Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика производственной деятельности предприятия

1.1 Организационно-производственная характеристика предприятия

1.2 Анализ динамики технико-экономических показателей ОАО «Татнипинефть»

2. Анализ технического развития нефтегазодобывающего производства

2.1 Основные направления инновационной деятельности предприятий нефтегазодобывающей промышленности

2.2 Анализ выполнения плана технического развития предприятия

3. Обоснование экономической эффективности инноваций

3.1 Анализ влияния инноваций на технико-экономические показатели предприятия

3.2 Экономическое обоснование ГРП на Бавлинском месторождении

3.3 Расчет экономической эффективности инноваций

3.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Вступление многих крупнейших месторождений страны в позднюю стадию разработки повышает роль методов интенсификации добычи нефти. Наряду с совершенствованием системы разработки отдельных месторождений (путем повышения эффективности заводнения, применения новых методов увеличения нефтеотдачи) интенсификация добычи нефти достигается и за счет постоянной работы над фондом скважин. Эта работа направлена, прежде всего, на поддержание скважин в работоспособном состоянии путем проведения в них различных геолого-технических мероприятий, включающих обработку призабойной зоны, приобщение, дострел и перестрел пластов, предупреждение и удаление солеотложений и парафина, оптимизацию режимов и изменение способов эксплуатации, сокращение бездействующего фонда и проведение ремонтно-изоляционных работ.

В данной курсовой работе представлены сведения о существующих направлениях развития добычи нефти и намеченной программы работ по интенсификации добычи нефти месторождений ОАО «Татнефть» Татнипинефть.

Цель работы отразить существующие на предприятии нововведения в области повышения нефтеотдачи и снижения себестоимости продукции, а также проанализировать влияние этих инноваций на технико-экономические показатели предприятия. Исходя, из собранных данных выбрать существующую инновацию и предоставить расчет экономической эффективности проведения мероприятия.

Инновационная деятельность предприятия - это любая деятельность предприятия по улучшению работы предприятия, в результате которой в дальнейшем оно получает преимущество перед конкурентами.

Весь материал содержит информацию (как балансовые, так и отчетные - фактические) по экономическим показателям предприятия Татнипинефть за последние четыре года (с 12.2000 по 12.2004 год), планируемые технико-экономические показатели на 2005 год.

Одной из основных направлений инновационной деятельности в Татнипинефть является интенсификация добычи нефти путем воздействия на ПЗП. В работе представлен расчет проведения ГРП на Бавлинском месторождении. Оценка эффективности по следующим критериям: максимум накопленного потока денежной наличности; минимальный срок окупаемости. Итогом работы является анализ чувствительности инновации к риску.

гидравлический разрыв пласт нефтегазодобывающий

1. Характеристика производственной деятельности предприятия

1.1 Организационно - производственная характеристика предприятия

Татнипинефть является структурным подразделением ОАО «Татнефть» в которой находится контрольный пакет акций. Предприятие находится в г. Бавлы.

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

По состоянию на 01.01.2004 г. на балансе НГДУ числятся 4 месторождения. В разработке находится 4 месторождения. В течение последних лет удалось переломить негативную тенденцию падения добычи и, начиная с 1996 года постоянно наращивать её объём.

Годы становления стали временем напряженного труда коллектива. Много труда вложили наши первые руководители и специалисты на выполнение задач, поставленных перед ними по выполнению плановых показателей.

Успех управлению приносит, прежде всего, внедрение в производство всего нового, передового в технике и технологии добычи нефти, постоянное совершенствование организации труда, создание в коллективе хорошего микроклимата, правильный подбор, расстановка и воспитание кадров.

Повышение темпов и качества добываемой нефти, как известно, зависит от четкой организации труда и управления производством. В татнипинефть постоянно ищут новые формы, которые позволяют наилучшим образом решить главную производственную задачу, выполнять государственный план по добыче и сдаче нефти.

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 «Татнипинефть», представленная на рисунке 1.1.1, является функциональной бюрократической организационной структурой с высокой степенью разделения труда, развитой иерархией управления, с формальным порядком согласования решений.

Отрицательной чертой данной организационной структуры являются её негибкость, обусловленная преувеличением значимости стандартных процедур и правил.

Положительными чертами данной организационной структуры являются:

-стимулирование деловой и профессиональной специализации;

-уменьшение дублирования усилий и потребления материальных ресурсов;

-четкое распределение обязанностей;

-специфика;

-компетентный охват практически всех сфер управленческой деятельности;

-относительная простота подбора руководителей для управления специализированными сферами управленческой деятельности.

Производственная структура предприятия зависит от форм и методов организации производственных процессов и, прежде всего, от уровня их концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования. Под производственной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними.

Рис. 1.1.1 Организационно-производственная структура НГДУ «Татнипинефть»

Важными показателями, характеризующими производственную структуру предприятия, являются число цехов и других подразделений и их удельное значение в производстве.

В бурении и нефтегазодобыче структурной единицей предприятия выступает цех - административно-обособленное производственное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции или выполнение определенного вида работ.

Производственная структура НГДУ, представленная на рисунке 1.1.2, состоит из основного производства, вспомогательного производства и непроизводственной сферы.

Основное производство включает в себя:

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа;

ЦППД - цех поддержания пластового давления. Цех проводит работы по поддержанию пластового давления. Основная задача - обеспечение закачки рабочего реагента в продуктивные горизонты;

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти. Цех проводит работы по перекачке нефти, подготовке ее к переработке, хранению, учету и сдаче, а также осуществляет контроль за качеством сдаваемой нефти;

ГЦК - газокомпрессорный цех;

ЦПТГ - цех подготовки и транспортировки газа.

Вспомогательное производство включает в себя:

ЦИТС - центральная инженерно-техническая служба. Она оснащена подробными технологическими схемами сбора нефти и газа, подготовки и перекачки нефти. Это позволяет оперативно решать все возникающие вопросы;

ПРЦЭОиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения;

ЦПКРС - цех подземного и капитального ремонта скважин;

ЦАСУ - цех автоматизированных систем управления;

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования;

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ;

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;

ЦАП - цех автоматизации производства;

СМЦ - строительно-монтажный цех;

ЦПВС - цех пароводоснабжения.

Производственная структура «Татнипинефть»
		АППАРАТ УПРАВЛЕНИЯ
		НГДУ
Основное производство	Вспомогательное производство	Непроизводственная сфера
ЦДНГ		ЦИТС		ЖЭЦ
ЦППД		ПРЦЭО и Э		УКК
ЦКППН		ЦПКРС		ТРК
ГЦК		ЦАСУ		ГТЭ
ЦПТГ		ПРЦЭО
		ЦНИПР
		НПЗ
		ЦАП
		СМЦ
		ЦПВС

Рис. 1.1.2

Непроизводственная сфера включает в себя ЖЭЦ - жилищно-эксплуатационный участок. В НГДУ могут быть также структурные подразделения, осуществляющие хозяйственным способом капитальное строительство.

1.2 Анализ динамики технико-экономических показателей ОАО «Татнипинефть».

Динамика технико-экономических показателей НГДУ представлена в таблице 1.2.1.

Анализируя ТЭП за 2004-2008 гг. по НГДУ можно сделать следующие выводы: добыча нефти за 2004 год увеличилась за счет проведения ГРП, кислотных обработок скважин и за счет увеличения действующего фонда нефтяных скважин.

Таблица 1.2.1

Технико-экономические показатели ЮганскНефтегаза с 2000 по 2004г.

За последние 4 года добыча нефти упала, на 2005г. составляет 8127 тыс. т., а на 2008 год составила 7965 тыс. т. Этот упадок объясняется тем, что за эти года уменьшился, в среднем, дебит жидкости и соответственно дебит нефти. Увеличение действующего фонда нефтяных и нагнетательных скважин происходит за счет введения новых скважин из бурения в работу и проведения КРС (капитальный ремонт скважин). В 2010 году планируется пробурить 24 скважины, и в дальнейшем бурение будет снижаться. Это объясняется тем, что по некоторым месторождениям ЮганскНефтегаза количество скважин достигло проектных значений или бурение новых скважин экономически нецелесообразно. Помимо этого на месторождениях Татнипинефть в 2004-2008г.г. проводится множество мероприятий по интенсификации добычи нефти (ГРП, ОПЗ, МУН, и др.), которые входят в инвестиционные проекты предприятия.

Фонд добывающих скважин на 01.01.2009 г. составляет 597 ед., в том числе 492 действующих, 64 бездействующих, 25 в консервации (т.е. в неработающем фонде находится 15,4% скважин).

Численность промышленного персонала до 2008 года увеличивалась. На 2006 год всего в Татнипинефть работало 2352 человека. В 2008 году количество рабочих сокращено до 1826 человек. Тем самым в 2008 году сократился ФОТ (Фонд оплаты труда) и составил 512765 тыс. рублей.

Выручка от реализации нефти и газа имеет также тенденцию к увеличению т.к. увеличивается добыча нефти за счет проведенных мероприятий по интенсификации добычи нефти. Вместе с ростом прибыли от реализации продукции ЮганскНефтегаз идет рост затрат необходимых на добычу нефти, а также содержание месторождений в рабочем состоянии. В 2005 году затраты на подъем 1 тонны нефти составили 527,1 рубль, а в 2008 году 582,1 рубль. Также увеличились расходы и затраты на реализацию инвестиционных проектов, т.к. увеличились цены на производство операций. Например затраты на производство 1 ГРП в 2007 году увеличились на 1 млн. руб. и составили 2480000 рублей. Это объясняется тем, что в этом году ГРП производит американская фирма «Shlumberger».

Среднегодовая стоимость ОПФ (основных производственных средств) за 2008 год составляет 7139 млн. рублей. Это почти в два раза выше, чем за предыдущий год. Степень износа ОПФ составляет 8,8%. Амортизация (полная) в 2006 году была равна 337024 тыс. рублей, за год она выросла до 634586 тыс. рублей.

С 2005 года идет тенденция сокращения бригад КРС (кап. ремонт скважин) и в 2008 году осталось 16 бригад. В результате сокращений уменьшились расходы на производство операций. Но параллельно с этим увеличилась стоимость одного ремонта КРС. Средняя стоимость 1 бр. часа в 2006 году составляла 1937 рублей. Продолжительность одного ремонта 479 часов. В 2007 году средняя стоимость КРС 2488 рублей и продолжительность ремонта составляет 536 часов. В целом, за счет сокращения фонда неработающих скважин количество КРС на эксплуатационном фонде уменьшилось на 140 ремонтов. Таким образом, расходы на услуги КРС в 2007 году ниже, чем в 2006 году и составляют 302656 тыс. рублей.

Ниже приведен анализ динамики технико-экономических показателей ЮганскНефтегаз с 2004 - 2008г.г. по базисному и цепному методу.

Цепные показатели:

Прирост в абсолютном выражении рассчитывается по формуле 1.2.1:

Пцабс= Пi-Пi-1, (1.2.1)

где Пi -показатель i-го года;

Пi-1-показатель предыдущего года.

Цепной темп роста рассчитывается по формуле 1.2.2:

Трц=Пi/Пi-1*100%, . (1.2.2.)

Цепной темп прироста рассчитывается по формуле 1.2.3:

Тпрц=Трц-100%, (1.2.3)

Базисные показатели:

Прирост в абсолютном выражении рассчитывается по формуле 1.2.4:

Пабс=Пi-Пб, (1.2.4)

где Пб-показатель базисного года.

Базисный темп роста рассчитывается по формуле 1.2.5:

Трб=Пi/Пб*100%, (1.2.5)

Базисный темп прироста рассчитывается по формуле 1.2.6:

Тпрб=Трб-100%, (1.2.6)

Результаты расчета показаны в приложении 1 и 2.

На основе проведенного анализа мы можем сделать следующие выводы по каждому из методов:

Базисный метод

* максимальная валовая добыча была достигнута в 2007 году и составила 26690 тыс. тонн;

* максимальное значение добычи нефти зафиксировано в 2004 году, составило 8348 тыс. тонн;

* средний дебит скважин с 2004 до 2008 года увеличивался и составил 18,3 т/сут. В 2008 году дебит нефти снизился на 2,5 т/сут. и составил 14,7 т/сут. Снижение вызвано увеличением количества высокообводненных скважин;

* коэффициент эксплуатации на протяжении расчетного периода меняется незначительно и остается примерно на одном уровне 0,95;

* себестоимость нефти переживает резкий скачек, связанный с падением курса рубля в августе 1998 года и после этого медленно растет.

* численность работающих увеличивается с 2004 года и плавно возрастает в течение последующих лет в связи с расширением производства

Цепной метод

* рост добычи нефти изменялся практически так же, как и рост валовой добычи, но немного отстает, за счет увеличения добычи газа.

* средний дебит имел тенденцию к увеличению, но в 2007 году снизился и вновь начал расти, из-за увеличения эксплуатационного фонда новых скважин.

2. Анализ технического развития нефтегазодобывающего производства

2.1 Основные направления инновационной деятельности предприятий нефтегазодобывающей промышленности.

Инновационная деятельность предприятия - это любая деятельность, направленная на улучшение работы предприятия, в результате которой инноватор получает преимущество перед конкурентом. Для этого предприятие должно непрерывно совершенствовать все сферы своей деятельности, причинами этого является следующее:

§ развитие науки и техники;

§ рост населения и соответственно рост потребностей;

§ конкуренция

§ всеобщее расширенное производство.

Возрастание производства приводит также к увеличению удельных затрат. Основными причинами этого являются следующее:

§ повышение цен на сырье и топливо или услуг;

§ увеличение затрат на охрану окружающей среды;

§ повышение требований к качеству продукции или услуг;

§ рост заработной платы.

В результате инновационной деятельности производятся следующие работы:

§ освоение новой и модернизация выпускаемой продукции или услуг;

§ внедрение в производство новых машин, оборудования, материалов и видов услуг;

§ использование новых технологий и способов производства;

§ совершенствование и применение новых методов организации производства и управления предприятия.

Научно-технический прогресс (НТП) - это процесс непрерывного развития техники, технологии, совершенствование орудий труда и методов организации производства и труда.

Мероприятия научно-технического прогресса на предприятиях нефтяной и газовой промышленности направлены на:

§ Расширение применения и совершенствование методов искусственного воздействия на пласт;

§ Развитие вторичных методов добычи нефти;

§ Одновременно-раздельную эксплуатацию двух и более пластов;

§ Интенсификацию добычи путем воздействия на призабойную зону скважины;

§ Выбор и применение рационального способа добычи нефти;

§ Совершенствование систем сбора и транспортировки нефти и газа и их подготовки;

§ Комплексную автоматизацию нефтедобывающих предприятий;

§ Совершенствование машин и оборудования для добычи нефти и реконструкции подземного ремонта скважин.

Остановимся на некоторых из них более подробно. К действенным средствам повышения эффективности нефтедобывающего производства относится применение методов воздействия на призабойную зону скважин - гидравлического разрыва пласта, кислотные обработки, РИР, обработки растворами ПАВ и пенами. Гидравлический разрыв пласта - один из методов повышения производительности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин. Наиболее эффективной областью его применения являются пласты с низкой проницаемостью. Поэтому в Татнипинефть ГРП является ведущим мероприятием по интенсификации добычи нефти. ГРП можно сочетать с химическими, тепловыми и другими способами воздействия на призабойную зону скважины. Основа повышения эффективности применения ГРП - поддержание повышенных дебитов, увеличение конечной нефтеотдачи пласта, повышение производительности труда, рост объема реализованной продукции и снижение себестоимости. Кислотная обработка забоев скважин - весьма эффективный метод повышения производительности скважин в условиях карбонатных пород, а так же песчаников, сцементированных карбонатными включениями. Она обеспечивает увеличение текущей добычи нефти, рост производительности труда, улучшение использования основных фондов, снижение себестоимости, а на этой основе - увеличение объема реализации и прибыли. Резервы повышения эффективности кислотных обработок заключаются в рациональном выборе объекта, соответствии рецептуры кислотных растворов, улучшении технологии производства работ и т.д.

Также одним из действующих в Татнипинефть методов повышения эксплуатации нефтяных скважин является вывод на режим работы скважин с помощью ЧПС (УППЧ). Это частотный преобразователь, с помощью которого скважина, оборудованная электроцентробежным насосом (ЭЦН), достигает оптимального режима работы, за счет чего увеличивается дебит скважины.

2.2 Анализ выполнения плана технического развития предприятия

В процессе разработки Бавлинского месторождения на участках с небольшой проницаемостью сформировались так называемые целики нефти, в которых остается большое количество недоизвлеченных запасов, которые нужно целесообразно извлечь.

На основании вышеизложенного ОАО «Татнипинефть» как в настоящее время, так и в будущем, следует уделять большее внимание применению эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Проводимые мероприятия научно-технического прогресса (инновации) классифицируют по виду технологического эффекта:

1) мероприятия, направленные на увеличение объемов добычи нефти;

2) мероприятия, направленные на экономию ресурсов (материалов, энергии).

На Бавлинском месторождении мероприятия научно-технического прогресса, направленные на экономию ресурсов, в достаточных объемах не проводились. Поэтому в дальнейшем под мероприятиями, научно-технического прогресса будут подразумеваться мероприятия, направленные на увеличение объемов добычи нефти.

За 2007 и 2008 года были проведены мероприятия НТП, перечень которых приведен ниже в таблице 2.2.1. В таблице указаны следующие мероприятия: ВПП - выравнивание профиля приемистости, ГРП - гидроразрыв пласта, ОВП - ограничение водопритоков, ИДН - интенсификация добычи нефти.

Таблица 2.2.1

Геолого-технические мероприятия по Бавлинскому месторождению

Наименование мероприятия	Ед.изм.	План	Факт	%-ый
2007 год
1.ВПП	скв./опер.	37	44	120
2.ГРП	скв./опер.	180	198	110
3.ОВП	скв./опер.	23	8	35
4.ИДН	скв./опер.	77	36	47
5.Итого	скв./опер.	317	286	77
2008 год
1.ВПП	скв./опер.	40	31	78
2.ГРП	скв./опер.	180	190	107
3.ОВП	скв./опер.	7	4	57
4.ИДН	скв./опер.	26	18	69
5.Итого	скв./опер.	253	243	91

Примечание: данные даны без учета скважино-операций, проведенных сразу после бурения скважины.

Из таблицы 2.2.1 видно, что на предприятии ведущей инновационной деятельностью является ГРП. В 2008 году количество скважино-операций превысило плановых показателей, это объясняется тем что ОАО «Татнипинефть» в 2007 году получило 192.864 тыс.тонн дополнительно добытой нефти. Когда запланировано было получить от ГРП всего 128.359 тыс. т. нефти. Итак, в 2008 году ОАО «Татнипинефть» получило от ГРП 199.285 тыс. т. доп. добытой нефти.

Среди других, но уже менее эффективных методов выделяют ВПП и ИДН. Выравнивание профиля приемистости скважин проводят на нагнетательных скважинах и в результате своего воздействия на нефтяной пласт они замедляют обводнение добывающего фонда скважин. Дополнительная добыча от ВПП в 2007 году составила 33.582, и в 2008 году - 50.649 тыс. т. нефти. В 2008 году применялись новые виды обработок при ВПП, и поэтому предприятие добилось большего эффекта при гораздо меньшем объеме применения.

Всего было запланировано на 2007 год проведение 317 геолого-технологических мероприятий. Но фактически выполнено на конец года 286 мероприятий. Из общего числа ГТМ выделяются ГРП и ВПП по количеству выполненных работ. Их фактическое количество больше запланированных. Это объясняется тем, что по этим мероприятиям получено максимальное количество дополнительной добычи нефти. На 2008 год всего запланировано проведение 253 ГТМ и выполнено 243 мероприятий. Как и в 2007 году по ГРП количество операций больше запланированного числа на 10 штук. Это подтверждает то, что предприятие считает достаточно выгодным проведение такого рода работ на своих месторождениях, независимо от требуемых вложений.

На основании проведенного анализа можно сделать выводы, что применение более эффективных, прогрессивных технологий при добыче нефти положительно влияет на показатели добычи и на более рациональную выработку запасов Мамонтовского месторождения.

3. Обоснование экономической эффективности инноваций

3.1 Анализ влияния инноваций на технико-экономические показатели предприятия

Оставшиеся запасы нефти Бавлинского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых, локализованных в низкопродуктивных зонах пластов. Разработка таких запасов, как правило, связывается с проведением трудоемких и дорогостоящих геолого-технологических мероприятий. Для того чтобы повысить свою сферу деятельности предприятия проводят ряд мероприятий, по совершенствованию методов добычи нефти или газа, по введению новых методов интенсификации добычи нефти с конечной целью уменьшения себестоимости продукции.

Инновации оказывают двоякое влияние на технико-экономические показатели:

положительное - через технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий.

отрицательное - через ресурсы и затраты, требующиеся для осуществления инноваций.

Схематично данный процесс представлен на рис.3.1.1.

Влияние инноваций на технико-экономические показатели (ТЭП)

В условиях общей нестабильности российской экономики, ухудшения структуры запасов месторождений, геологических условий пластов, повышения доли трудноизвлекаемых запасов в их общем балансе, ОАО «Татнипинефть» должно уделять особое внимание поиску оптимального пути решения этих проблем, повышения технологической эффективности и рентабельности добычи, чтобы не оказаться в кризисном положении.

Исходя из технико-экономических показателей предприятия, можно сделать выводы, что добыча нефти и газа увеличена путем внедрения методов увеличения нефтеотдачи, проведением обработок призабойных зон, проведением других технологических мероприятий. Поэтому объемы добычи по сравнению с плановыми показателями увеличились. Для того чтобы в дальнейшем поддерживать эту тенденцию, предлагается постоянно проводить ряд мероприятий увеличения нефтеотдачи, одним из которых является проведение ГРП.

Рис.3.1.1

Гидроразрыв пласта - это мероприятие, направленное на увеличение добычи нефти. При проведении этого метода дебит скважин увеличивается в несколько раз, и эффект от этого мероприятия может продолжаться более 3 лет. В связи с тем, что Мамонтовское месторождение обладает низкопроницаемыми коллекторами, из-за чего средний дебит скважин ниже того, которого можно было бы достигнуть, предлагается провести такое мероприятие по увеличению нефтеотдачи, как гидроразрыв пласта. Экономический эффект от проведения гидроразрывов пласта в 2008 году составил 1663,9 тыс. руб. Результаты проведения мероприятий представлены в таблице 3.1.1.

В 2007 году на месторождении было проведено 198 скважино-операций ГРП на 90 скважинах (на 3-х скважинах проводились повторные операции по причине не удачного проведения первичных ГРП). В 6-и скважинах были выполнены повторные ГРП. В 42-х скважинах ГРП проводился при вводе скважин из консервации по различным причинам, в том числе и по причине до-буривания.

В 2004 году на месторождении проведено 190 скважино-операций ГРП, в 7-и скважинах были выполнены повторные ГРП. В 37-и скважинах ГРП проводилось при вводе в эксплуатацию из бурения.

По скважинам, в которых ГРП был проведен в 2007г., можно сказать следующее:

В 12 скважинах эффекта от ГРП не получено. Таким образом, успешность проведения ГРП в 2007г. составила 75 %.

В таблице 3.1.1 приведено сопоставление основных технологических показателей эксплуатации скважин до и после проведения ГРП и по состоянию на 1.01.2009г. В анализ эффективности не входят скважины, в которых ГРП проводился при вводе из бурения.

В среднем после проведения ГРП в 2007г. дебит жидкости увеличился на 30,5 т/сут, по нефти - на 23,3 т/сут при успешности 75%. После ГРП, проведенных повторно, средний прирост дебита жидкости составил 28 т/сут, прирост дебита нефти 22,2 т/сут при коэффициенте успешности 50%.

Таблица 3.1.1

Эффективность ГРП за 2007 и 2008

Прирост	Ед.изм.	2007г.	2008г.
Средний прирост по скважинам без бурения	qн, т/сут	17,8	18,5
	qж, т/сут	24,6	24,2
Средний прирост по скважинам без бурения (за исключением эффекта от оптимизаций)	qн, т/сут	17,3	18,5
	qж, т/сут	23,5	24,2
Средний прирост по скважинам без бурения (за исключением эффекта от оптимизаций) по успешным скважинам	qн, т/сут	23,3	23,0
	qж, т/сут	30,5	29,8
Средний прирост по скважинам, где были проведены повторные ГРП	qн, т/сут	10,6	5,7
	qж, т/сут	13,2	7,3
Средний прирост по скважинам, где были проведены повторные ГРП (успешные)	qн, т/сут	22,2	16,1
	qж, т/сут	28,0	19,5

За счет проведения ГРП на 1.01.2009г. добыто дополнительно 476,9 тыс.т. нефти, 179,5 тыс.т. в 2007г. и 297,4 тыс.т. в 2008г.

По скважинам, в которых ГРП был проведен в 2008г., можно сказать следующее:

В 11 скважинах эффекта от ГРП не получено. Таким образом, успешность проведения ГРП в 2008г. составила 82,8 %.

В среднем после проведения ГРП в 2008г. дебит жидкости увеличился 29,8 т/сут, по нефти - на 23 т/сут при успешности 82,8%. После ГРП, проведенных повторно, средний прирост дебита жидкости составил 19,5 т/сут, прирост дебита нефти 16,1 т/сут при коэффициенте успешности 75 %.

Внедрение ГРП на месторождениях ОАО «Татнипинефть» повлияло на технико-экономические показатели предприятия. За счет увеличения добычи нефти выросла товарная добыча, а значит, увеличилась выручка от реализации продукции. Так из таблицы 1.2.1 видно, что добыча нефти (по всем месторождению) на 2008 год составляет 7965 тыс. тонн. Это на 534 тыс. тонн больше по сравнению с 2007 годом. Соответственно нефть товарная в 2008г. 23100 тыс. т. и в 2007г. 21840тыс. т. Также видно, что в 2008 году по сравнению с 2007 годом затраты на проведение ГРП (по месторождению в целом) выросли на 1млн. руб. и составляют 2488000 рублей. Всего в 2008 году проведено 190 операций. Несмотря на то что затраты на проведение ГРП выросли сумма реализованной продукции приносит большую прибыль, и предприятие стремится как можно больше увеличить добычу нефти путем введения всевозможных новшеств.

Таким образом, от внедрения мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти, получен эффект по сравнению с планом ОАО «Татнипинефть»:

- валовая добыча нефти +166,3 тыс.т

- товарная добыча нефти +160,9 тыс.т

Изменение себестоимости 1т нефти рассчитывается по формуле 3.1.1:

, (3.1.1)

Результаты расчета приведены в таблице 3.1.2

Таблица 3.1.2

Таблица изменения себестоимости после ГРП в 2007 году

Показатели	Количество
	до меропр.	после мер.	результат
Годовая добыча нефти по ЮганскНефтегазу, тыс. т.	8285,5	8397,1	+112
Себестоимость 1 т. добычи нефти, руб.	456.9	461.0	-4,1
Производительность труда: а) выработка т/чел в год б) рост выработки, %	10926	10927	+1 0,01
Размер дополнительных капитальных вложений, тыс. руб.	-	-	-

В существующих, трудных экономических условиях должна проявить себя инновационная активность нефтегазодобывающих компаний. Применение тех или иных технологий и их сочетаний в нефтяных компаниях обязательно базируется на удовлетворительном теоретическом и экспериментальном значении их эффективности.

3.2 Экономическое обоснование ГРП на Бавлинском месторождении

В задачу курсовой работы входит экономическое обоснование проведения мероприятия научно-технического прогресса. В качестве такого мероприятия в данной курсовой работе рассматривается глубоко-проникающий гидравлический разрыв пласта на Бавлинском месторождении ОАО «Татнипинефтьз».

Технологическим критерием в добыче, как правило, является повышение нефтеотдачи пласта. Обоснование эффективности проведения ГРП на Бавлинском месторождении производится на основе сравнения его с базовым вариантом, в качестве которого принимается ситуация без проведения мероприятия. Экономическими критериями эффективности проведения ГРП является:

1. прирост потока денежной наличности;

2. прирост чистой текущей стоимости;

3. срок окупаемости;

4. коэффициент отдачи капитала;

5. внутренняя норма рентабельности проекта;

6. чувствительность проекта к риску.

Исходя из сложившегося положения сбыта продукции в ОАО «Татнипинефть» в расчете учтено, что добываемая нефть реализуется на внутреннем и мировом рынках в процентном отношении 70:30, газ - на внутреннем рынке. Обменный курс доллара принят на уровне 30,17 рублей по курсу Центрального банка России на дату выполнения работы. Расчет экономических показателей в условиях непредсказуемости инфляционных процессов и соответствующих изменений затрат выполнен в постоянных ценах, сложившихся на 01.01.2009 года. Технико-экономическое обоснование предлагаемых технологических инноваций выполнено в соответствии с законодательством Российской Федерации по налогообложению предприятий. В работе учтены следующие налоговые отчисления:

Плата за недра для Бавлинского месторождения установлена в размере 9% согласно лицензии на право разработки месторождения выданной ОАО «Татнипинефть» администрацией Республики Татарстан и Комитетом РФ по геологии и использованию недр. Данный налог взимается в соответствии с Федеральным Законом «О внесении изменений и дополнений в закон Российской Федерации «О недрах»» 27-ФЗ от 3 марта 1995 года.

Кроме того, предприятия платят налоги, относимые на финансовый результат:

Налог на имущество предприятий введен в РФ с 1 января 1992 года. Им облагается имущество, находящееся на балансе предприятия, включая стоимость основных и оборотных средств. Ставка налога определена в размере 2% от среднегодовой стоимости имущества за вычетом износа, т.е. от остаточной стоимости.

Налог на прибыль взимается по ставке 24% в соответствии с Законом РФ «О налоге на прибыль предприятий и организаций» от 2001 года. Объектом обложения налогом является валовая прибыль предприятия, уменьшенная на величину налогов относимых на финансовый результат.

Экономическими критериями эффективности проведения ГРП являются: Выручка от реализации представляет собой сумму денежных средств, поступающих, предприятию за реализованную им продукцию на внутреннем и мировом рынках и определяется в оптовых ценах предприятия, т.е. без налога на добавленную стоимость, и акциза.

Прибыль от реализации - важнейший показатель конечных результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятия, представляющая собой разность между выручкой от реализации нефти и затратами на ее добычу.

Поток денежной наличности - представляет собой разность между наличием средств от производственно-финансовой деятельности и затратами на освоение месторождения. Положительное значение потока наличности считается подтверждением целесообразности инвестирования денежных средств, в разработку месторождения (в проект), а отрицательное напротив свидетельствует о неэффективности их использования.

Дисконтированный поток наличности - представляющий собой оценку сегодняшней стоимости потока будущего дохода.

Внутренняя норма рентабельности - коэффициент рентабельности инвестиций рассчитывается путем нахождения ставки дисконтирования, при которой приведенная стоимость будущих денежных потоков (поступлений) равняется сумме инвестиций, т. е. это то значение нормы дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный период равна нулю.

Период окупаемости капитальных вложений - это продолжительность периода, в течении которого поступление средств от производственной деятельности предприятия покроют затраты на инвестиции, т. е. это тот период за пределами которого дисконтированный поток наличности становится, и в дальнейшем остается, неотрицательным.

Цены на продукцию

Цены на нефть и попутный газ приняты по данным ОАО «Татнипинефть». Базовая среднегодовая цена нефти принята на уровне оптовой цены нефти на внутреннем рынке при сложившейся структуре потребителей принята в размере 3500 рублей за тонну без НДС и акциза.

Нормативы эксплуатационных затрат

Нормы текущих затрат определены по элементам сметы с использованием отчетных данных о производственно-финансовой деятельности ОАО «Татнипинефть» за 2005-2008 годы и бизнес-плана на 2009 год, приведенных к сопоставимому виду.

Ставки обязательных платежей и налогов, включаемые в себестоимость добычи нефти, взяты с учетом действующих законодательных актов Российской Федерации, органов территориального и местного самоуправления.

3.3 Расчет экономической эффективности инноваций

В расчете оценивается экономический эффект от воздействия ГРП на 180 скважин проведенных в 2004 году. Стоимость 1-ой операции ГРП составляет 2448000 рублей. Продолжительность эффекта длится около 4 лет, т.к. в конце 3-го года средний дебит нефти составил 10,4 т/сут, что является базовым дебитом до обработки скважины. Доля условно переменных затрат=41%=0,41. Цена 1т. нефти примем равной 3500рублей. Коэффициент падения добычи равен 0,9. Себестоимость 1 тонны нефти за 2004 год равна 461 руб. Расчет приведен в приложении 4.

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по формуле 3.3.1:

, (3.3.1)

где ? Вt - прирост выручки от проведения мероприятия в t-ом году, тыс.р.;

? Иt - прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.р;

? Нt - прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс. р.

Прирост выручки (Bt) может быть вызван либо увеличением объема реализации нефти и газа, либо повышением цены на углеводородные продукты. В первом случае возможны два варианта. Во-первых, увеличение объема реализации может быть обусловлено дополнительным нефтеизвлечением за счет проведения ГРП. В этом случае необходимо рассчитать дополнительную добычу (? Qt) в связи с повышением дебита (? qt), увеличением действующего фонда скважин (? nд) или времени работы (? Тp) по формуле 3.3.2:

, (3.3.2)

где ? Qt(?q) - дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин, тыс.т;

nдt - фонд действующих скважин, охваченных мероприятием, скв.;

Трt - среднее время работы 1 скважины в t-ом году, сут.

Прирост нефти после проведения ГРП рассчитывается исходя из добычи жидкости, которая дана ниже в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1

Прирост дебитов нефти и жидкости

Показатели	2004 год	2005 год	2006 год	2007 год	2008 год
Дебит жидкости, т/сут	65,1	43,4	38,1	30,9	25,1
Обводненность, %	8,1	10,2	18,1	24,7	31,3
Дебит нефти, т/сут	49,5	28,7	20,0	16,8	10,4
Кэкспл	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95

Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти и газа (? В(Q)t) можно определить по формуле 3.3.3:

, (3.3.3)

где Цt - цена предприятия на нефть без акцизного налога и НДС;

Q-дополнительная добыча нефти в каждом году.

Следующим этапом рассчитывается текущие затраты на производство ГРП. Причем стоимость одной операции принимаем 4464 тыс. рублей (без НДС).

Дополнительные текущие затраты, связанные с проведением ГРП, можно рассчитать по формуле 3.3.4:

Имt=Зм*nмt, (3.3.4)

где n мt - объем внедрения;

Зм - текущие затраты на проведения одного ГРП тыс.р.

Нормы текущих затрат взяты из соответствующей документации предприятия. В расчете используются следующие нормативы затрат на: вспомогательные материалы, электроэнергии, фонд з/п и выплат, затраты на подъем нефти (топливо + энергия на перекачку и подготовку). Для данного расчета используются формулы 3.3.5 и 3.3.6:

Затраты на энергию:

ЗЭ = QН Ч nз.э.э. (тыс.руб), (3.3.5)

где ЗЭ -затраты на электроэнергию, тыс.р.;

QН -добыча нефти, тыс.т.;

nз.э.э. норматив затрат на электроэнергию, р/т..

Прочие затраты:

Зпр = Nскв. Ч nпр.затр.(тыс.руб), (3.3.6)

где Зпр - прочие затраты, тыс.р.\год;

Nскв. -количество скважин;

nпр.затр - норматив на прочие затраты. , тыс.р.;

Следующим этапом выполняется расчет налогов, которые подразделяются на налоги относимые, на финансовый результат и налоги, входящие в себестоимость продукции.

При расчете налогов (? Нt) необходимо обязательно рассчитать прирост налог на прибыль (? Нпр).

Расчет налога на прибыль можно произвести по формуле:

, (3.3.7)

где ?Пробл.налt - прирост прибыли, облагаемой налогом в t-ом году, тыс.р;

Nпр - налог на прибыль, % (равный 24%).

(3.3.8)

где ?Прреалt - прирост прибыли от реализации в t-ом году, тыс.р;

Тз - текущие затраты, тыс.р.;

Ним.- налог на имущество, тыс.р;

; (3.3.9)

где ?Амt - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t- ом году, тыс.р.;

Вi - объем выручки от реализации, тыс.р;

Иi - текущие затраты, тыс.р;

При расчете налоговой системы включаются следующие налоги и отчисления: целевой сбор на содержание милиции, налог на имущество, плата за недра, налог на прибыль.

Прибыль, облагаемая налогом на прибыль, рассчитывается из разности ВР и налогов относимых на финансовый результат, налог на прибыль составляет 24%.

Прирост накопленного потока денежной наличности (?НПДН) определяется за все годы расчетного периода:

, (3.3.10)

где t - текущий год; Т - расчетный период по мероприятию;

к - годы, предшествующие текущему году включительно;

?ПДНк - прирост потока денежной наличности в к-ом году, тыс.р.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования производится по формуле:

, (3.3.11)

где бt - коэффициент дисконтирования для t-го года;

Енп - норма дисконта, характеризует эффективность инноваций на рынке капиталов;

tр - расчётный год.

Норма дисконта численно равна эффективности отдачи капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год.

Так как эффект от ГРП длится около 4 лет, то используется следующая формула:

(3.3.12)

Результаты расчета коэффициента дисконтирования приведены в таблице 3.3.2.

Таблица 3.3.2.

Расчет коэффициента дисконтирования

Наименование параметра	2004	2005	2006	2007	2008
Коэффициент t	0	1	2	3	4
Коэффициент ЕНП	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Коэффициент бt	1	0,9091	0,83	0,75	0,68

Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (?ДПДНt) и чистой текущей стоимости (?ЧТСt) определяются по формулам 3.3.13 и 3.3.14:

(3.3.13)

(3.3.14)

где ЧТС - чистая текущая стоимость проекта ;

ДПДН - дисконтированный поток денежной наличности.

По результатам расчетов составляется таблица, за расчетный период по мероприятию, а также график профилей приростов НПДН и ЧТС (рис. 3.3.1).

Рис.3.3.1 Профили НПДН и ЧТС

По графику динамики данных показателей можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток). Это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает количество лет, в течение которых суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения.

Коэффициент отдачи капитала: показывает, какой доход за расчетный период получается с 1 рубля капитальных вложений и рассчитывается по формуле 3.3.15:

, (3.3.15)

где ЧТС инвест - суммарные дисконтированные инвестиции.

Производим расчет экономической эффективности за 2000 год.

1. Прирост выручки от реализации находим по формуле 3.3.3.

,

где Qi-прирост объема добычи;

Цi -Цена 1 тонны нефти.

=611,7*3500=2140950т.р.

2. Определение изменения текущих затрат.

Затраты текущие на дополнительную добычу определяем по формуле 3.3.16:

З.тек.д.д.=Qi-L-C\Сн, (3.3.16)

где L -доля условно переменных затрат;

С\С - себестоимость одной тонны нефти.

З.тек.д.д =611,7*0,41*461=115617,41т.руб.

Затраты текущие на ГРП определяем по формуле 3.3.4:

Имt=Зм*nмt,

где n мt - объем внедрения;

Зм - текущие затраты на проведения одного ГРП тыс.р.

З.тек.ГРП =2480*180=446400 т.руб.

Текущие затраты на данное мероприятие определяется по формуле 3.3.17:

З.тек.мер.= З.тек.д.д- З.тек.ГРП (3.3.17)

З.тек.мер.= 115617,41-4464=111153,41т.руб.

3. Определяем прирост прибыли от реализации по формуле 3.3.9:

П пр.р.= i-З.тек.мер.

П пр.р.=214095-115617,41=98477,59т.руб.

4. Определяем налог на прибыль по формуле 3.3.7:

Нпр.= П пр.р.*Nпр\100%.

где Nпр - ставка налога на прибыль равная 24%.

Нпр=98477,59*0,24=23634,62т.руб.

5. Определяем прирост ПДН по формуле 3.3.8:

ПДН=П пр.р.- Н пр.,

ПДН =98477,59-23634,62=74842,97т.руб.

6. Определяем накопленный ПДН по формуле 3.3.10:

=74842,97т.руб.

7. Определяем дисконтированный ПДН по формуле 3.3.13:

,

ДПДН=74842,97*1=74842,97т.руб.

8. Определяем ЧТС по формуле 3.3.14:

=74842,97т.руб.

9. Определяем коэффициент отдачи капитала по формуле 3.3.15:

3.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора.

Для каждого фактора определяется зависимость. Полученные зависимости текущей стоимости от факторов изображаются графически. Если изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, то проект не имеет риска. Если значения ЧТС попадают в отрицательную область, то решение об оптимальном варианте, выбранном на основе критериев, следует пересмотреть с учетом анализа чувствительности проекта. При анализе чувствительности проекта к риску я изменяю: объемы добычи нефти, цену реализации нефти, стоимость 1-го ГРП, нормы текущих затрат, суммы налоговых отчислений. При построении диаграммы ЧТС значения функций от показателей (цены на нефть, затрат, налогов и объема добычи нефти) принимаются с вариацией 10, 20 и 30% процентов (Таблица 3.4.1). Строятся соответствующие точки, и делается вывод о риске проведения инновации на предприятии. Диаграмма «паук» (ЧТС) представлена на рисунке 3.4.1.

Рис. 3.4.1. Диаграмма «паук» (ЧТС)

Таблица 3.4.1

ЧТС при различных вариациях показателей, тыс.руб.

Вариация факторов, %	-30	-20	-15	0	15	20	30
Qдоб		2519				4540
Цр	1482					4894
Тзатр			3803		3255
Нал		3732				3327
ЧТС базовая				3529

Вывод: изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, т.е. мероприятие в данном случае не имеет риска.

Заключение

В процессе производственной деятельности предприятие проводит планирование или направление всех усилий предприятия к достижению целей или задач всей организации. В ходе планирования составляются различные планы. Одним из таких планов является текущий план развития предприятия, который разделяется на несколько разделов. На основе этого раздела выделяют план научно-технического развития (НТР) предприятия. Он рассматривает инновации и нововведения на предприятии, их экономическую выгоду, экономическую эффективность.

В результате анализа текущего плана развития предприятия (анализа ТЭП) создают расчеты экономической эффективности инновационной деятельности.

В заключении можно выделить следующие выводы:

из диаграммы ЧТС видно что, при различных вариациях, как экономических показателей, так и добывных возможностей, проведение ГРП не имеет риска.

эффект от проведения ГРП составит 611.7 тыс. тонн нефти.

выручка от реализации добытой нефти в 2004 году составила 2140,9 млн. рублей, и к 2008 году составит 1404,9 млн. рублей;

анализ экономических расчетов показывает, что при действующей системе налогообложения представленная инновация не является убыточным для предприятия.

Список используемой литературы

1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, РД153-39-007-00, Москва 2000 г.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбор для инвестирования, ВНИИОЭНГ, Москва 2000 г.

3. Методические указания по выполнению экономического раздела для дипломного проекта специальности 09.07 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». - Бавлы, 1998 г.

4. Курушина Е.В., Краснова Т.Л. Методические указания по выполнению лабораторной работы на тему «Экономическое обоснование выбора рационального варианта разработки месторождения» по курсу «Организация, планирование и управление предприятием» для студентов дневного и заочного обучения специальности 09.07 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». - Бавлы, 1996 г.

5. Бизнес-план выполнения ГТМ на Бавлинском месторождении за 2004 год.

6. Авторский надзор за разработкой Бавлинского месторождения 2004 год.

Размещено на Allbest.ru

...