Технико-экономические показатели (стр. 1 )

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

6.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности Нефтегазодобывающее Предприятие»

является структурным подразделением Нефтяная Компания» в которой находится контрольный пакет акций.

Нефтегазодобывающее предприятие занимается добычей нефти и газа, а так же внутри промысловым сбором и транспортом нефти и газа.

По состоянию на 01.01.2000г. на балансе НГДУ числятся 7 месторождений. В разработке находится 6 месторождений, 1 в доразведке. В течении последних лет удалось переломить негативную тенденцию падения добычи и начиная с 1996 года постоянно наращивать её объём.

Начиная с 1995 года были приняты стандартизированные формы бизнес-планирования, основывающиеся на управлении издержками производства в рамках доходности продажи нефти и обеспечения положительного потока наличности для выполнения объемных показателей по году (добыча нефти, капитальные вложения).

Большое внимание уделяется ценовой политике, которая базируется на постоянном контроле соответствия стоимости приобретаемых услуг и материальных ресурсов с доходами от продажи нефти.

Организационная структура НГДУ является бюрократически-функциональной структурой с высокой степенью разделения труда, развитой иерархией управления, с формальным порядком согласования решений.

6.2. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Ершовому месторождению

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

6.3. Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

6.3.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведенная оптимизация приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле (исходные данные см. табл.7.1):

DQ(q) = Dq * T (6.1)

где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т – время работы скважин в течение года, сут;

DQ(q) = 243 * 359,4 = 87334,2 т.

Таблица 6.1

Исходные данные

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Числовое значение
1	Фонд оптимизированных скважин	ед.	7
2	Среднесуточный прирост дебита (по всем скважинам)	т/сут	243
3	Наработка на отказ до оптимизации	сут	135,0
4	Наработка на отказ после проведения оптимизации	сут	145,0
5	Себестоимость добычи нефти	руб/т	1249
6	Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти	%	51,2
7	Ставка дисконта	%	10
8	Расчётный период	лет	3
9	Продолжительность одного ПРС	час	48
10	Стоимость одного часа ПРС	руб	3700
11	Цена одной тонны нефти	руб	5230,76
12	Среднесписочная численность ППП	чел	2186
13	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	4487
14	Годовая добыча нефти в 2006году	тыс. т	5589,6

Также дополнительная добыча нефти будет получена за счёт сокращения времени на ремонт скважин (DТ):

DQ(t) = Dq * (DТ), (6.2)

DQ(t) = 0,16 *243 = 38,8т

Тогда всего дополнительная добыча нефти составит:

DQ = DQ(q) + DQ(t) , (6.3)

DQ = 87334,2 + 38,8 = 87373т.

Сокращение времени на ремонт скважин в течение года рассчитаем по формуле:

(DТ) = (365 Тпрс )/ (Тмрп0 * 24) – (365 * Тпрс )/ (Тмрп1 * 24), (6.4)

где Тмрп0 и Тмрп1 – наработка на отказ до и после оптимизации, сут.

(DТ) = (365 * 48)/(135 * 24) – (365 * 48)/(145 * 24) = 0,16 сут.

Время работы скважин после проведения оптимизации определим по формуле:

Т = Тк – (Тпрс / 24) * Тк / Тмрп, (6.5)

где Тк – календарный период (365), дней;

Тпрс – продолжительность одного подземного ремонта, часов;

Тмрп – наработка на отказ, дней.

Т = 365 – (48/24) * 365/145 = 359,6 дней.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда,

которая определяется по следующей формуле:

DПт = DQ * Цн / Чп, (6.6)

где DПт – повышение производительности труда, руб/чел;

DQ – прирост добычи, тн;

Цн – цена одной тонны нефти, руб;

Чп – среднесписочная численность ППП, чел;

DПт = 87373 * 5,23076/2186 = 209,1 тыс. руб/чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

DФо = DQ * Ц/Сопф, (6.7)

где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);

DФо – прирост фондоотдачи.

DФо = 87373 *5,23076 /4487 = 101,85 руб/тыс. руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6.8):

DС = Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (6.8)

где Зпос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб;

Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс. т.

DС = (1,249 * 0,488)*5589,6 *(1/5589,6-1/(5589,6+87,373)) = 9,36 руб/т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

DПрреал = DQреал * (Ц - (с/с -DС)), (6.9)

где DПрреал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;

DQреал – дополнительно реализованная нефть, т;

Ц – цена реализации нефти (руб);

с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;

DС – снижение себестоимости нефти.

DПрреал = 87373 * (5230,76 – 1249 – 9,36) = 5 тыс. руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

DПрчист = DПрреал – (DПрреал * Нпр), (6.10)

где Нпр – величина налога на прибыль, руб;

DПрчист = 5 – 5 * 0,24 = 2 тыс. руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 9267,273 тыс. руб.

6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

6.4.1 Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти – 87373тонны.

Цена за 1 тонну нефти равна 5230,76 руб.

Кол-во оптимизированных скважин 7 шт.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

DВ (Q) = DQ * Цн, (6.11)

где DQ – объём дополнительной добычи нефти, тыс. руб;

Цн – цена 1 тонны нефти, тыс. руб.

DВ (Q) = 87373 * 5,23076 = 2 тыс. руб.

Выручка будет возрастать и за счёт экономии затрат на подземный ремонт скважин:

Э = Имер2 – Имер1, (6.12)

Э = 3,7 * 48 * 7 * 365 / 135 – 3,7*48*7*365/145 = 230,84 тыс. руб.

Тогда общая выручка составит:

В = 4 + 230,84 = 7 тыс. руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

Иt = Идоп + Имер2, (6.13)

где Идоп – затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб;

Имер – затраты на проведение мероприятия.

DИдоп = DQ * с/с * дуп / 100, (6.14)

где с/с – себестоимость нефти, руб/тонну;

дуп – удельный вес условно-переменных затрат, %.

DИдоп = 87373 * 1249 * 0,512 = 55873,99 тыс. руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * NПРС, (6.15)

где С1час ПРС – стоимость одного бригадо-часа подземного ремонта, руб;

ТПРС – продолжительность одного ПРС, часов;

NПРС – количество подземных ремонтов, ед.

Имер2 = (3,7 * 48 * 365/145 * 7) = 3129,43 тыс. руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И = 55873,99 + 3129,43 = 59003,42 тыс. руб;

При определении величины налогов (Н) необходимо произвести расчёт налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

DПнал. обл. = DВ - DИ (6.16)

где DВ – прирост выручки от реализации, тыс. руб.;

DИ – текущие затраты, тыс. руб.

DПнал. обл = 7 – 59003,42 = 61732,28 тыс. руб.;

Нпр = DПнал. обл * Nпр / 100, (6.17)