, технологическое сопровож­дение и производство работ);

- повышение эффективности использования мощностей цехов ПРС;

- оптимизация площадей административных, производственных зданий и территорий цехов ремонта скважин НГДУ.

11) Техническое и технологическое перевооружение бригад КРС, ПРС, ПНП:

- переоснащение бригад ПРС с механического ключа для свинчивания-развинчивания НКТ, штанг на подвесной гидравлический ключ;

- оснащение бригад ПРС системами видеонаблюдения;

- отказ от пунктов набора технической воды, запуск и автоматизация узлов подго­товки технологической жидкости;

- ремонт скважин без глушения;

- применение физических методов ОПЗ, заменяющих кислотные обработки;

- расширение спектра оказываемых услуг сервисным центром по ликвидации внутрискважинных осложнений;

- оснащение бригад КРС, ПРС и ПНП приборами учёта электроэнергии;

- оснащение подъёмных агрегатов счётчиками-расходомерами топлива;

- использование гидрожелонок для освоения и очистки забоя скважин;

- использование контейнерного метода доставки инструмента на скважину;

- использование конвейерного (поточного) метода ремонта скважин;

- внедрение извлекаемых пакер-пробок взамен отсекающих цементных мостов при КРС;

- применение изностойких замков на технологических НКТ;

- отказ от использования нефти при освоении скважин после ОПЗ.

12) Внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий:

- сокращение использования растворителей на углеводородной основе для очистки эксплуатационных колонн и ОПЗ пластов за счёт замены раствори­телями на водной основе;

- увеличение объёмов ГРП;

- увеличение объёмов работ с применением установок «Гибкая труба», в т.ч. по межтрубному пространству;

- увеличение объёмов внедрения канатно-контейнерных технологий;

- совершенствование технологии строительства скважин малого диаметра;

- снижение потребления электроэнергии за счёт замены ламп накаливания на энергосберегающие лампы в производственных базах, административных зданиях, бригадах КРС, ПРС и ПНП;

- оптимизация геофизических исследований при посадке пакеров (ПРО, ПГРК, ПГРЗ);

- оптимизация времени ОЗЦ после установки отсекающих мостов.

3.2. Экономическое обоснование и расчет экономической эффективности ресурсосберегающих мероприятий

3.2.1. Расчет экономической эффективности внедрения установки ОРЗ двух пластов в НГДУ «Бавлынефть»

Технология одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) представляет собой закачку одной скважиной технологической жидкости отдельно в различные пласты (или пачку пластов) при дифференцированном давлении в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта с целью более равномерной выработки вскрытых скважиной пластов.

Данная технология применяется на скважинах, имеющих во вскрытом разрезе значительные отличия коллекторских свойств пластов, для присоединения к уже эксплуатируемому горизонту другого, с отличающимися коллекторскими свойствами, закачка в который отдельной скважиной нерентабельна, на скважинах с большим расстоянием по глубине между объектами.

Технологическая эффективность достигается за счет сокращения объемов бурения в результате использования ствола одной скважины, возможности эксплуатации одновременно нескольких объектов, имеющих разные коллекторские свойства пластов, повышения рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения установки ОРЗ двух пластов представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ПГК

Продолжение таблицы 3.1

Расчеты показывают (приложение В), что затраты на внедрение установки составляют 44 636,9 тыс.руб., дополнительная добыча на срок эффекта достигает 64,2 тыс.т. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти составляет 551232 тыс.руб., эксплуатационные расходы –3519987 тыс.руб. и чистая прибыль – 172909 тыс.руб. ЧДД составляет 126560 тыс.руб. (рис. 3.2), срок окупаемости более 1 года, индексы доходности больше единицы и равняется 1,380, что доказывает экономическую эффективность внедрения установки УОРЗ двух пластов.

Рисунок 3.2 – Динамика ЧДД при внедрении установки УОРЗ двух пластов, тыс.руб

Чистый дисконтированный доход имеет тенденцию к увеличению, и на конец срока эффекта достигает значения – 126560 тыс.руб., чистая прибыль составляет 172909 тыс.руб., срок окупаемости более 1 года.

3.2.2. Расчет экономической эффективности внедрения насосного агрегата объемного действия УНГ-1-345-14 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.

С целью снижения количества потребляемой электроэнергии, а, следовательно, и удельного потребления установили на КНС-8 насосный агрегат объёмного действия трёхплунжерный марки УНГ-1-345-14 с рабочими характеристиками: давление нагнетания – 14 МПа; расходом 20,7 м³/час (500м³/сут) и электродвигателем во взрывозащищённом исполнении мощностью 90 кВт. Осуществление внедрения и закачки насосным агрегатом УНГ-1-345-14 и электродвигателем с мощностью 90 кВт позволяет производить планомерную закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, менять параметры закачки из-за конструктивных преимуществ нового агрегата и вследствие этого снижать удельный расход электроэнергии на перекачку рабочего агента.

Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ЩПК представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения насосного агрегата УНГ-1-345-14

Продолжение таблицы 3.2

По приведенным расчетам, представленным в Приложении Г видно, что ЧДД>0,срок окупаемости 2,5года, ИДД>0 и составляет 1,65. По всем критериям инвестиционный проект эффективен. Чистая прибыль от внедрения насосного агрегата составляет 2269 тыс. руб., при затратах на инвестирование в размере 1948 тыс. руб.

Для наглядности изменения ЧДД по годам представим динамику на рис.3.3.

Рисунок 3.3 – Динамика ЧДД при внедрении насосного агрегата УНГ-1-345-14, тыс.руб

Чистый дисконтированный доход имеет тенденцию к увеличению, и на конец срока эффекта достигает значения – 1573 тыс.руб., чистая прибыль составляет 2269 тыс.руб., срок окупаемости 2,5 года.

3.2.3. Сводная оценка показателей эффективности предложенных мероприятий

Полученные показатели при расчете экономической эффективности ресурсосберегающих мероприятий сведены в таблице 3.3

Таблица 3.3 – Показатели экономической эффективности

Результаты расчета показывают, что по вышеперечисленным проектам чистый дисконтированный доход составляет 128133 тыс. руб., индекс доходности затрат изменяется в пределах от 1,38 до 1,65. Максимальный срок окупаемости составляет 2,5 года – по внедрению насосного агрегата УНГ-1-345-14, а по внедрению установок УОРЗ двух пластов средний срок окупаемости составляет 1 год. Объем затрат на проведение данных мероприятий составляет 46585 тыс.руб. Все рассматриваемые мероприятия по всем критериям являются эффективным.

3.3.Анализ влияния предложенных мероприятий на статью «расходы по искусственному воздействию на пласт»

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: