Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Организационная часть

1.1 Краткая характеристика предприятия

1.2 Организационная схема предприятия. Функции служб и отделов.

1.3 Анализ динамики технико-экономических показателей предприятия

2. Обоснование экономической эффективности инновационного мероприятия

2.1 Сущность предлагаемого технического решения и его значимость

2.2 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели предприятия

2.3 Расчет динамических показателей эффективности предлагаемого технического решения

2.4 Анализ чувствительности инновационного мероприятия к риску

Заключение

Список литературы

Введение

Работа штанговых глубинных насосов на больших расстояниях затруднена и эксплуатация скважин ими малоэффективна. С увеличением глубины спуска насосов увеличиваются нагрузки, случаются неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка наземного оборудования.

Для эксплуатации глубоких скважин с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют бесштанговые погружные насосные установки.

К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:

а) электровинтовые;

б) гидропоршневые - 1%;

в) диафрагменные - 1 - 2 %;

г) электроцентробежные.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.

Преимущества:

Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками. Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин.

Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.

Недостатки:

К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации.

На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.

Цель данной курсовой работы - Расчет экономической эффективности работы скважины оборудованной УЕЦН.

Задачи курсовой работы:

- дать краткую характеристику ЦДНГ-7, рассмотреть его организационную структуру;

- предоставить экономическое обоснование применения УЭЦН на скважинах Мамонтовского месторождения, рассчитав показатели эффективности предлагаемого технического решения и т.д.

- научиться самостоятельно рассчитывать все выше перечисленное, самостоятельно работать с методической и технической литературой. Научиться делать выводы, получить теоретические знания и практические навыки при подготовке курсовой работы.

экономический электроцентробежный насос скважина

1. Организационная часть

1.1 Краткая характеристика ЦДНГ - 7

Основной целью деятельности данного цеха является выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа в соответствии с заданной технологией. Исходя из основной цели деятельности, цех по добыче нефти и газа выполняет следующие задачи:

· обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений, залежей или их частей в соответствии с технологическим проектом разработки.

· выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа (суточного, месячного, годового).

· соблюдение утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов.

Цех по добыче нефти и газа состоит из бригад, возглавляемых мастерами. За цехом по добыче нефти и газа закрепляются, для обслуживания, добывающие и нагнетательные скважины, сооружения и коммуникации, непосредственно связанные с технологией добычи и внутри промысловым сбором нефти и газа, бытовые, производственные и административные здания, все наземное, подземное оборудование скважин и технологические установки, непосредственно связанные с добычей нефти и газа и расположенные в пределах кустовых площадок.

Основные функции ЦДНГ - 7:

1 Обеспечение выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа и других производственных показателей работы цеха по добыче нефти и газа с соблюдением утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов при наименьших трудовых и материальных затратах.

2 Составление, исходя из утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из эксплуатируемых объектов, технологических режимов работы скважин и других производственных объектов и представление их в Управление добычи нефти и газа на утверждение.

3 Обеспечение работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов в строгом соответствии с утвержденными технологическими режимами.

4 Установление причин отклонений от утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов, составление и организация выполнения мероприятий по незамедлительному устранению и предупреждению этих нарушений.

5 Принятие мер к обеспечению ритмичной работы бригад по добыче нефти и газа, осуществление совместно с Управлением добычи нефти и газа, анализа результатов выполнения установленных производственных заданий предыдущего планового периода с целью выявления неиспользованных ресурсов увеличения добычи нефти и газа, принятие мер по использованию этих резервов.

6 Проведение текущего анализа состояния эксплуатационного фонда добывающих и нагнетательных скважин, составление и организация выполнения мероприятий по сокращению бездействующего и простаивающего фонда скважин, а также повышению производительности действующих скважин Проведение анализа с целью выявления причин простоев скважин и ведение учета связанных с этим недоборов добычи нефти и газа.

7 Составление и организация внедрения геолого-технических и организационных мероприятий, направленных на обеспечение выполнения установленных заданий по добыче нефти и газа и других технико-экономических показателей после их утверждения руководством.

8 Организация проведения промыслово-гидродинамических и геофизических исследований эксплуатационных скважин в соответствии с действующими правилами и инструкциями по разработке нефтяных и газовых месторождений (составление и представление в Управление графиков и заявок на проведение исследовательских работ, осуществление контроля за их качеством, проведение контрольных замеров дебитов и отбор проб жидкости из скважин).

9 Организация в соответствии с действующими инструкциями технически правильной эксплуатации скважин, сооружений и коммуникаций, а также принятого от других подразделений Управления и прочих подрядных организаций технологического оборудования, установок, предоставление в Управление предложений по графикам проведения планово - предупредительных ремонтов (ППР).

10 Определение текущей потребности в ремонтном обслуживании, обеспечении материально-техническими средствами, транспортом и другом обслуживании, предоставление в Управление добычи нефти и газа заявок на ремонт.

11 Осуществление контроля за не превышением лимитов по цеху на материально - технические средства и на транспортные расходы. В случае производственной необходимости направление заявок руководству Управления о выделении дополнительных лимитов.

12 В аварийных ситуациях организация получения материально- технических средств на складах и Цеха производственного обеспечения.

13 Ведение первичного учета работы наземного и подземного оборудования скважин, анализ причин отказов его в работе, разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.

14 Составление план - заказов на подземный и капитальный ремонт скважин, воздействия на призабойную зону.

15 Обеспечение своевременной технической и технологической подготовки и передачи скважин, оборудования, сооружений и коммуникаций бригадам и звеньям подрядных организаций, других подразделений и организация проведения ремонтных и других работ, а также их прием после окончания работ с оформлением необходимой приемо-сдаточной документации и т.д.

1.2 Организационная структура ЦДНГ - 7

ЦДНГ - 7 является одним из крупных цехов ООО «РН-Юганскнефтегаз», в котором обслуживание кустовых скважин производится четырьмя бригадами операторов ДНГ, находящиеся в подчинении 4 мастеров, закрепленные за каждой бригадой. Управление цеха состоит из следующей организационной структуры:

- Начальник ЦДНГ - назначается на должность руководителем ООО «РН-Юганскнефтегаз». В его обязанность входят следующие обязанности: составляет план работ для всего комплекса ЦДНГ, обеспечивает выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа, обеспечивает выполнение технологического режима работ скважин, содержит в рабочем состоянии производственный фонд, закрепленный за цехом; производит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин, организует в соответствие с действующем инструкциями технически правильную эксплуатацию скважин, сооружений и коммуникаций, определяет текущую потребность в ремонтном обслуживании; обеспечение материально-техническими средствами, транспортом, составляет план-заказы на подземный и капитальный ремонт и воздействие на призабойную зону, контролирует проведение работ по окончанию бурения и капитального ремонта скважин; обеспечивает выполнение планов внедрения новой техники, прогрессивной технологии, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов; участвует в расследовании причин аварий нефтепромыслового оборудования, технологических установок и коммуникаций, содержит закрепленную за цехом территорию в образцовом состоянии.

- Заместитель начальника ЦДНГ - находится в непосредственном подчинении у начальника цеха. Основными обязанностями, которого являются: организация технической подготовки производства, направленной на выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа; организация безопасного ведения технологических процессов и производства работ в соответствии с утвержденными проектами, технологическими регламентами, планами, паспортами, геолого-техническими нарядами, требований правил и норм безопасности, организации работ по созданию безопасных условий труда в цехе; осуществление контроля за работой цеха по улучшению условий труда, осуществление организационно-технических и санитарно-гигиенических мероприятий по предупреждению производственного травматизма и пожарной безопасности.

- Старший специалист - в его задачи входят: ведение табеля учета использования рабочего времени по цеху. Оформление документации связанной с учетом рабочего времени, оплатой труда, движением персонала для предоставления в отдел труда, отдел учета движения кадров и в другие подразделения.

- Заместитель начальника цеха по геологии - обязуется выполнять следующие задачи: организация геолого-технических мероприятий, направленных на выполнение плановых заданий по добыче нефти.

- Геологическая служба - предназначение должности: для разработки геолого-технических мероприятий, направленных на выполнение плановых заданий по добыче нефти.

- Ведущий геолог - выполняет следующие задачи: составляет, исходя из утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из эксплуатируемых объектов, технические режимы работы эксплуатационных скважин и представляет их на утверждение; проводит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин, обеспечивает проведение промыслово-гидродинамических исследований в скважин в соответствии с действующими правилами; составляет планы-заказы на подземный и капитальный ремонт скважин, осуществляет контроль за охраной недр в процессе разбуривания и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и надзор за состоянием законсервированных скважин.

- Старший механик - выполняет следующие обязанности: организует правильную и безопасную эксплуатацию, своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования, закрепленного за цехом; обеспечивает соответствие технического состояния оборудования и механизмов, инструмента, требованиям правил технической эксплуатации; участвует в разработке организационно-технических мероприятий по предупреждению аварий, пожаров, несчастных случаев и профессиональных заболеваний, обеспечивает своевременный профилактический осмотр и ремонт вентиляционных систем, участвует в комиссии при проверке знаний рабочих; участвует в разработке планов улучшения и оздоровления условий труда и обеспечивает выполнение запланированных мероприятий, руководит работами с опасными условиями труда, выполняет работы, связанные с ликвидации последствий аварий.

- Технологическая служба - предназначена для разработки месторождений, закрепленных за цехом в соответствии с установленными технологическими схемами разработки. Для составления технологических режимов работы эксплуатационных скважин, составления режимов работ других производственных объектов.

- Экономист - занимается вычислениями затрат для проведении технологических работ на объектах, закупки новых оборудовании, механизмов, инструментов и средств защиты, расходных материалов, а так же рассчитывает заработные платы рабочих ЦДНГ.

- Мастер - осуществляет руководства произведенной деятельностью бригады по добычи нефти и газа, бригадами смежниками, осуществляющими работы на объектах цеха. Обеспечивает выполнение плановых заданий по добычи нефти и газа, повышение производительности труда. Обеспечение и контроль за соблюдением за качеством выполнения работ, правильной организации и безопасного ведения работ, эксплуатации оборудования, механизмов, инструментов и средств защиты и содержания рабочих мест в надлежащем состоянии, оперативного выявления причин нарушения и устранения их.

- Кладовщик - руководит работой по погрузке, выгрузке грузов и размещению их внутри склада. Комплектование партий материальных ценностей по заявкам потребителей. Осмотр и составление дефектных ведомостей на неисправные инструменты, приборы и т.д., актов на их ремонт и списание, а также на недостачу и порчу материалов. Прием личного автотранспорта от населения на временную сохранность с оформлением соответствующих документов. Учет наличия на складе хранящихся материальных ценностей и ведение отчетной документации по их движению.

1.3 Анализ динамики технико-экономических показателей предприятия

ООО «РН - Юганскнефтегаз» - одно из ведущих нефтегазодобывающих предприятий России, самое крупное дочернее добывающее предприятие государственного российского холдинга ОАО «НК «Роснефть».

ООО «РН-Юганскнефтегаз» ведет разработку 26 лицензионных участков Ханты-Мансийского автономного округа: Мамонтовское, Ефремовское, Тепловское, Кудринское, Петелинское, Мало-Балыкское, Киняминское, Майское, Угутское, Южно-Балыкское, Средне-Балыкское, Правдинское. Приразломное и другие месторождения. В 2006 году рост годовой добычи нефти по ООО «РН-Юганскнефтегаз» составил 9,3 %, что в 4 раза выше среднего показателя по России.

Основные результаты финансовой и хозяйственной деятельности

ООО «РН-Юганскнефтегаз» за 2005-2006 гг. представлены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование показателей	2005 год Отчет	2006 год
		План	Факт	Откл. (+, -)	% выполнения плана
Добыча нефти (тыс.тн.)	5413,9	6100	5884,5	-215,5	98,2
Ввод нефтяных скважин (скв.)	2	0	8	8	400,0
Кол-во КРС	294	154	123	-31	41,8
Кол-во ТРС	1728	1459	1923	464	111,3
Кол-во ГРП	35	10	27	17	77,1
Эксплуатационный фонд	2162		2169	2169	100,3
Действующий фонд	1337		1217	1217	91,0
Воздействующий фонд	825		952	952	115,4

Рассмотрев предоставленные данные, можно сказать, что объем добычи нефти в 2006 году увеличился в сравнении с 2005 годом на 8,7%. Ввод нефтяных скважин увеличился, количество текущих ремонтов в сравнении с 2005 годом увеличилось на 195, т.е. 11,3%.

2. Обоснование экономической эффективности инновационного мероприятия

2.1 Сущность предлагаемого технического решения и его значимость

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них - вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин.

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН. Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

Применение двухсторонних УЭЦН при эксплуатации скважин ООО «РН - Юганскнефтегаз» позволил увеличить дебит жидкости в два раза. На скважинах проведена опытно-промысловая эксплуатация двухсторонних установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). По словам специалистов производственного отдела, дебит жидкости возрос в два раза, что предполагает огромные возможности эксплуатации скважин механизированного фонда и их освоения. Принцип эксплуатации двухстороннего УЭЦН состоит в отборе жидкости через воронку с помощью подпорной секции непосредственно из интервала перфорации или ЗУМПФа скважины. Выкидывая жидкость в затрубное пространство, подпорная секция создает противодавление столбу жидкости и откачивает воду, скопившуюся в ЗУМПФе, тем самым уменьшается забойное давление и увеличивается дебит жидкости.

Среди преимуществ применения двухсторонних УЭЦН специалисты отмечают возможность работы в скважинах с ограниченным диаметром эксплуатационной колонны, возможность создания дополнительного охлаждения погружного электродвигателя при недостаточном притоке, увеличение дебита за счет снижения забойного давления, большую коррозионную стойкость.

2.2 Анализ влияния мероприятий НТП на технико-экономические показатели

Мероприятия научно-технического прогресса оказывают двоякое влияние на технико-экономические показатели:

Ё позитивное - через технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий;

Ё негативное - через ресурсы и затраты, требующиеся для реализации мероприятий НТП.

В результате внедрения мероприятий НТП может быть положительный либо отрицательный эффект, соответственно предприятие получит дополнительную прибыль или потерпит убытки.

В качестве положительного примера рассмотрим экономический эффект применения двухсторонних УЭЦН при эксплуатации скважин в 2007 году на Мамонтовском месторождении в зоне деятельности ЦДНГ-8. В результате проведения данного мероприятия получено за год 220 840 тонны дополнительно добытой нефти.

Применение данного метода ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

ДПрреал= ДQреал*(Ц-с/с+ДС),	( 1 )

где	ДПрреал	-	дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;
	ДQреал	-	дополнительно реализованная нефть, т;
	Ц	-	цена реализации нефти (руб.);
	с/с	-	себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;
	С	-	снижение себестоимости нефти за счет увеличения добычи нефти, руб./т.

ДПрреал = 220840*(2920-1280-95) = 341,198 млн. руб.

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

ДПрчист = ДПрреал - Нпр,	( 2)

где	Нпр	-	величина налога на прибыль (24%), руб.

ДПрчист = 341,198 - 81,888 = 259,310 млн. руб.

И так, чистая прибыль предприятия составила 259,310 млн. руб.

Таблица 2 - Распределение затрат по себестоимости добычи нефти на условно-постоянные и условно-переменные по Мамонтовскому месторождению за 2007 год, в тыс. руб.

Наименование статей	Всего
Производственная себестоимость валовой продукции	6081024
Условно-постоянные	3648614
Условно-переменные	2432410
% условно-постоянных	60,0
% условно-переменных	40,0

Годовая добыча нефти - 4750,80 тыс.тн

Себестоимость 1т нефти - 1280 рублей.

2.3 Расчет динамических показателей экономической эффективности предлагаемого технического решения

Применение двухсторонних УЭЦН - это мероприятие с дополнительной добычей нефти (газа) (ДQ).

Доля условно-переменных затрат составляет 40%.

Объем дополнительно добытой нефти - 220, 840 тыс. тонн

Цену за 1 тонну нефти примем равной 2,92 тыс. руб

Затраты на одну операцию по предоставленным данным равняется 812,56 тыс. руб. Количество скважино-операций в 2007 году -18.

Проведём расчет ПДН и ЧТС на ближайшие 3 года.

1. прирост выручки от реализации определим по формуле (3):

ДB(Q)t=?Qt*Цt , (3)
ДB(Q)t = 220,840*2,92 = 644,853 млн. руб.

Текущие затраты определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле (4):

ДЗt=Здопt+Змерt , (4)

- текущие затраты на дополнительную добычу (5):

Здопt =?Qt*с/с*dуп/100, (5) Здопt = 220,840*1,28*0,40 = 113,070 млн. руб.

- текущие затраты на мероприятие:

Змерt = Спр*Nмер, (6) Змерt = 812,56*18 = 7,688 млн. руб.

- всего затрат по формуле (4):

ДЗt = 113,070 + 14,626 = 127,696 млн. руб.

2. Капитальные вложения отсутствуют, так как затраты на ГРП включаются в себестоимость продукции, согласно Инструкции по учету затрат и калькулированию себестоимости нефти.

3. Прибыль от реализации - по формуле (7):

ДПр реалt= ДВt - ДЗt, (7) ДПр реалt = 644,853 - 127,696 = 517,157 млн. руб.

4. Налог на прибыль - по формуле (8):

ДНпрt=ДПрt*Nпр/100, (8) ДНпрt = 517,157*0,24 = 124,118 млн. руб.

5. Поток денежной наличности - по формуле (9):

ДПДНt = ДВt - ДЗt - ДНпрt , (9) ПДН2007 = 644,853 - 127,696- 124,118= 393,039 млн. руб.

6. Накопленный поток денежной наличности - по формуле (10):

НПДН = ?ПДН, (10) НПДН2007 = 393,039 млн. руб.

7. Коэффициент дисконтирования - по формуле (11):

t = (1+Eнп)-t , (11) t 2007 = (1+0,1)?№ = 0,909

8. Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле (12):

ДПДНt = ПДНt * t , (12) ДПДН2007 = 393,039 * 0,909 = 357,272 млн. руб.

9. Чистая текущая стоимость - по формуле (13):

ЧТСt = ?ДПДНt , (13) ЧТС2007 = 357,272 млн. руб.

Аналогично были произведены расчеты по 2008 и 2009 годам. Результаты расчета сведены в таблицу 2.

Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке 1.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток) - это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Срок окупаемости может быть так же определен расчетным путем по формуле (14):

Ток = t- + |ЧТСt-| / ДПДНt+, (14)

где	t-	-	количество лет, в течение которых наблюдается отрицательное значение ЧТС, лет;
	ЧТСt-	-	последнее отрицательное значение чистой текущей стоимости, руб.;
	ДПДНt+	-	сумма дисконтированного потока денежной наличности первого года положительного значения НПДН, руб.

Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения ЧТС отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течение 1 года. На расчетный счет предприятия за рассматриваемый период поступили денежные средства в сумме 1373,84 млн. рублей, а с учетом фактора времени, то есть дисконтирования, - 1128,80 млн. рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.

Таблица 3 - Расчет экономических показателей, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007	2008	2009
1	2	3	4	5
Количество операций,	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс.т	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализации	Bt	644,85	755,55	858,65
Текущие затраты	Зt	127,70	150,36	173,31
Прирост прибыли	Прt	517,15	605,19	685,34
Налог на прибыль	Нпр	124,11	145,25	164,48
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	393,04	459,94	520,86
Накопленный ПДН	НПДНt	393,04	852,98	1373,84
Коэффициент дисконтирования	бt	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	357,27	380,37	391,16
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	357,27	737,64	1128,80

2.4 Анализ чувствительности инновационного мероприятия к риску

Поскольку все проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную как с природными, так и с рыночными факторами, то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для этого зададим вариацию параметров показателей (ДQ, Цн, Зt, К, Н_пр) :

Ё ДQ = (-30; +10)

Ё Цн = (-20; +10)

Ё Иt = (-10; +20)

Ё Н = (-10; +20)

Капитальные затраты (К) отсутствуют, т.к. проект осуществляется сторонними организациями (подрядчиками).

Важным моментом при оценке эффективности инвестиционных проектов является анализ чувствительности рассматриваемых критериев на изменение наиболее существенных факторов: уровня процентных ставок, темпов инфляции, расчетного срока жизненного цикла проекта, периодичности получения доходов и т.д. Это позволит определить наиболее рисковые параметры проекта, что имеет значение при обосновании управленческого решения.

С учетом изменения рыночной нормы доходности данный проект будет выгодным для инвестора. Аналогичным образом оценивается чувствительность показателей эффективности к изменению и других факторов.

Методика расчета чистой текущей стоимости при изменении факторов аналогична рассмотренной в пункте 2.3 .

Результаты расчётов сведены в таблицы 4 - 11.

Таблица 4- Расчет экономических показателей при уменьшении добычи на 30%, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	154,59	181,12	205,84
Прирост выручки от реализации	Вt	451,40	528,87	601,05
Текущие затраты	Иt	93,78	110,61	128,14
Прирост прибыли	Прt	357,62	418,26	472,91
Налог на прибыль		85,83	100,38	113,50
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	271,79	317,88	359,41
Накопленный ПДН	НПДНt	271,79	589,67	949,08
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	247,06	262,89	269,92
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	247,06	509,95	779,87

Таблица 5 - Расчет экономических показателей при увеличении добычи на 10%, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	3	4	5	6
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	242,92	284,62	323,47
Прирост выручки от реализации	Вt	709,33	831,09	944,53
Текущие затраты	Иt	139,0	163,60	188,37
Прирост прибыли	Прt	570,33	667,49	756,16
Налог на прибыль	Нпр	136,88	160,2	181,48
Поток денежной наличности	ПДНt	433,45	507,29	574,68
Накопленный ПДН	НПДНt	433,45	940,74	1515,42
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	394,0	419,53	431,58
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	394,0	813,53	1245,11

Таблица 6 - Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20%, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализации	Вt	516,76	605,47	688,10
Текущие затраты	Иt	127,70	150,36	173,31
Прирост прибыли	Прt	389,06	455,11	514,79
Налог на прибыль	Нпр	93,37	109,23	123,55
Поток денежной наличности	ПДНt	295,69	345,88	391,24
Накопленный ПДН	НПДНt	295,69	641,57	1032,81
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	268,78	286,04	293,82
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	268,78	554,82	848,64

Таблица 7 - Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 10%, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализации	Вt	708,90	830,59	943,93
Текущие затраты	Иt	127,70	150,36	173,31
Прирост прибыли	Прt	581,20	680,23	770,62
Налог на прибыль	Нпр	139,49	163,25	184,95
Поток денежной наличности	ПДНt	441,71	516,98	585,67
Накопленный ПДН	НПДНt	441,71	958,69	1544,36
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	401,51	427,54	439,84
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	401,51	829,05	1268,89

Таблица 8 - Расчет экономических показателей при уменьшении затрат на 10%, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализации	Вt	644,85	755,55	858,65
Текущие затраты	Иt	114,93	135,32	155,98
Прирост прибыли	Прt	529,92	620,23	702,67
Налог на прибыль	Нпр	127,18	148,85	168,64
Поток денежной наличности	ПДНt	402,74	471,38	534,03
Накопленный ПДН	НПДНt	402,74	874,12	1408,15
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	366,09	389,83	401,05
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	366,09	755,92	1156,97

Таблица 9 - Расчет экономических показателей при увеличении затрат на 20%

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализ.	Вt	644,85	755,55	858,65
Текущие затраты	Иt	153,24	180,43	207,97
Прирост прибыли	Прt	491,61	575,12	650,68
Налог на прибыль	Нпр	117,99	138,03	156,16
Поток денежной наличности	ПДНt	373,62	437,09	494,52
Накопленный ПДН	НПДНt	373,62	810,71	1305,23
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	339,62	361,47	371,38
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	339,62	701,09	1072,47

Таблица 10 - Расчет экономических показателей при уменьшении налогов на 10%, млн. руб.

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализации	Вt	644,85	755,55	858,65
Текущие затраты	Иt	127,70	150,36	173,31
Прирост прибыли	Прt	517,15	605,19	685,34
Налог на прибыль	Нпр	72,40	84,73	95,95
Поток денежной наличности	ПДНt	444,75	520,46	589,39
Накопленный ПДН	НПДНt	444,75	965,21	1554,60
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	404,28	430,42	442,63
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	404,28	834,70	1277,33

Таблица 11 - Расчет экономических показателей при увеличении налогов на 20%, млн.руб

ПОКАЗАТЕЛИ	Обознач.	2007г.	2008г.	2009г.
1	2	3	4	5
Количество операций	Nt	18	22	28
Прирост добычи нефти, тыс. т	Qt	220, 84	258,75	294,06
Прирост выручки от реализ.	Вt	644,85	755,55	858,65
Текущие затраты	Иt	127,70	150,36	173,31
Прирост прибыли	Прt	517,15	605,19	685,34
Налог на прибыль	Нпр	227,55	266,28	301,55
Поток денежной наличности	ПДНt	289,60	338,91	383,79
Накопленный ПДН	НПДНt	289,60	628,51	1012,30
Коэффициент дисконтирования	t	0,909	0,827	0,751
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	263,25	280,28	288,23
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	263,25	543,53	831,76

По результатам произведенных расчетов для наглядности строится диаграмма “ПАУК”, на которой изображены значения ЧТС при различных вариациях экономических факторов.

Таблица 12

	Ед. изм.	2007 год	2008 год	2009 год
Прирост НПДН	млн. руб.	170,1	400,82	612,71
Прирост ЧТС	млн. руб.	154,6	345,4	504,5

На основании полученных данных строится график профилей НПДН и ЧТС.

Рисунок 2 - График профилей НПДН и ЧТС.

Заключение

Основной целью деятельности ЦДНГ-7 является выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа в соответствии с заданной технологией. Исходя из основной цели деятельности, цех по добыче нефти и газа выполняет следующие задачи:

обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений, залежей или их частей в соответствии с технологическим проектом разработки; выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа (суточного, месячного, годового); соблюдение утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов.

Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками. Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования.

Применение двухсторонних УЭЦН при эксплуатации скважин ООО «РН - Юганскнефтегаз» позволил увеличить дебит жидкости в два раза. Среди преимуществ применения двухсторонних УЭЦН специалисты отмечают возможность работы в скважинах с ограниченным диаметром эксплуатационной колонны, возможность создания дополнительного охлаждения погружного электродвигателя при недостаточном притоке, увеличение дебита за счет снижения забойного давления, большую коррозионную стойкость.

Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения ЧТС отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течение 1 года. На расчетный счет предприятия за рассматриваемый период поступили денежные средства в сумме 1373,84 млн. рублей, а с учетом фактора времени, то есть дисконтирования, - 1128,80 млн. рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.

Проведенный анализ экономической эффективности доказал, что применение УЭЦН на Мамонтовском месторождении для предприятия будет эффективен. Эффективность проведенных мероприятий отражена на диаграмме «ПАУК», которая расположена в положительной части оси координат по всем вариациям параметров, что свидетельствует о не склонности проекта к риску по всем анализируемым факторам и позволяет рекомендовать проект к внедрению на данном месторождении.

Список литературы

1. Ворст Й., Ревентлоу П. Экономика фирмы: Учеб. / Пер. с датского А.Н. Чеканского, О.В. Рождественского. - М.: Высш. шк., 2014. - 272 с.

2. Ефимова О.В. Финансовый анализ. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд- во «Бухгалтерский учет», 2002. - 528 с. (Библиотека журнала «Бухгалтерский учет»).

3. Курушина Е.В. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дневного и заочного обучения. - Тюмень, Ротапринт ТюмГНГУ, 1998.

4. Липсиц И.В. Инввестиционный проект. - М.: Изд. БЕК, 1996.

5. Сергеев И.В. Экономика предприятия: Учеб. Пособие. - М.: Финансы и статистика, 2009. - 304 с.

6. Стоянова Е.С. Финансовый менежмент: теория и практика. Учебник - 5-е изд., перераб. и доп. - Изд-во «Перспектива», 2012. - 656 с.

7. Ульф Э. Ульсон и Руне Лёнквист. Калькуляция продукции и капиталовложений: Перевод с шведского И.Рыженкова и Стеллы Севандер. - Швеция, Упсала.: ДидактЭкон, 1993.

8. Шапиро В.Д. Управление проектами. Учебник для вузов. - СПб.: Изд. «Два-Три», 2010.

9. Шматов И.Ф. Экономика, организация и планирование нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 2009.

Размещено на Allbest.ru