Экономическое обоснование варианта разработки проекта нефтяного месторождения
Характеристика предприятия, его производственной структуры, технико-экономических показателей. Методологические основы экономической эффективности проекта. Этапы разработки месторождения "Узень", расчет экономических показателей. Чувствительность проекта.
| Рубрика | Экономика и экономическая теория |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.05.2016 |
| Размер файла | 1,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://allbest.ru
Экономическое обоснование варианта разработки проекта нефтяного месторождения
Введение
месторождение экономический проект
Научно обоснованное проектирование разработки нефтяных месторождений стало осуществляться в СССР в начале 40-х годов по предложению и под руководством А. П. Крылова. В проектных документах приводилось геолого-промысловое, гидродинамическое и экономическое обоснование систем разработок, однако учитывались лишь отдельные элементы технологии и техники добычи нефти и обустройства месторождения (забойное давление, рельеф местности и т. п.). С 70-х годов проектные организации в отрасли перешли на составление проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений, в которых сочетаются решения геолого-промысловых и технологических задач с экономическими задачами с учетом решения вопросов нефтепромыслового обустройства конкретного месторождения и нефтедобывающего района в целом, требований охраны недр и окружающей среды (экологии). При этом порядок проектирования постоянно совершенствуется на основе обобщения отечественного и зарубежного опытов.
Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчетных вариантов выбирают не менее трех вариантов для технологических схем и двух - для проектов разработки, которые называются основными. Один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Технологические и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки. Для составления технологических проектных документов выдается техническое задание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединению). В техническом задании указываются возможные объемы бурения, возможные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с технологией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.
Для повышения качества проектирования, надежности и точности прогнозирования процесса извлечения нефти предусматривается широкое использование современных электронно-вычислительных машин (ЭВМ), систем автоматизированного проектирования разработки (САПР), различных баз данных и графопостроителей. Используются отраслевые и межотраслевые регламенты (ГОСТ, ОСТ и др.) относительно системы документации (порядок ее разработки, оформления, обращения).
Все предприятия в той или иной степени связаны с инвестиционной деятельностью. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется различными факторами: видом инвестиций, стоимостью инвестиционного проекта, множественностью доступных проектов, ограниченностью финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риском, связанным с принятием того или иного решения.
Нередко решения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных или взаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного или нескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. Очевидно, что критериев может быть несколько; а вероятность того, что какой-то один проект будет предпочтительнее других по всем критериям, как правило, значительно ниже 100 %.
Этим определяется актуальность исследования, весьма существенен, при инвестиционном проектировании фактор риска. Инвестиционная деятельность всегда осуществляется в условиях неопределенности, степень которой может существенно варьировать.
Цель курсовой работы является экономическое обоснование варианта разработки проекта нефтяного месторождения «Узень».
Для достижения цели определены следующие задачи:
- кратко охарактеризовать предприятие;
- провести анализ производственной структуры и технико-экономических показателей;
- провести технико-экономическое обоснование проекта;
- определить этапы разработки месторождения;
- оценить экономическую эффективность проекта;
- охарактеризовать месторождение «Узень» и рассчитать экономические показатели разработки месторождения;
- обосновать вариант разработки месторождения;
- проанализировать чувствительность проекта «Узень».
Объектом исследования выступает НК«КахМунайГаз»
Предметом исследования является разработка месторождения «Узень».
Для оценки эффективности вложений капитала нужен комплексный методологический подход к составлению инвестиционных проектов по новым разрабатываемым месторождениям, в том числе с учетом применения новых технологий увеличения нефтеотдачи.
Методологической проблеме экономической оценки эффективности вариантов разработки месторождений постоянно уделяется значительное внимание. Разные аспекты этой проблемы освещались в работах: Астахова А.С., Николаевского Н.М., Дунаева В.Ф., Андреева А.Ф., Перчика А.И., Гужновского Л.Г., Пономаревой И.А., Зубаревой В.Д., Миловидова К.Н. и других.
1. Анализ деятельности
1.1 Краткая характеристика предприятия
НК «КазМунайГаз» является дочерней организацией акционерного общества «Сумрук-Казына». Акционерное общество «Фонд национального благосостояния «Самрук-?азына» создано в соответствии с Указом Президента Республики Казахстан от 13 октября 2015 года № 669 «О некоторых мерах по конкурентоспособности и устойчивости национальной экономики» и постановлением Правительства Республики Казахстан от 17 октября 2015 года № 962 «О мерах по реализации Указа Президента Республики Казахстан от 13 октября 2015 года № 669» путем слияния акционерных обществ «Фонд устойчивого развития «?азына» и «Казахстанский холдинг по управлению государственными активами «Самрук».
НК «КазМунайГаз» - казахстанский оператор по разведке, добыче, переработке и транспортировке углеводородов, представляющий интересы государства в нефтегазовой отрасли Казахстана. Фонд национального благосостояния «Самрук-?азына» создан для повышения конкурентоспособности и устойчивости национальной экономики. А так же, для упреждения факторов влияния на экономический рост в стране возможных негативных изменений на мировых рынках .
Казахстан занимает 12-е место в мире по подтвержденным запасам нефтяного и газового конденсата, 22-е место - по запасам природного газа и 17-е место - по добыче нефти и газа.
Акционерного общество «Сумрук-Казына» добывает 28% от общего объема добычи нефти и газоконденсата в Казахстане и 16% - природного и попутного газа, обеспечивает 65% транспортировки нефти магистральными нефтепроводами, 77% транспортировки нефти танкерами из порта Актау, а также 95% транспортировки природного газа по магистральным газопроводам, осуществляет переработку 82% казахстанской нефти с долей розничного рынка нефтепродуктов в 17%. Акционерного общество «Сумрук-Казына» относится к числу крупнейших работодателей с численностью персонала более 84 тыс. человек.
Ключевым направлением деятельности Фонда и компаний являются: модернизация и диверсификация национальной экономики в рамках реализации посланий Президента Республики Казахстан; Стратегии индустриально-инновационного развития Республики Казахстан на 2003-2020 годы. Фонд призван оказывать максимальное содействие Правительству Республики Казахстан, быстро и оперативно решать вопросы по привлечению инвестиций в реальный сектор экономики, заниматься активизацией работы в регионах, укреплять межотраслевые и межрегиональные связи, максимально использовать имеющиеся преимущества и возможности.
Стратегия развития ТОО «Новые технологии НефтеХимМаш» предусматривает дальнейшее расширение рынков и объемов сбыта нефтепродуктов, развитие сбытовой сети, активную реализацию инвестиционной политики, совершенствование качественного уровня сервиса и организации работы с клиентами, полное удовлетворение потребительского спроса в регионах деятельности на продукты нефтепереработки, а также активное участие в жизни и социально-экономическом развитии регионов присутствия.
Как и любая, организационно-управленческая структура НК «КазМунайГаз» имеет три уровня управления: высший, средний и оперативный. На высшем уровне управления принимаются наиболее общие решения по управлению предприятием и осуществляются функции стратегического планирования, общего контроля и связи с внешними структурами. На среднем уровне решения высшего уровня детализируются, преобразуются в конкретные планы, осуществляется выполнение функций текущего планирования, связи между высшим и низшим уровнями управления, контроля, управления производством и потоками ресурсов. Результатом деятельности работников оперативного уровня является выполнение производственной программы, происходит реализация функций управления основным и вспомогательным производством, оперативного управления и местного контроля.
Во главе компании стоит генеральный директор. Он решает самостоятельно все вопросы деятельности компании. Также он распоряжается в пределах предоставленного ему права имуществом, заключает договора, издает приказы и распоряжения, обязательные к исполнению всеми работниками компании. Директор несет в пределах своих полномочий полную ответственность за деятельность комбината, обеспечение сохранности товарно-материальных ценностей, денежных средств и другого имущества компании.В подчинении директора находятся заместитель директора по экономике и финансам, заместитель директора по коммерческим вопросам, заместитель директора по персоналу и общим вопросам, главный бухгалтер и главный инженер. Заместитель директора по экономике и финансам осуществляет организацию и совершенствование экономической деятельности компании, направленной на повышение производительности труда, эффективности и рентабельности производства и качества выпускаемой продукции, снижение ее себестоимости, обеспечение правильных соотношений темпов роста производительности труда и заработной платы, достижение наибольших результатов при наименьших затратах материальных, трудовых и финансовых ресурсов. Также он проводит работу по совершенствованию планирования экономических показателей деятельности компании, достижению высокого уровня их обоснованности, по созданию и улучшению нормативной базы планирования. Заместитель директора по персоналу и общим вопросам возглавляет работу по обеспечению предприятия кадрами рабочих и служащих требуемых профессий, специальностей и квалификации в соответствии с уровнем и профилем полученной ими подготовки и деловых качеств. Он принимает трудящихся по вопросам найма, увольнения, перевода, контролирует расстановку и правильность использования работников в подразделениях компании; обеспечивает прием, размещение и расстановку молодых специалистов и молодых рабочих в соответствии с полученной в учебном заведении профессией и специальностью.
Главный бухгалтер осуществляет организацию бухгалтерского учета хозяйственно-финансовой деятельности компании и контроль за экономным использованием материальных, трудовых и финансовых ресурсов; организует отчет поступающих денежных средств, учет издержек производства и обращения, выполнения работ, а также финансовых, расчетных и кредитных операций.
Также в подчинении директора стоит главный инженер, определяющий техническую политику предприятия. Он обеспечивает постоянное повышение уровня технической подготовки производства, его эффективности и сокращение материальных, финансовых и трудовых затрат на производство продукции, работ, высокое их качество; обеспечивает эффективность проектных решений, своевременную и качественную подготовку производства, техническую эксплуатацию, ремонт и модернизацию оборудования, достижение высокого уровня качества продукции в процессе ее разработки и производства.
Благодаря такому четкому распределению труда между всеми звеньями, рассматриваемая компания неплохо зарекомендовала себя на внешнем и внутреннем рынках. Обобщенная структура объединения предприятия имеет следующий вид ( Рисунок 1)
Рисунок 1 - Организационная структура предприятия
1.2 Анализ производственной структуры
Динамика основных технологических показателей разработки за 2011-2015гг. по 13 - 18 горизонтам приведены в таблице 2 и на рисунке 2.
Таблица 1 - Динамика основных показателей разработки 13-18 горизонтов
|
№№ п/п |
Показатели |
Годы |
|||||
|
2011 |
2012 |
2013 |
2015 |
2015 |
|||
|
1 |
Добыча нефти, тыс. т |
5603,6 |
5940,8 |
6114,8 |
6107,1 |
||
|
в т. ч. по новым скважинам |
265,1 |
191,7 |
134,6 |
163,6 |
|||
|
2 |
Суммарная добыча нефти, тыс. т |
279537,5 |
285478,3 |
291593,1 |
297700,1 |
||
|
3 |
Добыча жидкости, тыс. т |
28876,3 |
31498,0 |
33056,0 |
33390,6 |
||
|
4 |
Суммарная добыча жидкости, тыс. т |
623007,5 |
654505,4 |
687561,4 |
720952,0 |
||
|
5 |
Среднегодовая обводненность продукции по весу, % |
80,6 |
81,1 |
81,5 |
81,7 |
||
|
6 |
Среднегодовой дебит нефти 1 скв., т/сут |
5,4 |
5,5 |
5,5 |
6,1 |
||
|
в т. ч. по новым скважинам |
19,9 |
17,4 |
14,1 |
16,4 |
|||
|
7 |
Среднегодовой дебит жидкости 1 скв., т/сут |
28,0 |
29,0 |
29,9 |
33,3 |
||
|
8 |
Темп отбора от начальных балансовых запасов, % |
0,6 |
0,6 |
0,6 |
0,6 |
||
|
9 |
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % |
1,3 |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
||
|
10 |
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, % |
3,5 |
3,9 |
4,1 |
4,3 |
||
|
11 |
Текущая нефтеотдача от запасов, % |
0,28 |
0,29 |
0,30 |
0,30 |
||
|
12 |
Добыча газа, млн.м3 |
224,1 |
237,6 |
244,5 |
244,3 |
||
|
13 |
Суммарная добыча газа, млн. м3 |
20501,6 |
20739,2 |
20983,7 |
21228,0 |
||
|
14 |
Средний газовый фактор, нм3/т |
40,0 |
40,0 |
40,0 |
40,0 |
||
|
15 |
Закачка воды, тыс. м3 |
46903,0 |
48923,9 |
50735,9 |
50734,3 |
||
|
16 |
Суммарная закачка воды, тыс. м3 |
1118038,8 |
1166962 |
1217698,6 |
1268432 |
||
|
17 |
Компенсация закачки, % |
148,2 |
142,0 |
140,6 |
139,3 |
||
|
18 |
Среднегодовая приемистость 1 нагн. скв., м3/сут |
139,0 |
141,2 |
146,7 |
163,9 |
||
|
19 |
Ввод добывающих скважин из бурения |
79 |
71 |
64 |
79 |
29 |
|
|
20 |
Ввод нагнетательных скважин из бурения |
14 |
24 |
25 |
33 |
11 |
|
|
21 |
Отработанное время добывающего фонда, сут |
1031785 |
1086524 |
1106682 |
1003048 |
||
|
в т. ч. по новым скважинам |
13299 |
11030 |
9570 |
9987 |
|||
|
22 |
Отработанное время нагнетательного фонда, сут |
337467 |
346425 |
345791 |
309519 |
||
|
23 |
Фонд добывающих скважин на конец года |
3095 |
3135 |
3169 |
3240 |
||
|
в т.ч. действующих |
3016 |
3102 |
3139 |
3120 |
|||
|
24 |
Фонд нагнетательных скважин на конец года |
1146 |
1092 |
1083 |
1075 |
||
|
в т.ч. действующих |
1070 |
1070 |
1068 |
1017 |
По состоянию на 1.01.2015г. общий фонд скважин месторождении Узень составил 6281скважину, из них по 13-18 горизонтам - 5932скважины.
В эксплуатационном фонде добывающих скважин числятся 3240 скважин, из них действующих - 3120, в бездействии -120. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин -1075, из них действующих - 1017, в бездействии - 58 скважин. К разряду контрольных отнесено 63, к водозаборным - 2 скважины. За время разработки было ликвидировано 1552 скважины, в том числе из добывающего фонда 590, из нагнетательного - 962.
Фонд скважин, эксплуатирующихся механизированным способом, составляет значительную часть от общего действующего фонда (99,4 %). Основной способ эксплуатации действующих скважин - ШГН - 2870, ВШН - 232 скважин.Фонтанным способом эксплуатируется всего 18 скважин. Основная доля (55,6 %) фонтанных скважин (10 единиц) приходится на 13 горизонт, 4 скважины на 14, 2 - на 15 горизонты и по одной скважине на 17 и 18 горизонты.
Эксплуатационные объекты Хумурунского, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом. В действующем фонде добывающих скважин на верхних горизонтах куполов числятся 36 добывающих и 10 нагнетательных скважин.
Скважины, эксплуатирующие совместно два горизонта, составляют 50 единиц, из них на 13+14 горизонтах - 39, на 14+15 - 3 скважины и на 15+16 - 9. За последние четыре года проводилась работа по разукрупнению объектов в скважинах, совместно эксплуатирующих несколько горизонтов. Эти показатели в 2011 году составляли по 13+14 горизонтам 60 скважин, по 14+15 горизонты - 3 и по 15+16 горизонты - 21, в 2012 - 44, 3 13, в 2013 - 41, 3 ,9 соответственно. Нагнетательных скважин, совместно эксплуатирующих несколько горизонтов, за последние пять лет на месторождении не было.
В 2015 году число скважин, находящихся в бездействующем фонде, на месторождении резко увеличилось, по сравнению с предыдущим годом. Только по верхним горизонтам это увеличение составляет по добывающему фонду - 90, по нагнетательному - 43 скважины. Больше половины фонда бездействующих скважин простаивает в ожидании физической ликвидации, остальные в ожидании капитальных ремонтов по ликвидации аварии и устранению негерметичности эксплуатационной колонны.
По состоянию на 01.01.15г. коэффициент использования фонда добывающих скважин составил в среднем 0,963, коэффициент эксплуатации - 0,986, по нагнетательному фонду - 0,946 и 0,881 соответственно (таблица 7).
Таблица 2 - Динамика коэффициентов использования и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
|
Горизонты, купола |
Коэффициент использования |
Коэффициент эксплуатации |
|||||||
|
01.01.12г. |
01.01.13г. |
01.01.14г. |
01.01.15г. |
01.01.12г. |
01.01.13г. |
01.01.14г. |
01.01.15г. |
||
|
Добывающие скважины |
|||||||||
|
13 |
0,98 |
0,99 |
0,99 |
0,97 |
0,91 |
0,95 |
0,94 |
0,92 |
|
|
14 |
0,97 |
0,99 |
0,99 |
0,95 |
0,92 |
0,95 |
0,95 |
0,93 |
|
|
15 |
0,97 |
1,00 |
1,00 |
0,96 |
0,95 |
0,97 |
0,96 |
0,96 |
|
|
16 |
0,97 |
0,99 |
0,99 |
0,98 |
0,95 |
0,96 |
0,96 |
0,95 |
|
|
17 |
0,98 |
0,99 |
0,99 |
0,95 |
0,97 |
0,96 |
0,96 |
0,95 |
|
|
18 |
1,00 |
1,00 |
0,98 |
1,00 |
0,95 |
0,99 |
0,96 |
0,96 |
|
|
15-Северо-запад |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,87 |
0,68 |
0,98 |
0,95 |
0,95 |
|
|
15-Парсумурун |
0,87 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,82 |
1,00 |
0,97 |
0,99 |
|
|
17-Парсумурун |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,93 |
|||||
|
18-Хумурун |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,98 |
1,00 |
1,00 |
|
|
Всего (13-18) |
0,97 |
0,99 |
0,99 |
0,96 |
0,95 |
0,98 |
0,97 |
0,99 |
|
|
Нагнетательные скважины |
|||||||||
|
13 |
0,97 |
0,99 |
0,99 |
0,95 |
0,84 |
0,88 |
0,90 |
0,90 |
|
|
14 |
0,92 |
0,96 |
0,98 |
0,95 |
0,84 |
0,88 |
0,87 |
0,85 |
|
|
15 |
0,90 |
0,98 |
0,98 |
0,95 |
0,89 |
0,92 |
0,93 |
0,92 |
|
|
16 |
0,95 |
0,99 |
0,95 |
0,95 |
0,89 |
0,90 |
0,87 |
0,89 |
|
|
17 |
0,90 |
0,96 |
0,95 |
0,89 |
0,90 |
0,89 |
0,88 |
0,84 |
|
|
18 |
0,75 |
1,00 |
0,94 |
0,87 |
0,93 |
0,93 |
1,00 |
0,83 |
|
|
15-Северо-запад |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,87 |
0,39 |
0,81 |
0,58 |
0,58 |
|
|
15-Парсумурун |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,52 |
0,97 |
1,00 |
0,52 |
|
|
18-Хумурун |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,748 |
0,373 |
0,97 |
|
|
Всего (13-18) |
0,93 |
0,98 |
0,99 |
0,95 |
0,86 |
0,89 |
0,93 |
0,88 |
Как видно из таблицы, коэффициент использования и эксплуатации увеличивается из года в год по всем горизонтам, исключение составляет коэффициент использования за 2015 год, когда, как было отмечено выше, увеличился перевод скважин в бездействующий фонд.
Наименьшие значения коэффициентов эксплуатации (0,58-0,52) наблюдаются по нагнетательным скважинам 15 горизонта Северо-западного и Парсумурунского куполов. Скважины 7333 и 671 Северо-западного купола, скважина 1999 Парсумурунского купола в течение 2015 года проработали соответственно по 11, 102 и 216 дней в ожидании капитального ремонта.
Распределение фонда действующих скважин по диапазонам дебитов нефти и жидкости, по приемистости за анализируемый период по горизонтам представлено в таблицах.
Как видно из представленных таблиц, на дату анализа максимальным дебитом по нефти характеризуется 13 горизонт - 6,6 т/сут, по жидкости 31,7 т/сут - 15 горизонт, наименьшим дебитом по нефти - 15 горизонт Парсумурунского купола (3,6 т/сут), по жидкости (18,0 т/сут) - 18 горизонт Хумурунского купола.
Таблица 3- Динамика распределения фонда скважин по дебитам нефти и жидкости
|
Гор-ты |
Дата |
Средний дебит, т/сут |
Диапазон изменения дебитов по нефти и жидкости, т/сут |
Итого дейст. фонд |
|||||||||||||||
|
<1 |
1-5 |
5-10 |
10-20 |
20-50 |
50-100 |
>100 |
|||||||||||||
|
нефть |
жид-ть |
количество скважин |
|||||||||||||||||
|
н |
ж |
н |
ж |
н |
ж |
н |
ж |
н |
ж |
н |
ж |
н |
ж |
||||||
|
13 |
01.01.12 |
6,5 |
26,8 |
258 |
4 |
353 |
154 |
142 |
115 |
137 |
194 |
72 |
341 |
2 |
136 |
20 |
964 |
||
|
01.01.13 |
6,6 |
28,4 |
244 |
1 |
385 |
147 |
178 |
131 |
163 |
207 |
68 |
370 |
3 |
157 |
28 |
1041 |
|||
|
01.01.14 |
6,9 |
30,6 |
260 |
2 |
404 |
197 |
207 |
125 |
171 |
194 |
84 |
393 |
4 |
175 |
44 |
1130 |
|||
|
01.01.15 |
6,6 |
31,1 |
292 |
14 |
409 |
197 |
252 |
107 |
192 |
191 |
77 |
451 |
5 |
226 |
41 |
1227 |
|||
|
14 |
01.01.12 |
4,6 |
26,5 |
311 |
8 |
435 |
168 |
190 |
140 |
99 |
196 |
29 |
382 |
152 |
1 |
19 |
1065 |
||
|
01.01.13 |
4,5 |
26,7 |
302 |
440 |
147 |
181 |
133 |
91 |
209 |
32 |
400 |
1 |
138 |
20 |
1047 |
||||
|
01.01.14 |
4,4 |
26,2 |
344 |
394 |
202 |
156 |
111 |
99 |
220 |
31 |
331 |
1 |
131 |
30 |
1025 |
||||
|
01.01.15 |
4,6 |
30,0 |
275 |
8 |
396 |
137 |
189 |
105 |
95 |
160 |
26 |
399 |
2 |
144 |
30 |
983 |
|||
|
15 |
01.01.12 |
5,2 |
28,1 |
132 |
169 |
59 |
68 |
65 |
43 |
74 |
23 |
160 |
65 |
12 |
435 |
||||
|
01.01.13 |
5,0 |
27,2 |
107 |
200 |
48 |
75 |
76 |
46 |
92 |
19 |
153 |
69 |
9 |
447 |
|||||
|
01.01.14 |
5,4 |
30,8 |
120 |
1 |
175 |
65 |
72 |
42 |
41 |
88 |
24 |
140 |
1 |
76 |
21 |
433 |
|||
|
01.01.15 |
5,6 |
31,7 |
116 |
1 |
167 |
61 |
68 |
29 |
40 |
75 |
28 |
161 |
83 |
9 |
419 |
||||
|
16 |
01.01.12 |
3,8 |
24,8 |
113 |
137 |
43 |
72 |
57 |
15 |
65 |
7 |
134 |
42 |
3 |
344 |
||||
|
01.01.13 |
3,9 |
26,2 |
89 |
1 |
164 |
27 |
62 |
54 |
23 |
78 |
6 |
133 |
49 |
2 |
344 |
||||
|
01.01.14 |
3,4 |
23,9 |
114 |
135 |
55 |
51 |
45 |
23 |
76 |
3 |
108 |
31 |
11 |
326 |
|||||
|
01.01.15 |
3,6 |
25,3 |
96 |
2 |
131 |
48 |
46 |
35 |
17 |
63 |
4 |
101 |
1 |
43 |
3 |
295 |
|||
|
17 |
01.01.12 |
4,7 |
33,7 |
44 |
88 |
24 |
32 |
23 |
17 |
34 |
5 |
61 |
36 |
8 |
186 |
||||
|
01.01.13 |
5,3 |
34,4 |
36 |
82 |
14 |
44 |
24 |
16 |
34 |
8 |
70 |
37 |
7 |
186 |
|||||
|
01.01.14 |
4,6 |
32,5 |
52 |
68 |
29 |
40 |
24 |
18 |
34 |
1 |
57 |
1 |
22 |
14 |
180 |
||||
|
01.01.15 |
3,9 |
29,4 |
45 |
78 |
26 |
19 |
19 |
12 |
36 |
3 |
42 |
30 |
4 |
157 |
|||||
|
18 |
01.01.12 |
5,7 |
23,6 |
9 |
32 |
11 |
9 |
13 |
7 |
10 |
4 |
17 |
8 |
2 |
61 |
||||
|
01.01.13 |
4,8 |
27,8 |
7 |
30 |
13 |
13 |
8 |
5 |
11 |
2 |
14 |
10 |
1 |
57 |
|||||
|
01.01.14 |
4,1 |
22,1 |
8 |
31 |
9 |
11 |
13 |
2 |
11 |
1 |
9 |
10 |
1 |
53 |
|||||
|
01.01.15 |
4,1 |
25,2 |
12 |
27 |
10 |
9 |
11 |
4 |
10 |
1 |
10 |
12 |
53 |
||||||
|
15 (С-З) |
01.01.12 |
2,2 |
14,2 |
18 |
10 |
10 |
1 |
6 |
2 |
7 |
6 |
2 |
31 |
||||||
|
01.01.13 |
2,9 |
14,0 |
17 |
7 |
5 |
2 |
4 |
12 |
2 |
6 |
1 |
28 |
|||||||
|
01.01.14 |
3,0 |
16,2 |
16 |
8 |
7 |
4 |
6 |
2 |
9 |
1 |
7 |
2 |
31 |
||||||
|
01.01.15 |
5,6 |
27,5 |
6 |
7 |
3 |
10 |
1 |
5 |
4 |
17 |
3 |
28 |
|||||||
|
15 (Пар) |
01.01.12 |
0,4 |
11,1 |
7 |
4 |
1 |
2 |
7 |
|||||||||||
|
01.01.13 |
1,7 |
14,6 |
4 |
4 |
4 |
4 |
8 |
||||||||||||
|
01.01.14 |
5,0 |
20,7 |
3 |
3 |
2 |
2 |
1 |
1 |
2 |
7 |
|||||||||
|
01.01.15 |
3,6 |
24,2 |
2 |
2 |
2 |
1 |
2 |
1 |
5 |
||||||||||
|
17 (Пар) |
01.01.12 |
0 |
|||||||||||||||||
|
01.01.13 |
0 |
||||||||||||||||||
|
01.01.14 |
8,8 |
22,0 |
1 |
1 |
1 |
||||||||||||||
|
01.01.15 |
9,2 |
20,0 |
1 |
1 |
1 |
||||||||||||||
|
18 (Хум) |
01.01.12 |
3,0 |
9,0 |
1 |
2 |
1 |
2 |
2 |
4 |
||||||||||
|
01.01.13 |
2,9 |
17,8 |
1 |
2 |
1 |
1 |
1 |
2 |
4 |
||||||||||
|
01.01.14 |
3,0 |
17,5 |
2 |
1 |
1 |
2 |
|||||||||||||
|
01.01.15 |
3,0 |
18,0 |
1 |
1 |
1 |
1 |
2 |
Размещено на http://allbest.ru
В 2013 году на 17 горизонт Парсумурунского купола была возвращена с 19 горизонта скважина 774 с дебитом нефти 9,2 т/сут с обводненностью 54%. Как видно из приведенных таблиц, большая часть действующего фонда скважин основного свода характеризуются низкими дебитами нефти до 5 т/сут (65%), и это стабильно за весь анализируемый период. Число скважин с дебитом нефти от 20 до 50 т/сут незначительное и на дату анализа составляет всего 4,7 %. Не смотря на это, все же отмечается увеличение среднего дебита к 2015 году. Закачка воды на месторождении Узень проводится с 1967 года. В 2011 году она возросла до 48 млн.м3. За последующие годы увеличение годовой закачки незначительное и к концу года составляет 51,9 млн.м3. В 2015 году 50,4 млн.м3 закачиваемой воды приходится на 13-18 горизонты основного свода и лишь 318,5 тыс.т на 15-18 горизонты куполов. Большая доля (67,6%) годовой закачки приходится на 13+14 горизонты. Текущая компенсация отбора закачкой в среднем по 13-18 горизонтам составила в 2011 году - 148,2% , в 2012 году - 142,0%, в 2013 году - 139,6% , в 2015 году - 139,3%.
Рисунок 2- Основные показатели разработки 13-18 горизонтов (по закачке воды)
Рисунок 3- Основные показатели разработки 13-18 горизонтов (по газовому фактору)
Скважины, пробуренные за отчетный период, вскрыли в основном отложения 13 и 14 горизонтов. Сведения по скважинам, пробуренным за отчетный период и вскрывшим юрские продуктивные горизонты, сведены в таблицу 3, из которой следует, что наибольшее количество скважин вскрыли отложения 13 и 14 горизонтов.
Таблица 4- Распределение скважин по вскрытым горизонтам
|
Горизонты |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
|
|
Количество Скважин |
349 |
209 |
63 |
36 |
23 |
13 |
Новые скважины, пробуренные за отчетный период, охватили всю площадь месторождения Узень.
1.3 Анализ технико-экономических показателей
Эффективное хозяйствование предполагает постоянное изучение показателей работы предприятия. В процессе оперативного анализа торговой деятельности изучают и оценивают показатели, которые характеризуют, с одной стороны, результат, а с другой, ресурсы и затраты.
Таблица 5 - Основные производственные и финансовые показатели ТО«Новые технологии НефтеХимМаш»
|
Показатели |
2013 год |
2014 год |
2015 год |
Абсолютное отклонение |
||
|
2015 г. по сравнению с 2015 г. |
2015 г. по сравнению с 2013 г. |
|||||
|
1) Объем продукции, работ, услуг (выручка), млн. долл. |
5346 |
5368 |
4,722 |
646 |
-624 |
|
|
2) Себестоимость продукции, работ, услуг, млн. долл. |
1124 |
1262 |
1248 |
-14 |
124 |
|
|
3) Средняя годовая стоимость основных средств, млн. долл. |
52739 |
59433 |
67430 |
7997 |
14691 |
|
|
4) Средняя годовая стоимость оборотных средств, млн. долл. |
18629 |
21803 |
22001 |
198 |
3372 |
|
|
5) Валовая прибыль, млн. |
4222 |
4106 |
3474 |
-748 |
-632 |
|
|
6) Чистая прибыль, млн. долл. |
1,079 |
932 |
263 |
-816 |
-669 |
|
|
7) Фондоотдача |
1,01 |
2,25 |
2,06 |
-0,19 |
0,07 |
|
|
8) Фондоемкость |
0,98 |
0,44 |
0,49 |
-5,26 |
14,29 |
Чистая прибыль за 2013г. составила 1,079 млрд. долл., что на 23% меньше аналогичного показателя за 2012г.Чистая прибыль за 2015г. снизилась на 12% - до 932 млн. долл., против 1,079 млрд. долл. в 2013г.Снижение чистой прибыли в основном связано с увеличением на 14% налогов, кроме подоходного налога, и производственных расходов на 15%, а также снижением доходов от совместных и ассоциированных предприятий на 25%. В 2015 году получило чистую прибыль в размере 254 млн. долл., что на 67% меньше, чем за 2015 год.
Выручка компании 2013 составила 5,346 млрд долл., это на 11% больше, чем в 2012г., что в основном связано с увеличением объемов поставок на экспорт и более высокими ценами поставок на внутренний рынок.
Выручка компании за отчетный период составила 5,368 млн долл., это на 2% больше чем в 2013г. Объемы экспортных продаж уменьшились на 1%, в то время как объемы продаж на внутренний рынок выросли на 20%, что не превышает обязательств компании по поставкам на внутренний рынок, уточняется в сообщении. Капитальные вложения в 2015г. составили 144 млрд тенге (946 млн долл.), что на 18% выше. Выручка компании в 2015 году выросла на 4% - до 846 млрд тенге ($4,722 млрд). Рост выручки связан с увеличением цены поставок на внутренний рынок на 20% и более высокой ценой реализации на экспорт в результате увеличения курса тенге к доллару на 18%, что было частично нивелировано снижением объемов поставок на экспорт.
Значение коэффициента автономии (Ка) анализируемого предприятии много меньше нормального значения (0,5). Это показывает, что обязательства предприятия не могут быть покрыты его собственными средствами. Коэффициента автономии за 2015 г. составил -0,04967, что свидетельствует об уменьшении финансовой независимости предприятия, увеличения риска финансовых затруднений в будущие периоды. Сокращение коэффициента автономии показывает уменьшение собственных средств (капитала) в общем объеме ресурсов. У данного предприятия велика зависимость от внешних источников, и оно имеет недостаток собственных оборотных средств, необходимых для осуществления финансово-хозяйственной деятельности.
Этот показатель необходимо рассматривать в увязке с коэффициентом обеспеченности собственными средствами (Ко). Он составляет на 2013 г. 0,00993, на 2015 г. показатель немного увеличился до 0,10927, на 2015 г. значение отрицательное -0,07947. Так как показатель отрицателен и не удовлетворяет нормативному значению (его минимальное значение 0,1 или 10%, рациональной считается величина 0,5 или 50%), то это значит, что организация зависит от заемных источников средств при формировании своих оборотных активов. Предприятие не располагало собственными средствами, для покрытия всей потребности в оборотных активах и широко использовала для этих целей кредиторскую задолженность. Это привело к дестабилизации работы и оказало отрицательное влияние на количественное значение показателя коэффициента обеспеченности собственными средствами, который к концу года находился на уровне (-0,024).
Таким образом, анализ коэффициентов и оценка динамики их изменений позволяет сделать следующие выводы: предприятие зависит от внешних инвесторов, неспособно поддерживать уровень собственного оборотного капитала и пополнять оборотные средства за счет собственных источников. Предприятие финансово неустойчиво.
Анализ платежеспособности показал следующие результаты: все три показателя платежеспособности (коэффициент абсолютной ликвидности, коэффициент ликвидности, коэффициент покрытия) меньше показателей среднеотраслевых (Кал ? 0,2-0,25; Кл ? 0,8-1,0; Кп ? 2-2,5). Это говорит о том, что анализируемое предприятие не способно погасить краткосрочную задолженность ни в ближайший момент, ни при условии своевременного расчета с дебиторами, ни при условии продажи прочих материальных оборотных средств. Таким образом, анализ платежеспособности позволяет сделать вывод о том, что предприятие неплатежеспособно.
Таблица 6 - Анализ платежеспособности
|
Показатель |
Формула расчета |
На2012 г. |
На2013 г. |
На2015 г. |
Отклонение |
||
|
±, тыс. руб. |
% |
||||||
|
1.Коэффициент абсолютной ликвидности (Кал) |
d /(Kt + Rp) |
0,03 |
0,06 |
0,001 |
-0,029 |
- |
|
|
2.Коэффициент ликвидности (Кл) |
(d + r) /(Kt + Rp) |
0,18 |
0,48 |
0,77 |
0,59 |
327,8 |
|
|
3.Коэффициент покрытия (Кп) |
(d + r + z) / (Kt + Rp) |
1,00 |
1,01 |
0,99 |
-0,01 |
- |
Анализ деловой активности и рентабельности (см. таблица 2.4.) показал следующие результаты:
- Коэффициент оборачиваемости активов (Коб.ак.) на конец периода был равен 9,33, что показывает хорошие результаты. Хотя по сравнению с 2012 г. этот показатель уменьшился на 13,67, динамика показателя все же благоприятна. Т.е. предприятие эффективно использует все имеющиеся ресурсы.
- Коэффициент оборачиваемости собственного капитала (Коб.с.к.) очень высок и за анализируемый период он увеличивался (363,4 %). Это говорит о том, что оборачиваемость собственного капитала высока. Происходит это по причине того, что предприятие не имеет заемного капитала и рассчитывает лишь на свои силы.
- Высокое значение коэффициента оборачиваемости основных средств (Коб.о.ф.) (в 2015 г. - 5,23) и его увеличение (на 37,6 %) говорит о том, что предприятие эффективно использует основные средства. У данного предприятия нет собственных основных средств. Все средства взяты у «Юг Руси» -- российская агропромышленная группа. В связи с этим при расчете коэффициента используем арендованные основные средства.
- Коэффициент оборачиваемости запасов и затрат (Коб.зз) достаточно высок (в 2015 г. - 33,9 или 11 дней) и увеличился на 48 %, что свидетельствует об увеличении деловой активности.
- Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности высоко (161,7 в 2012 г.), но наблюдается его снижение (на 149,8) за анализируемый период, что говорит о росте числа неплатежеспособных клиентов и других проблемах сбыта, но может быть связан и с переходом компании к более мягкой политике взаимоотношений с клиентами, направленной на расширение доли рынка. Несмотря на это, дебиторская задолженность возвращается в течение 1 месяца (30,7 дней), что говорит об эффективной политике управления дебиторской задолженность.
- Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности за анализируемый период уменьшился на 13,75 (23 дня), что показывает увеличение использования внешних источников (кредиторская задолженность) для финансирования потребностей в оборотном капитале.
Расчеты основных показателей деловой активности на анализируемом предприятии показывают, что в 2015 г. по сравнению с 2012 г., предприятие эффективно использует все имеющиеся ресурсы, в основном основные средства. Несмотря на ухудшение показателей дебиторской задолженности, политика управления ею эффективна. Ухудшилось состояние кредиторской задолженности. Т.е. все эти изменения говорят о повышении деловой активности предприятия за анализируемый период.
Анализ рентабельности показал увеличение рентабельности активов на 10 %, что свидетельствует об увеличении эффективности деятельности предприятия. Но малая величина данного показателя (0,66 в 2015 г.) говорит о небольшой способности активов предприятия порождать прибыль. Также увеличилась рентабельность продаж на 18,7 %, свидетельствует о повышении спроса на услуги. Рентабельность собственного капитала уменьшилась 67,5 (за 2012 - 2015 гг.). Это говорит о неэффективном использовании инвестированных собственником средств.
Таблица 7 - Анализ деловой активности и рентабельности
|
Показатель |
Формула расчета |
На2012 г. |
На2013 г. |
На2015 г. |
Отклонение |
||
|
±, тыс. руб. |
% |
||||||
|
1. Показатели оборачиваемости активов |
Подобные документы
Технико-экономическое обоснование проекта. Годовая производственная программа и потребное количество оборудования. Расчет экономической эффективности проекта и технико-экономических показателей, объема инвестиций, текущих затрат (себестоимости продукции).
курсовая работа [202,7 K], добавлен 15.12.2009Обоснование сроков разработки месторождения природного газа. Расчет капитальных вложений в разработку месторождения, эксплуатационных затрат. Обоснование проекта системы магистрального транспорта газа и диаметра газопровода. Расчет транспортной работы.
курсовая работа [343,9 K], добавлен 14.03.2011Разработка технико-экономических показателей для проекта на разведку месторождения полезного ископаемого. Сведения о месте проведения работ. Обоснование и выбор технических средств, методики работ. Смета на производство геологоразведовательных работ.
курсовая работа [585,7 K], добавлен 02.09.2013Сущность инвестирования в объект недвижимости. Анализ динамики основных технико-экономических показателей деятельности предприятия. Формирование основных положений инвестиционного проекта. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 19.11.2014Маркетинговое исследование рынка фена в Республике Беларусь. Определение технико-экономических показателей работы предприятия (цеха). Расчет капитальных вложений (инвестиций) в основные производственные фонды. Технико-экономические показатели проекта.
курсовая работа [259,3 K], добавлен 13.04.2012История создания, стратегия компании ОАО "Сургутнефтегаз". Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура. Расчет себестоимости добычи газа. Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения.
курсовая работа [127,8 K], добавлен 12.12.2012Характеристика экономических показателей реализации бизнес-проекта предприятия по производству макаронных изделий. Капитал предприятия и источники его формирования. Анализ структуры и динамики основных фондов. Расчет безубыточности и окупаемости проекта.
курсовая работа [163,4 K], добавлен 18.08.2013Расчет производственной мощности объекта, капитальных вложений, показателей по труду и заработной плате, расходов на содержание и эксплуатацию оборудования и цеховых расходов, себестоимости продукции. Обоснование экономической эффективности проекта.
курсовая работа [106,8 K], добавлен 15.05.2009Расчет экономических показателей инвестиционного проекта организации производства по выпуску деталей. Оценка налога на имущество. Структура погашения кредита. Показатели по движению денежных потоков. Финансовый профиль проекта, точка безубыточности.
курсовая работа [94,0 K], добавлен 17.12.2014Технико-экономическое обоснование, анализ и расчет показателей создаваемого инвестиционного проекта: оценка затрат и эффективности с учетом факторов риска и неопределенности; определение срока окупаемости. Отличие ТЭО от инвестиционного меморандума.
реферат [35,2 K], добавлен 27.11.2010Бизнес-планирование как способ разработки технико-экономического обоснования инвестиционного проекта. Экономическая характеристика опыта функционирующего аналогичного предприятия для создания нового. Расчет основных экономических показателей бизнес-плана.
дипломная работа [132,4 K], добавлен 15.03.2014Технико-экономическое обоснование проекта предприятия: определение стоимости основных производственных фондов, вычисление будущих издержек производства, определение оптовой отпускной цены продукции и чистой прибыли, расчет показателей рентабельности.
курсовая работа [47,9 K], добавлен 13.06.2009Принципы оценки эффективности инвестиционного проекта строительства. Расчет чистого денежного потока, показателей экономической эффективности проекта и отклонений базового и дополнительного варианта. Принципы обоснования инвестиционных решений.
курсовая работа [56,2 K], добавлен 16.01.2011Анализ форм собственности предприятия. Выбор организационно-правовой формы, вида деятельности и вида продукции. Обоснование организационной и производственной структуры предприятия. Расчет технико-экономических показателей машиностроения предприятия.
курсовая работа [53,5 K], добавлен 23.12.2011Технико-экономическое обоснование внедрения проекта автоматизации процесса газоотчистки. Расчёт капитальных вложений в разработку, расходов на ремонтные работы и на использование электроэнергии. Оценка улучшения показателей, срок окупаемости проекта.
курсовая работа [43,7 K], добавлен 02.02.2012Стадии осуществления инвестиционного проекта. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) как основной документ, на основании которого принимаются решения об осуществлении проекта и выделении инвестиций. Структура раздела финансово-экономической оценки ТЭО.
курсовая работа [42,0 K], добавлен 25.03.2011Разделы технико-экономического обоснования проекта, содержание и принципы данного процесса, анализ полученных данных. Механизм и основные этапы расчета соответствующих показателей деятельности предприятия, их нормирование и значение, управление.
курсовая работа [295,8 K], добавлен 08.05.2016Расчет финансовых показателей и эффективности инвестиций для базового варианта проекта. График баланса наличности в отчете "кэш-фло". Анализ безубыточности проекта и оценка его запаса финансовой прочности. График анализа чувствительности проекта по NVP.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 28.09.2013Определение производственной мощности. Расчет капитальных вложений. Оценка показателей по труду и заработной плате. Расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования и общепроизводственных расходов. Обоснование экономической эффективности проекта.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 12.04.2019Определение капитальных вложений в буровые скважины на Милорском месторождении. Расчет эксплуатационных затрат, показателей экономической эффективности внедрения проекта. Чувствительность проекта к риску с учетом факторов, влияющих на итоговые показатели.
курсовая работа [121,9 K], добавлен 09.02.2013
