Экономическое обоснование инновационной деятельности НГДУ Правдинскнефть

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Значение нефтяной промышленности в России сложно переоценить. Нефтяной сектор России - это мощный и конкурентоспособный комплекс, полностью обеспечивающий современные потребности страны в топливе и других нефтепродуктах. Доходная часть консолидированного бюджета более чем на 20 % формируется из налоговых платежей нефтяных компаний, а доходы от экспорта нефти и нефтепродуктов являются одним из наиболее существенных источников притока иностранной валюты в Россию (порядка 40%).

Роль топливно-энергетического комплекса в экономике страны очень велика. Известно, что основную часть валютных поступлений в бюджет обеспечивает топливно-энергетический комплекс. Однако в настоящее время отрасли ТЭК преодолевают большие трудности. Отсутствие государственной поддержки, большие налоги, неплатежи заставляют пересматривать экономические, производственно-экономические отношения, изыскивать внутренние возможности, искать новые решения, внедрять новые технологии разработки месторождений, а также экономические разработки. На этом этапе находятся большинство нефтедобывающих предприятий Западной Сибири, в том числе и Управление добычи нефти и газа ОАО «Юганскнефтегаз».

Независимые эксперты считают, что Западная Сибирь располагает остаточными запасами более 150 миллиардов баррелей (более 20 миллиардов тонн), и уровень добычи может быть в три раза больше, чем сейчас. Но ситуация осложнена плохими пластовыми условиями на уже разрабатываемых месторождениях и тем, что Западно-Сибирские месторождения обычно состоят из большего числа нефтеносных пластов, чем месторождения в других регионах, что осложняет добычу.

Актуальной проблемой в настоящее время, стоящей перед нефтяными компаниями, в том числе перед ОАО «Юганскнефтегаз», является сокращение бездействующего, контрольного фонда и скважин находящихся в консервации а также увеличение добычи нефти из скважин находящихся в капитальном ремонте. Основным критерием вывода скважин в консервацию являлась степень рентабельности добычи нефти со скважин эксплуатационного фонда.

Значительная часть простаивающих скважин может быть восстановлена и введена в эксплуатацию путём зарезки и бурения второго ствола. Этот метод позволяет пополнять действующий фонд скважин, улучшать состояние разработки залежей за счет восполнения сетки разработки путём перевода скважин из верхних горизонтов, повышать текущую нефтеотдачу, сокращать сроки извлечения остаточных запасов нефти.

Также оптимальным методом, позволяющим вовлекать в разработку низко проницаемые, слабо дренируемые пласты и пропластки является гидроразрыв. Кроме того, применение ГРП позволяет вводить в разработку залежи с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в промышленные.

Целью данной курсовой работы является экономическое обоснование эффективности от проведения гидроразрыва пласта, ознакомление с методами анализа экономической деятельности предприятия.

1. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Правдинскнефть»

1.1 Организационно-производственная характеристика предприятия

Производственное объединение «Юганскнефтегаз» было образованно в 1977 году для повышения эффективности добычи нефти на месторождениях Среднего Приобья. До 1991 года производственное объединение «Юганскнефтегаз» входило в состав «Главтюменьнефтегаз». В связи с упразднением последнего, производственное объединение получило статус самостоятельного государственного предприятия. Преобразование из государственного производственного объединения «Юганскнефтегаз» в акционерное общество открытого типа произошло в июле 1993 года в соответствии с планом приватизации. ОАО «Юганскнефтегаз» является дочерним обществом нефтяной компании «ЮКОС». Основная деятельность компании: разведка, добыча, переработка и сбыт нефти и газа.

Необходимым условием эффективной деятельности предприятия является рациональное построение организационной, производственной и управленческой структуры.

Для успешного ведения производства необходимо определить исходя из особенностей производства наиболее эффективную структуру предприятия.

Производственная структура характеризует разделение труда между подразделениями предприятия и их кооперацию. Она оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели производства, на структуру управления предприятием, организацию оперативного и бухгалтерского учета. По мере совершенствования техники и технологии производства, управления, организации производства и труда совершенствуется и производственная структура.

Совершенствование производственной структуры создает условия для интенсификации производства, эффективного использования трудовых, материальных и финансовых ресурсов, повышения качества продукции.

Производственная структура НГДУ «Правдинскнефть» включает в себя участки, цеха и службы, формы их взаимосвязи в процессе производства продукции. В отличие от производственной структуры, общая структура предприятия включает в себя такие различные хозяйства, связанные с культурно-бытовым обслуживанием работников предприятия.

В состав основного производства НГДУ входят:

1.Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС), которая выполняет функцию оперативного управления добычей нефти и газа, обеспечивает выполнение производственных планов добычи нефти и газа с соблюдением установленной технологии. ЦИТС подчиняется главному инженеру. Оперативные распоряжения ЦИТС обязательны для всех производственных подразделений НГДУ.

2. Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ), основной задачей которых является обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений в соответствии с технологическим проектом разработки, выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа, при соблюдении утвержденных технологических режимов работы скважин и других производственных объектов.

3. Цеха поддержания пластового давления (ЦППД), основной деятельностью которых является, обеспечение выполнения плановых заданий по закачке воды в пласт с соблюдением технологических режимов работы объектов, обеспечивает работу нагнетательных скважин, проводят текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нагнетательных скважин.

4. Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН ), /он же центральный пункт сбора (ЦПС)/ выполняет следующие функции: обеспечивает прием, подготовку и перекачку нефти, сдачу ее потребителю. Обеспечивает подготовку и утилизацию пластовой подтоварной воды путем закачки её в систему трубопроводов ППД.

В состав вспомогательного производства входят:

1.Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР), основной задачей которого является: осуществление лабораторного контроля и определение физико-химических свойств в добываемой, подготавливаемой и сдаваемой товарной нефти, проведение комплексных гидродинамических исследований по пластам, контроль за разработкой месторождений НГДУ.

2. Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС) осуществляет профилактическое и ремонтное обслуживание основного производства в планово-предупредительном и оперативном порядке. Свою деятельность ПРС организует в соответствии с текущими и перспективными планами подготовки и обслуживания объектов основного производства, а также оперативными указаниями ЦИТС, при изменении производственной ситуации или возникновении аварийных положений.

3. Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), который осуществляет текущий ремонт и прокат эксплутационного оборудования, ликвидирует аварии и повреждения трубопроводов промыслового сбора и транспорта нефти; обеспечивает кислородом соответствующие структурные подразделения НГДУ.

4.Цех ликвидации последствий аварий нефтепромыслового оборудования (ЦЛПА), который занимается ликвидацией последствий аварий на объектах НГДУ, своевременное и качественное выполнение работ по ремонту трубопроводов, нефтесборных сетей, газопроводов.

5. Цех автоматизации производства (ЦАП), который организует техническое обслуживание и ремонт всех средств автоматики, телемеханизации, контрольно-измерительных приборов и средств связи.

6. Цех материально-технического обслуживания и комплектации оборудования (ЦМТОиКО) занимается организацией комплексного обеспечения производственных объектов и материалами, сырьем, полуфабрикатами, оборудованием, комплектующими изделиями, инструментом и другими материальными ресурсами для выполнения планов производства.

1.2 Анализ динамики технико-экономических показателей НГДУ «Правдинскнефть»

НГДУ “Правдинскнефть ” находится в западной Сибири, в пос. Пойковский Тюменской области. Это управление было организовано в 1968 году, главным образом, для разработки и эксплуатации Правдинского и Восточно-Правдинского месторождения.

Следует отметить, что на данный момент в ведении управления находиться не только это месторождение, но и ряд других, в том числе: Северо-Салымское, Лемпинское и Приразломное. От месторождения Приразломное НГДУ “Правдинскнефть ” находиться в более 80 км. Работа на этом предприятии осуществляется вахтовым методом.

НГДУ “Правдинскнефть” входит в состав АО “Юганскнефтегаз”, которое в свою очередь входит в состав нефтяной компании “ЮКОС”.

В таблице 1.2.1. приведены технико-экономические показатели НГДУ “Правдинскнефть ” за четыре года.

Таблица 1.2.1 Технико-экономические показатели

Показатели	Ед. изм.	1992г	1993г	1994г	1995г
1. Добыча нефти,всего	т.тн	5314,111	4970,382	4876,644	5318,772
2. Добыча нефти собст.	т.тн	5101,7	4549,854	4302	4679
3. Добыча нефти товар.	т.тн	5050,08	4510,228	4258,406	4656,345
4. Оъём реализации	т.р.	10282122	76897611	167589610	761472185
5. Сдача нефти всего	т.тн	5054,9	4503,077	4262,18	4640,327
6. Добыча попутного газа	млн.м3	311,12	271,84	254,08	253,88
7. Газ товарный	млн.м3	236,72	202,607	198,31	189,73
8. Поставка газа СУТГиЖУ	млн.м3	201,3	164,4	158,2	164,2
9. Ввод нефтяных скважин	скв.	297	261	260	225
10. Ввод нагнетательных скв.	скв.	28	37	32	37
11. Закачка воды в пласт	т.м3	23184	19766,044	17158,514	15874
12. Скважино месяцы числившиеся	скв/мес	19610,6	19096,3	19651,9	20281,5
13. Скважино месяцы отработанные	скв/мес	17980	17281	17281,7	18134
14. Коэффициент эксплуатации	коэф.	0,917	0,905	0,879	0,894
15. Коэффициент использования	коэф.	0,722	0,636	0,588	0,579
16. Среднедействующий фонд скв.	скв.	1608	1570	1615	1667
17. Удельный расход численности
ППП на 1 скв.	чел/скв.	1,46	1,655	1,411	1,488
18. Валовая продукция	т.р.	11556736	100300421	264340147	982546167
19. Выработка валовой продукции
на 1 раб. ППП	т.руб/чел	2696	4167	115989534	396188
20. Численность НГДУ, всего
в т.ч. ППП	чел.	2347	2599	3243	4651
22. Себестоимость товарной прод.	т.руб.	13599336	97099781	252060606	858834973
23. Себестоимость 1 т.нефти	руб	2550,36	20567,11	56289,41	177840
24. Себестоимость добычи 1000м3 газа.	руб	2484,54	21407,97	6232313	162075

Проанализируем технико-экономические показатели НГДУ «Правдинскнефть», рассчитав цепные и базисные показатели: темп роста и темп прироста, используя следующие формулы:

Цепные показатели:

цепной темп роста

;

цепной темп прироста

;

где: П_i - показатель i-го года;

П_i-1 - показатель предыдущего года.

Базисные показатели:

базисный темп роста

;

базисный темп прироста

;

где: П_б - показатель базисного года.

Результаты расчета в таблицах 1.2.2 и 1.2.3.

Таблица 1.2.2 Цепные показатели, %

Показатели	1993	1994	1995
	Троста	Тприрост	Троста	Тприрост	Троста	Тприроста
	цепной	цепной	цепной	цепной	цепной	цепн
1. Добыча нефти,всего	93,5	-6,5	98,1	-1,9	109,1	9,1
2. Добыча нефти собст.	89,2	-10,8	94,6	-5,4	108,8	8,8
3. Добыча нефти товар.	89,3	-10,7	94,4	-5,6	109,3	9,3
4. Оъём реализации	747,9	647,9	217,9	117,9	454,4	354,4
5. Сдача нефти всего	89,1	-10,9	94,7	-5,3	108,9	8,9
6. Добыча попутного газа	87,4	-12,6	93,5	-6,5	99,9	-0,1
7. Газ товарный	85,6	-14,4	97,9	-2,1	95,7	-4,3
8. Поставка газа СУТГиЖУ	81,7	-18,3	96,2	-3,8	103,8	3,8
9. Ввод нефтяных скважин	87,9	-12,1	99,6	-0,4	86,5	-13,5
10. Ввод нагнетательных скв.	132,1	32,1	86,5	-13,5	115,6	15,6
11. Закачка воды в пласт	85,3	-14,7	86,8	-13,2	92,5	-7,5
12. Скважино месяцы числившиеся	97,4	-2,6	102,9	2,9	103,2	3,2
13. Скважино месяцы отработанные	96,1	-3,9	100,0	0,0	104,9	4,9
14. Коэффициент эксплуатации	98,7	-1,3	97,1	-2,9	101,7	1,7
15. Коэффициент использования	88,1	-11,9	92,5	-7,5	98,5	-1,5
16. Среднедействующий фонд скв.	97,6	-2,4	102,9	2,9	103,2	3,2
17. Удельный расход численности
ППП на 1 скв.	113,4	13,4	85,3	-14,7	105,5	5,5
18. Валовая продукция	867,9	767,9	263,5	163,5	371,7	271,7
19. Выработка валовой продукции
на 1 раб. ППП	154,6	54,6	2783526	2783426,1	0,3	-99,7
20. Численность НГДУ, всего
в т.ч. ППП	110,7	10,7	124,8	24,8	143,4	43,4
22. Себестоимость товарной прод.	714,0	614,0	259,6	159,6	340,7	240,7
23. Себестоимость 1 т.нефти	806,4	706,4	273,7	173,7	315,9	215,9
24. Себестоимость добычи 1000м3 газа.	861,6	761,6	29112,	29012,1	2,6	-97,4

На рисунке 1.2.1 и 1.2.2 изображена динамика цепных и базисных темпов роста.

Рисунок 1.2.1 Динамика цепных темпов роста

Таблица 1.2.3 Базисные показатели, %

Показатели	1993	1994	1995
	Тр	Тприрост	Тр	Тприрост	Т роста	Тприроста
	базисн	базисн	базисн	базисн	базисн	базисн
1. Добыча нефти,всего	93,5	-6,5	91,8	-8,2	100,1	0,1
2. Добыча нефти собст.	89,2	-10,8	84,3	-15,7	91,7	-8,3
3. Добыча нефти товар.	89,3	-10,7	84,3	-15,7	92,2	-7,8
4. Оъём реализации	747,9	647,9	1629,9	1529,9	7405,8	7305,8
5. Сдача нефти всего	89,1	-10,9	84,3	-15,7	91,8	-8,2
6. Добыча попутного газа	87,4	-12,6	81,7	-18,3	81,6	-18,4
7. Газ товарный	85,6	-14,4	83,8	-16,2	80,1	-19,9
8. Поставка газа СУТГиЖУ	81,7	-18,3	78,6	-21,4	81,6	-18,4
9. Ввод нефтяных скважин	87,9	-12,1	87,5	-12,5	75,8	-24,2
10. Ввод нагнетательных скв.	132,1	32,1	114,3	14,3	132,1	32,1
11. Закачка воды в пласт	85,3	-14,7	74,0	-26,0	68,5	-31,5
12. Скважино месяцы числившиеся	97,4	-2,6	100,2	0,2	103,4	3,4
13. Скважино месяцы отработанные	96,1	-3,9	96,1	-3,9	100,9	0,9
14. Коэффициент эксплуатации	98,7	-1,3	95,9	-4,1	97,5	-2,5
15. Коэффициент использования	88,1	-11,9	81,4	-18,6	80,2	-19,8
16. Среднедействующий фонд скв.	97,6	-2,4	100,4	0,4	103,7	3,7
17. Удельный расход численности
ППП на 1 скв.	113,4	13,4	96,6	-3,4	101,9	1,9
18. Валовая продукция	867,9	767,9	2287,3	2187,3	8501,9	8401,9
19. Выработка валовой продукции
на 1 раб. ППП	154,6	54,6	4302282	4302182,4	14695,4	14595,4
20. Численность НГДУ, всего
в т.ч. ППП	110,7	10,7	138,2	38,2	198,2	98,2
22. Себестоимость товарной прод.	714,0	614,0	1853,5	1753,5	6315,3	6215,3
23. Себестоимость 1 т.нефти	806,4	706,4	2207,1	2107,1	6973,1	6873,1
24. Себестоимость добычи 1000м3 газа.	861,6	761,6	250843	250743,7	6523,3	6423,3

Рисунок 1.2.2 Динамика базисных темпов роста

Проанализировав динамику ТЭП можно сделать следующие выводы:

Добыча нефти и газа

В 1993 году наблюдалось снижение темпов роста цепных (93,5% и 87,4%), темпы прироста цепные составили -6,5% и -12,6%. В 1994 году наблюдалось увеличение темпов роста цепных (98,1% и 93,5%), темпы прироста цепные составили -1,9% и 6,5%. В 1995 году темпы роста цепные были следующие: 109,1 % и 99,9%, темпы прироста составили 9,1% и -0,1%.

В 1993 году наблюдалось снижение темпов роста базисных (93,5% и 87,4%), темпы прироста базисные составили -3,9% и -4,5%. В 1994 году темпы роста базисные составили (91,8% и 81,7), темпы прироста: -8,2% и -18,2%. Темпы роста базисные в 1995 году составили 100,1% и 81,6% , темпы прироста: 0,1% и -18,4 %.

Рост показателей был вызван бурением новых скважин, увеличением дебита скважин в результате проводимых мероприятий НТП. Снижение показателей вызвано уменьшением фонда добывающих скважин, в основном из-за перевода части скважин под нагнететельные, пьезометрические, а также вследствие большого количества осложнений и аварий на скважинах, что явилось поводом перевода их в бездействующий фонд.

Среднесписочная численность:

По всем годам наблюдалось увеличение темпов роста цепных (1993г.: 110,7%; 1994г.: 124,8%; 1995г.: 143,4%) и базисных (1993г.: 110,7%; 1994г.: 138,2%; 1995г.: 198,2%).

Увеличение численности вызвано освоением (разбуриванием и разработкой) новых областей Приобского (правого берега) и Приразломных месторождений.

Себестоимость.

В 1993 году произошло увеличение темпов роста цепных (806,4%), темпы прироста цепные составили 706,4%. В 1994 и 1995 годах наблюдалось снижение темпов роста цепных (273,7% и 315,9% соответственно), темпы прироста цепные составили в 1994г: 173,7% и в 1995г: 215,9%).

В 1993 году наблюдалось увеличение темпов роста базисных (806,4%), темпы прироста составили 706,4%. В 1994 и 1995 годах также продолжалось увеличение темпов роста базисных (2207,1% и 6973,1%). Темпы прироста базисные составили в 1994г: 2107,1%; в 1995г: 6873,1%.

Увеличение себестоимости связано с увеличением затрат на добычу и реализацию нефти, а также с увеличением численности персонала.

2. Анализ технического развития нефтегазодобывающего производства

Основные направления инновационной деятельности предприятия нефтегазодобывающей промышленности.

Научно-технический прогресс представляет собой непрерывное развитие техники, технологических процессов, научных разработок. Мероприятия НТП на предприятиях нефтяной и газовой промышленности направлены на увеличение нефтеотдачи пластов, максимальное извлечение углеводородного сырья и повышение продолжительности сроков службы нефтепромыслового оборудования. Это достигается за счет совершенствования методов вскрытия нефтяных пластов, улучшения проницаемости в призабойной зоне пласта (ПЗП) гидроразрывом, гидропескоструйной перфорацией, обработок призабойных зон поверхностно-активными веществами, широкого применения методов поддержания пластовых давлений, внедрения эксплуатации скважин бескомпрессорным газлифтом, автоматизации и телемеханизации производственных процессов, механизации спуско-подъемных операций, снижением воздействия коррозии на скважинном оборудовании, а также на оборудовании по подготовке и транспортировки углеводородного сырья.

Основные направления НТП в нефтяной и газовой промышленности:

Активизация выработки запасов нефти за счет забуривания горизонтальных стволов;

Повышение эффективного использования разведанных запасов за счет:

тепловых методов воздействия на пласт;

физико-химических методов;

Повышение среднего дебита на новых скважинах:

улучшение первичного и вторичного вскрытия скважинами продуктивных пластов;

бурение горизонтальных скважин;

проведение гидроразрыва пласта;

Повышение среднего дебита по переходящему фонду скважин:

совершенствование системы регулирования выработки пласта, снижение темпа обводненности;

повышение надежности оборудования, увеличение межремонтного периода;

оптимизация режима работы системы «скважина - пласт»;

системная работа с ПЗП;

совершенствование работ по текущему и кап. ремонту скважин (качество и сроки выполнения работ);

воздействия на пласт газом высокого давления;

Оптимизация плотности сетки скважин;

Полное использование ресурсов жидких углеводородов;

Энерго и ресурсосбережение (в том числе нефтесбережение);

Освоение трудноизвлекаемых запасов.

Мероприятия НТП по воздействию на призабойную зону пласта условно подразделяются на химические, механические и теплофизические. Часто для получения большого эффекта эти методы применяют последовательно или в различных сочетаниях.

К химическим методам относится обработка забоя скважин различными видами кислот, которые, вступая в реакцию с некоторыми видами горных пород, очищают и расширяют их поровые каналы. Эффективность кислотной обработки зависит от концентрации кислоты, ее объема, давления нагнетания, температуры на забое и других факторов. Поэтому часто применяют термокислотную обработку призабойной зоны. С целью предотвращения нежелательных явлений коррозии, отложений парафинов и смол, снижения вязкости нефти в пласт закачивают поверхностно-активные вещества (ингибиторы коррозии, растворитли и др.), которые снижают действие коррозии на нефтепромысловое оборудование, снижают силы когезии парафина, который затем вымывается потоком флюида.

Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости посредством гидравлического разрыва пласта и импульсно-ударного воздействия. В эту же группу входят все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложением парафина и солей, в результате которой уменьшается забойное давление и увеличивается депрессия на пласт, а следовательно производительность скважин. Все виды взрывной перфорации (пулевая, кумулятивная, торпедная), а также гидропескоструйная перфорация также относятся отнесены к механическим методам воздействия. В результате дополнительной перфорации увеличивается степень вскрытия пласта и улучшается характер вскрытия за счет увеличения плотности перфорации, а также глубины и диаметра перфорационных каналов.

К теплофизическим методам воздействия на призабойную зону относятся циклический и стационарный электропрогрев, термоакустические и электромагнитные обработки, циклическое паротепловое воздействие.

Очень важно сохранить ПЗП в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт.

Для снижения фильтрационных сопротивлений и увеличения проницаемости ПЗП в НГДУ «Правдинскнефть» проводят следующие методы по увеличению нефтеотдачи (МУН) пласта: закачка соляной или плавиковой кислоты в пласт, закачка поверхностно-активных веществ и растворителей (газовый бензин, гексановая фракция, нефрас и др.), механические методы воздействия (ГРП, гидропескоструйная перфорация, виброобработка пласта и др.), теплофизическая обработка пласта, выравнивание профиля приемистости закачкой СПС (сшитый полимерный состав), применение потокоотклоняющих технологий.

3. Обоснование экономической эффективности инноваций

3.1 Анализ влияния проведения гидроразрыва пласта на технико-экономические показатели предприятия

Анализ влияния проведения гидроразрыва пласта на ТЭП предприятия сводится к расчету приростных данных: дополнительная добыча, выручка от реализации, фондоотдача, производительность труда, прибыль.

Дополнительная добыча нефти:

?Q=?q•n•t

где n - число скважин охваченных инновацией;

?q - прирост дебита скважин за счёт проведения инноваций;

t - время продолжительности технологического эффекта.

ДQ = 7551 (тыс.т.)

Выручка от реализации:

?ВР = ДQ • Ц

где ?Q - дополнительная добыча нефти.

Ц - цена реализации (без НДС и акциза)

?ВР = 1887,75 (млн.руб.)

Производительность труда:

где Ч₁ - численность промышленно-производственного персонала до инновации;

?Ч - сокращение численности в результате инновации.

(тыс.т./чел).

Прибыль:

?П=(?Ф_зп+?О_есн)(Q_р/Q_т)

где Ф_зп - фонд оплаты труда,

О_есн - единый социальный налог.

?П = 857,04 (млн.руб).

1. Фондоотдача:

,

где С _сг - среднегодовая стоимость;

?Q - дополнительная добыча нефти.

(т/руб).

Результаты расчётов внесём в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Влияние ГРП на технико-экономические показатели НГДУ «Правдинскнефть»

Влияние проведения ОПЗ пласта на основные ТЭП НГДУ «Правдинскнефть»
№	Показатели	Ед. изм.	Изменение
			абсолют.	относит., %
1	Дополнительная добыча нефти, ?Q	т.т.	7551	17,8
2	Выручка от реализации, ?ВР	тыс. руб.	1887,75	18,8
3	Производительность труда, ДПт	т/чел	5,72	55,5
4	Прибыль от реализации, ДП	млн. руб.	857,04	17,8
5	Фондоотдача, Фо	т./тыс. руб.	0,473	15,85

нефтегазодобывающий производство инновация гидроразрыв

Проанализировав влияние ГРП на ТЭП предприятия можно с уверенностью утверждать, что проведение гидроразрыва пласта на Приразломном месторождении целесообразно. Т.к. дополнительная добыча нефти увеличивается на 17,8%, выручка от реализации на 18,8%, производительность труда на 55,5%, прибыль от реализации на 17,8%, фондоотдача на 15,85%.

3.2 Экономическое обоснование эффективности проведения гидроразрыва пласта

Обоснование экономической эффективности гидроразрыва пласта производится на основе сравнения с базовым вариантом (ситуация без проведения ГРП). Основными экономическими показателями определяющими целесообразность применения ГРП являются:

- прирост потока денежной наличности (ПДН)

- прирост чистой текущей стоимости (ЧТС)

- срок окупаемости инвестиций (Ток)

- коэффициент отдачи капитала (КОК)

- внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР)

За 1993 год НГДУ «Правдинскнефть» было проведено 32 гидроразрыва пластов. Стоимость проведения одного мероприятия ГРП составила 750 т. р. Цена одной тонны нефти в 1993 г. составляла 250 руб. Условно-переменные затраты составляли 57,35 руб.

На Приразломном месторождении дополнительная добыча нефти за счет ГРП наблюдается в течении 3 лет:

1993 г: ?q ₁= 50 т/сут; 1994 г: ?q ₂= 36 т/сут; 1995 г: ?q ₃= 29 т/сут.

Прирост потока денежной наличности находится по формуле:

ДПДН_t = ДВ_t - ДИ_t - К_t - ДН_t, (1)

где: ДВ_t - прирост выручки от реализации дополнительной продукции, полученной в результате ГРП в t-м году,

ДИ_t - прирост текущих затрат,

К_t - капитальные затраты на проведение ГРП в t-м году,

ДН_t - прирост налоговых выплат в t-м году.

Определяем дополнительную добычу по формуле:

?Q = n · ?q · Т_р

где: n - число скважин;

?q - прирост дебита нефти на 1 скважину в сутки;

Т_р - время работы.

?Q₁ = 32 · 50 · 365 = 586709,76 (т),

?Q₂ = 32 · 36 · 365 = 419078,4 (т),

?Q₃ = 32 · 29 · 365 =335262,72 (т).

Определяем прирост выручки по формуле:

ДВ_t = ДQ_t Ц_t

где: Ц_t - средняя цена реализации предприятия нефти без акциза и НДС;

?Q - дополнительная добыча,

?В₁= 586709,76 · 250 = 146677440 (руб),

?В₂ = 419078,4 · 250 = 104769600 (руб),

?В₃ = 335262,72 · 250 = 83815680 (руб).

Дополнительные текущие затраты по данному мероприятию рассчитываем по формуле:

? И _t = И_дt + И _мt

где И_дt - текущие затраты на дополнительную добычу,

И _мt - текущие затраты на ГРП.

И_дt = ДQ_t У_пер

где ДQ_t - дополнительное извлечение нефти,

У_пер - удельные условно-переменные затраты.

И_{дt 1} = 586709,76 · 57,35 = 33647804,74 (руб),

И_{дt 2} = 419078,4 · 57,35 = 24034146,24 (руб),

И_{дt 3} = 335262,72 · 57,35 = 19227316,99 (руб).

?И₁ = 750000 + 33647804,74 = 34397804,74 (руб),

?И₂ = 750000 + 24034146,24 = 24784146,24 (руб),

?И₃ = 750000 + 19227316,99 = 19977316,99 (руб).

Определяем прирост налога на прибыль по формуле.

ДН_имt=С_остt N_им/100

где: Сост -среднегодовая остаточная стоимость имущества,

N_им - ставка налога на имущество.

?Н_им1. = (146677440 - 34397804,74 ) · 0,35 = 39297872,34 (руб),

?Н_им2. = (104769600 - 24784146,24) · 0,35 = 27994908,82 (руб),

?Н_им3. = (83815680 - 19977316,99) · 0,35 = 22343427,05 (руб).

Определяем поток денежной наличности по формуле (1):

? ПДН₁ = 146677440 - 34397804,74 - 39297872,34 = 72981762,92 (руб),

? ПДН₂ = 104769600 - 24784146,24 - 27994908,82 = 51990544,94 (руб),

? ПДН₃ = 83815680 - 19977316,99 - 22343427,05 = 41494935,96 (руб).

Рассчитаем накопленный ПДН по формуле :

ДНПДН = ?ПДН_t

НПДН₁ = 72981762,92 (руб),

НПДН₂ = 72981762,92 + 51990544,94 = 124972307,9 (руб),

НПДП₃ = 124972307,9 + 41494935,96 = 166467243,8 (руб).

Рассчитаем коэффициент дисконтирования по формуле :

б _t = (1 + E_н) ^tp-t

где Е_н - норма дисконта, Е_н = 0,1(10%).

t_р - расчетный год,

t - текущий год.

б ₁ = (1 + 0,1)^1992-1993 = 0,9091,

б ₂ = (1 + 0,1)^1992-1994 = 0,8264,

б ₃ = (1+ 0,1)^1992-1995 = 0,7513.

Рассчитаем прирост дисконтированный ПДН по формуле:

ДДПДН _t = ДПДН_t · б_t ,

ДПДН₁ = 72981762,92 · 0,9091 = 66347720,67 (руб),

ДПДН₂ = 51990544,94 · 0,8264 = 42964986,34 (руб),

ДПДН₃ = 41494935,96 · 0,7513 = 31175145,38 (руб).

Рассчитываем ДЧТС по формуле:

ДЧТС=У ДДПДН_t

ДЧТС₁ = 66347720,67 (руб),

ДЧТС₂ = 66347720,67 + 42964986,34 = 109312707 (руб),

ДЧТС₃ = 109312707 + 31175145,38 = 140487852,4 (руб).

Рассчитываем коэффициент отдачи капитала по формуле:

_КОК=

где ЧТС_инв - суммарные дисконтированные инвестиции, руб.

руб/руб

Полученные результаты сводим в таблицу 3.2.1

Табл. 3.2.1 Данные по расчету экономической эффективности ГРП

Показатели	Ед. изм	1993г.	1994г.	1995г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	т.	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	34397,8	24784,15	19977,32
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	112279,64	79985,45	63838,36
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	39297,87	27994,91	22343,43
10. ПДН.	Тыс.руб	72981,76	51990,54	41494,94
11. НПДН.	Тыс.руб	72981,76	124972,31	166467,24
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	66347,72	42964,99	31175,15
14. ЧТС.	Тыс.руб	66347,72	109312,71	140487,86

Рис.3.2.1

По результатам расчета графически изображаем динамику накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Динамика НПДН и ЧТС

Из графика видно, что гидроразрыв пласта окупается в 1993 году, т.е. в тот же год, когда и проводится.

3.3 Анализ чувствительности проекта и рисков

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности проекта.

Выбираем интервалы наиболее вероятного изменения каждого фактора, которые оказывают влияние на итоговые показатели (НПДН, ЧТС):

- прирост добычи Q = [-30%; 10% ];

- цена на нефть Цн = [-10%; 10% ];

- налоги Н = [-10%; 10% ];

- текущие затраты И = [-20%; 20% ];

- капитальные затраты К = [-30%; 30% ].

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные значения сводим в таблицы (3.2.2 - 3.2.9).

Таблица 3.2.2 Расчет ЧТС при уменьшении добычи на 30%

Показатели	Ед. изм.	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	410696,8	293354,8	234683,9
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	24303,5	17573,9	14209,1
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	78370,7	55764,8	44461,8
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	27429,7	19517,7	15561,6
10. ПДН.	Тыс.руб	50940,98	36247,13	28900,21
11. НПДН.	Тыс.руб	50940,98	87188,12	116088,32
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	46310,45	29954,63	21712,72
14. ЧТС.	Тыс.руб	46310,45	76265,08	97977,8

Таблица 3.2.3 Расчет ЧТС при увеличении добычи на 10%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	645381	460986	368789
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	37762,58	27187,56	219000,48
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	123582,59	88058,99	70297,19
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	43253,91	30820,65	24604,02
10. ПДН.	Тыс.руб	80328,69	57238,35	45693,18
11. НПДН.	Тыс.руб	80328,69	137567,04	183260,22
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	73026,81	47301,77	34329,29
14. ЧТС.	Тыс.руб	73026,81	120328,58	154657,87

Таблица 3.2.4 Расчет ЧТС при уменьшении цены на нефть на 20%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	34397,8	24784,15	19977,32
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	82944,15	59031,53	47075,23
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	29030,45	20661,04	16476,33
10. ПДН.	Тыс.руб	53913,69	38370,49	30598,9
11. НПДН.	Тыс.руб	53913,69	92284,19	122883,09
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	49012,94	31709,38	22988,95
14. ЧТС.	Тыс.руб	49012,94	80722,32	103711,27

Таблица 3.2.5 Расчет ЧТС при увеличении цены на нефть на 20%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	34397,8	24784,15	19977,32
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	141615,12	100939,37	80601,5
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	49565,29	35328,78	28210,52
10. ПДН.	Тыс.руб	92049,83	65610,59	52390,97
11. НПДН.	Тыс.руб	92049,83	157660,42	210051,39
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	83682,5	54220,59	39361,34
14. ЧТС.	Тыс.руб	83682,5	137903,1	177264,43

Таблица 3.2.6 Расчет ЧТС при уменьшении затрат на 10%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	30958,02	22305,73	17979,59
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	115719,41	82463,87	65836,09
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	40501,79	28862,35	23042,63
10. ПДН.	Тыс.руб	75217,62	53601,51	42793,46
11. НПДН.	Тыс.руб	75217,62	128819,13	171612,6
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	68380,34	44296,29	32150,73
14. ЧТС.	Тыс.руб	68380,34	112676,63	144827,36

Таблица 3.2.7 Расчет ЧТС при увеличении затрат на 10%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	37837,59	27262,56	21975,05
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	108839,85	77507,04	61840,63
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	38093,95	27127,46	21644,22
10. ПДН.	Тыс.руб	70745,91	50379,58	40196,41
11. НПДН.	Тыс.руб	70745,91	121125,48	161321,89
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	64315,1	41633,68	30199,56
14. ЧТС.	Тыс.руб	64315,1	105948,78	136148,35

Таблица 3.2.8 Расчет ЧТС при уменьшении налогов на 20%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	34397,8	24784,15	19977,32
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	112279,64	79985,45	63838,36
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	31438,29	22395,93	17874,74
10. ПДН.	Тыс.руб	80841,34	57589,53	45963,62
11. НПДН.	Тыс.руб	80841,34	138430,86	184394,48
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	73492,86	47591,98	34532,47
14. ЧТС.	Тыс.руб	73492,86	121084,84	155617,31

Таблица 3.2.9 Расчет ЧТС при увеличении налогов на 20%

Показатели	Ед. изм	1998г.	1999г.	2000г.
1. Количество обработанных скважин.	Скв.	32	-	-
2. Прирост добычи.	Тонн	586710	419078	335263
3. Себестоимость 1т нефти.	Тыс.руб	0,137	0,137	0,137
4. Цена 1т нефти.	Тыс.руб	0,250	0,250	0,250
5. Стоимость проведения одного ГРП.	Тыс.руб	750	-	-
6. Общая стоимость ГРП.	Тыс.руб	24000	-	-
7. Текущие затраты.	Тыс.руб	34397,8	24784,15	19977,32
8. Прирост прибыли.	Тыс.руб	112279,64	79985,45	63838,36
9. Налог на прибыль.	Тыс.руб	47157,45	33593,89	26812,11
10. ПДН.	Тыс.руб	65122,19	46391,56	37026,25
11. НПДН.	Тыс.руб	65122,19	111513,75	148540
12. Коэффициент дисконтирования.		0,9091	0,8264	0,7513
13. ДПДН.	Тыс.руб	59202,58	38337,98	27817,82
14. ЧТС.	Тыс.руб	59202,58	97540,57	125358,39

По результатам расчетов строится диаграмма «Паук» (рис.3.2).

рис. 3.2.2 Диаграмма "ПАУК"

Из диаграммы "паук" видно, что изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, значит проект не имеет риска.

Заключение

НГДУ «Правдинскнефть» является одним из самых перспективных НГДУ в составе ОАО «Юганскнефтегаз», причиной тому не только богатейшие месторождения этого региона, но и правильная их разработка. Высокие дебиты и постоянный рост добычи достигается правильным выбором и применением, методов интенсификации добычи. Всегда требуется оптимальный выбор решений из возможных вариантов повышения эффективности производства.

Мероприятия, направленные на увеличения объемов добычи нефти являются важнейшим средством интенсификации процессов нефтедобычи, извлечения остаточной нефти, а также трудноизвлекаемых запасов. Большинство месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» находятся на 3 и 4 стадиях разработки, которые характеризуются падением темпов добычи нефти и увеличением числа обводненных скважин. В данном случае возрастает роль мероприятий НТП, направленных на извлечение нефти из не дренируемых пропластков продуктивных пластов. К ним относятся ГРП, СКО, дострелы, вторые стволы и другие МУН.

Целью ГРП является повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности. Метод ГРП направлен на улучшение гидродинамической сообщаемости системы «пласт-скважина», и как следствие - на увеличение добывных возможностей скважины.

Расчет экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта показал целесообразность проведения данного мероприятия на месторождениях НГДУ «Правдинскнефть». Данное мероприятие приносит прибыль в короткие сроки при условии тщательного предварительного изучения состояния скважин, проводимого в научных лабораториях. Анализ чувствительности проекта свидетельствует о минимальном риске при его внедрении на месторождениях НГДУ «Правдинскнефть».

Список использованных источников

1. В.Н. Василевский, А.И.Петров. Исследование нефтяных пластов и скважин. Москва «Недра» - 1973.

2. Егоров В.Е., Золотникова Л.Г., Победоносцева Н.И. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1980.

3. Желтов Ю.В. Разработка и эксплуатация нефтегазового месторождения . - М. : Недра , 1979 г.

4. Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методические указания по выполнению курсовой работы по курсу “Основы экономической деятельности предприятия” для студентов специальности 0906 - “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” - Тюмень 2003г.

5. Отчет о работе планово - экономического отдела НГДУ «Правдинскнефть» за 1995 год.

6. Проект разработки Приразломного месторождения.

Размещено на Allbest.ru