На основе данных таблицы 3.2. были построены диаграммы структуры эксплуатационных затрат за 2009-2010 гг.

Наибольший удельный вес в структуре эксплуатационных затрат как в 2009 году, так и в 2010 году занимают расходы на содержание и эксплуатацию оборудования -31,07% и 38,59 %, соответственно. 18,40% и 15,64% в структуре эксплуатационных затрат 2009-2010 гг. занимали расходы по искусственному воздействию на пласт. Удельный вес цеховых расходов снизился на 10,36% и составил 6,64%. Наименьший удельный вес в отчетном периоде занимают статьи: «Отчисления на социальные нужды» - 0,40%, «Заработная плата» - 1,54% и «Расходы на энергию по извлечению нефти» - 2,57%. Расходы на подготовку и освоение производства составили в отчетном периоде 0,78%.

Рис. 3.12. Структура эксплуатационных затрат в 2009 г., в %

Рис. 3.13. Структура эксплуатационных затрат в 2010 г., в %

Удельный вес статей«Расходы по сбору и транспортировке» изменился с 11,24% до 13,59%, «Амортизация скважин» - с 7,15% до 8,19%, «Общепроизводственные расходы» - с 7,36% до 8,26%, «Расходы на подготовку нефти» - с 3,36% до 3,79%.

Факторный анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти

Калькуляция себестоимости добычи нефти по НГДУ «Ямашнефть» с разбивкой на условно-постоянные и условно-переменные расходы представлена в таблице 3.3.

В отчетном периоде производственная себестоимость увеличилась на 1603938 тыс. руб. (25,85%) и составила 7807889 тыс. руб. В 2009 году производственная себестоимость составляла 6203961 тыс. руб. Доля условно-переменных затрат в составе себестоимости в отчетном году составила 68,45% (5344186 тыс. руб.), условно-постоянных - 31,55% (2463703 тыс. руб.). В структуре затрат удельный вес условно-постоянных и условно переменных расходов изменился относительно 2009 г. Для сравнения доля условно-переменных затрат в составе себестоимости в базисном году составляла 64,76% (4017493 тыс. руб.), условно-постоянных - 35,24% (2186468 тыс. руб.). Также наблюдается увеличение себестоимости на единицу продукции, в 2010 годусоставила4836,10 руб./т., в том числе 3310,12 руб./т. - условно-переменные и 1525,99 руб./т. - условно-постоянные расходы.

На рис. 3.14. представлена структура калькуляции себестоимости добычи нефти в разрезе на условно-постоянные и условно-переменные затраты.

Рис. 3.14. Соотношение условно-постоянных и условно-переменных затрат

В отчетном году доля условно-переменных расходов увеличилась на 3,69% и составила 68,45%, соответственно доля условно постоянных затрат уменьшилась с 35,24% в 2009 году до 31,55% в 2010 году, что говорит о положительной динамике затрат.

В наибольшей степени в отчетном периоде увеличились расходы на содержание и эксплуатацию оборудования. Увеличение составило39,40% (309857тыс. руб.), на 1 т. затраты составляли в отчетном году 679,25 руб./т., что на 185,6 руб./т. больше, чем в базисном.

В 2010 году в среднем на 35% увеличились следующие статьи затрат: «Расходы на энергию по извлечению нефти», «Расходы по сбору и транспортировке нефти», «Прочие производственные расходы».

В 2010 г. расходы на энергию по извлечению нефти составили 73049 тыс. руб., в т.ч. условно-постоянные, т.е. затраты на присоединенную мощность - 13843 тыс. руб. (18,95%), условно-переменные - 59201 тыс. руб. (81,05%). На 1т. величина расходов составила 45,26 руб./т., в т.ч. 8,58 руб./т. - условно-постоянные и 36,68 руб./т. - условно-переменные.

Таблица 3.3.Калькуляция себестоимости добычи нефти по НГДУ «Ямашнефть» с разбивкой на условно-постоянные и условно-переменные расходы

	2009 год	2010 год
	затраты всего, тыс. руб.	на 1 т. нефти, руб./т.	затраты всего, тыс. руб.	на 1 т. нефти, руб./т.
	всего	усл.-пост.	усл.-перем.	всего	усл.-пост.	усл.-перем.	всего	усл.-пост.	усл.-перем.	всего	усл.-пост.	усл.-перем.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Расходы на энергию по извлечению нефти	53762	13941	39821	33,69	8,75	24,99	73049	13843	59201	45,26	8,58	36,68
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	465807	297897	167910	291,86	186,97	105,39	444310	293268	151042	275,26	181,69	93,58
3. Заработная плата производственных рабочих	46775	46775	-	29,31	29,36	-	43638	43638	0	27	27	-
4. Отчисления на соц.нужды	11270	11270	-	7,06	7,07	-	11501	11501	0	7,13	7,13	-
5. Амортизация скважин	180921	180921	-	113,36	113,55	-	232750	232750	0	144,20	144,20	-
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти	284610	180180	104430	178,33	113,09	65,54	386065	269215	116850	239,18	166,79	72,39
7. Расходы на подготовку нефти	85009	49690	35319	53,26	31,19	22,17	107595	65,112	42483	66,66	40,34	26,32
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	786531	786531	-	492,81	493,65		1096388	1096388	0	679,25	679,25	-
9. Цеховые расходы	430243	430243	-	269,58	270,03	-	188687	188687	0	116,90	116,90	-
10. Общепроизводственные расходы	186261	186261	-	116,70	116,9	-	234514	234514	0	145,29	145,29	-
из них: транспортный налог						-
11. Прочие производственные расходы	3672772	2759	3670013	2301,24	1,73	2303,42	4967123	3653	496347	3077,3	2,26	3075,0
в том числе:
рег.платежи за пользование недрами	2759	2759	-	1,73	1,73	-	3653	3653	0	2.26	2,26	-
налог на добычу полезных ископаемых	3670013	-	3670013	2299,51	-	2303,42	4963470	0	496347	3075,0		3075,0
Производственная себестоимость
а) валовой продукции	6203961	2186468	4017493	3887,19	1369,97	2517,23	7807889	2463703	5344186	4836,10	1525,9	3310,1
%	100,00	35,24	64,76	100,00	35,24	64,76	100	31,55	68,45	100	31,55	68,45
б) валовой продукции без налогов	2531189	2183709	347480	1585,9	1368,24	213,81	2840766	2460050	380716	1759,53	1523,7	235,81
в) товарной продукции	2531189						2840766	2460050	380716	1759,95	1524,0	235,87
Валовая добыча нефти, т.т.	1596,000						1614,50
Товарная нефть, т.т.	1593,291						1614,12
%				100	35,2	64,80				100,00	31,55	68,45
Себестоимость товарной продукции на нефть	6203961			3893,8	1372,29	2521,51	7807889	2463703	5344186	4837,25	1526,3	3310,9
Эксплуатационные расходы	2531189			1588,6	1370,57	218,09	2840766	2460050	380716	1759,95	124,08	235,87
Обязательные отчисления	3672772	2759,00	3670013	1,73	2303,42	1121047	4967123	3653	4963470	3077,30	2,26	3075,0

Увеличились также и расходы по статьям «Амортизация скважин» с 113,55 руб./т. до 144,20 руб./т., «Расходы на подготовку нефти» с 53,26 руб./т. до 66,66 руб./т. и «Общепроизводственные расходы» со 116,70 руб./т. до 145,29 руб./т.

Цеховые расходы в 2010 году уменьшилась на 241556 тыс. руб. (56,14%) или на 152,68 руб./т. и составили в отчетном году 116,90 руб./т. Столь значительное снижение вызвано…

В связи с ростом цен на нефть в 2010 году уменьшению подверглась статья прочих производственных расходов «Налог на добычу полезных ископаемых». Расходы по статье увеличились на 35,24% или 1293457 тыс. руб. В 2010 году расходы по НДПИ составили 4963470 тыс. руб., против 3670013 тыс. руб. в 2009 году.

Проведем анализ производственной себестоимости и факторов, повлиявших на ее изменение. Для расчетов используем данные таблицы 3.5. и формуле (2.34). Методом цепных подстановок произведем анализ производственной себестоимости.

Увеличение производственной себестоимости на 1609486 тыс. руб. произошло за счет влияния следующих факторов:

1) изменения удельно-переменных затрат:

2) изменения добычи нефти:

3)изменения постоянных затрат:

Рис. 3.15. Влияние 3-х факторов на производственную себестоимость

Факторный анализ показал, что производственная себестоимость в 2010 г. увеличилась на 1609486 тыс. руб. и составила 7806634 тыс. руб. Это произошло под влиянием трех факторов: изменения объема добычи нефти, величины удельно-переменных затрат и суммы постоянных. Все факторы увеличили себестоимость:

- за счет увеличения удельно-переменных затрат с 2517,23 руб./т. до 3310,12 руб./т. производственная себестоимость увеличилась на 1263036 тыс. руб.;

- рост объема добычи нефти с 1593,21 тыс. т. до 1614,121 тыс. т. привел к увеличению себестоимости на 69215 тыс. руб.;

- увеличение суммы постоянных расходов с 2186468 тыс. руб. до 2463703 тыс. руб. привело к увеличению производственной себестоимости на 277235 тыс. руб.

Таким образом, в наибольшей степени на увеличение производственной себестоимости повлиял рост удельно-переменных затрат. Все факторы оказали негативное влияние на изменение себестоимости, вследствие чегоданныйпоказательувеличился на 1609486 тыс. руб.

Факторный анализ статей калькуляции себестоимости добычи нефти

Факторный анализ калькуляционной статьи «Расходы на энергию по извлечению нефти» проведем по формуле 2.4., используя данные из таблицы 3.4.

Таблица 3.4Расходы по энергии на извлечение нефти

№ п/п	Статьи затрат	Ед. изм.	2009 г. отчет	2010 г.
				факт	откл. +/-	2010 г. 2009 г. (раз)
1.	Извлечено жидкости	т.т.	2842,4	2851	8,6	1,0
2.	Извлечено нефти	т.т.	1596	1614,5	18,5	1,0
3.	Удельный расход электроэнергии
	а) на 1 т жидкости	квт.ч/т	9,31	9,9	0,6	1,1
	б) на 1 т нефти	квт.ч/т	16,58	17,4	0,9	1,1
4.	Расход электроэнергии	т.квт.ч	26454	28156	1702	1,1
5.	Договорная мощность	квт	4273	4167	-106	1,0
6.	Затраты - всего	т.р	53725	73049	19324	1,4
	а) квт.ч	т.р	25422	18057	-7365	0,7
	б) квт	тыс. руб.	14362	27298	12936	1,9
	в) содержание сетей	тыс. руб.	13941	27694	13753	2,0
7.	Стоимость
	а) 1 т извлекаемой жидкости	руб.	18,9	25,6	6,7	1,4
	б) 1 т нефти	руб.	33,7	45,2	11,6	1,3
8.	Стоимость 1 квт.час	руб.	0,96	0,64	-0,32	0,7

Рэ/э₀ = Q_н0 * У_д0 * С_кВт/ч0 =1596 * 16,58 * 0,96 = 25403,22т.кВт/ч*руб.

Находим условные показатели:

Рэ/э_усл.1 = Q_н1 * У_д0 * С_кВт/ч0 = 1614,5 * 16,58 * 0,96 = 25697,67т.кВт/ч*руб;

Рэ/э_усл.2 = Q_н1 * У_д1* С_кВт/ч0 = 1614,5 * 17,4 * 0,96 = 26968,61т.кВт/ч*руб;

Рэ/э₁ = Q_н1 * У_д1 * С_кВт/ч1 = 1614,5 * 17,4 * 0,64 = 17979,07т.кВт/ч*руб.;

Находим изменение расхода электроэнергии:

Рэ/э = Рэ/э₁ - Рэ/э₀ = 17979,07 - 25403,22 = - 7424,15т.кВт/ч*руб.

в том числе за счет:

1) изменения добычи нефти:

Рэ/эQн = Рэ/эусл.1 - Рэ/э0 = 25697,67 - 25403,22 = 294,45т.кВт/ч*руб.;

2) изменения удельного расхода электроэнергии на 1т.:

Рэ/эУд= Рэ/эусл.2 - Рэ/эусл.1 = 26968,61 - 25697,67 = 1270,94т.кВт/ч*руб.;

3) изменения стоимости 1 кВт/ч электроэнергии:

Рэ/эСкВт/ч = Рэ/э1 - Рэ/эусл.2 = 17979,07 - 26968,61 = -8989,54 т.кВт/ч*руб.

Рэ/э = Рэ/эQн + Рэ/эQн + Рэ/эQн = 294,45 + 1270,94 - 8989,5 =

= - 7424,11т.кВт/ч*руб.

Рис. 3.16. Влияние 3-х факторов на расход электроэнергии

Как видно из анализа расход электроэнергии в 2010 г. снизился относительно 2009 г. на 7424,11т.кВт/ч*руб. за счет изменения стоимости электроэнергии. На изменение расхода электроэнергии оказало влияние 3 фактора: добыча нефти, удельный расход энергии и стоимость 1 кВт/ч электроэнергии. Увеличение добычи нефти на 18,5т.т. и удельного расхода электроэнергии на 0,82 кВт/ч./т.оказало незначительное влияние. Но за счет снижения стоимости кВт/ч электроэнергии на 0,32 руб. расход энергии в целом снизился и это повлияло в наибольшей степени.

Анализ энергетических затрат в себестоимости продукции

Технико-экономические особенности разработки и эксплуатации месторожденийнефти и газа определяют номенклатуру статей расхода, связанных с добычейнефти и газа.

В энергоемких отраслях на энергетические затраты в структуре затрат приходится наибольший удельный вес. К ним можно отнести цветную металлургию и ряд отраслей химического производства. Нефтедобыча является капиталоемкой отраслью поэтому удельный вес этой статьи в общем объеме эксплуатационных затрат невысок, и составляет примерно 0,9%.

Статья калькуляции расходы на энергию по извлечению нефти является одноэлементной статьей и включает затраты по оплате за полученную электроэнергию и присоединенную мощность. В 2010 году расходы на энергию по извлечению нефти возросли на 19 287 тыс.руб. по сравнению с 2009 г. и составили 73 049 тыс.руб.

Нельзя забывать о том, что статьи расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы по сбору и транспортировке нефти, а также расходы по технологической подготовке являются комплексными статьями и в своем составе содержат затраты на электроэнергию, в том числе на содержание сетей.

Таблица 3.5Расходы по искусственному воздействию на пласт

№ п/п	Статьи затрат	Ед. изм.	2009 г. отчет	2010 год.
				факт	откл. +/-	2010 г. 2009 г. (раз)
1.	Сырье и вспомогательные материалы	тыс. руб.
2.	Вспомогательные материалы	тыс. руб.	16118	18266	2148	1,1
3.	Топливо	тыс. руб.	132	115	-17	0,9
4.	Электроэнергия	тыс. руб.	28312	50479	22167	1,8
5.	Оплата труда с отчислениями	тыс. руб.	13480	15095	1615	1,1
6.	Амортизация основных фондов	тыс. руб.	29468	34278	4810	1,2
	в т.ч. скважин	тыс. руб.	6290	9343	3053	1,5
7.	Транспортные расходы	тыс. руб.	22616	21078	-1538	0,9
8.	Затраты на капитальный ремонт	тыс. руб.	40559	39333	-1226	1,0
9.	Услуги других цехов и со стороны	тыс. руб.	209410	177649	-31761	0,8
10.	Услуги УПТЖ	тыс. руб.	34329		-34329	0,0
11.	Цеховые расходы	тыс. руб.	43405	29512	-13893	0,7
12.	Общепроизводственые расходы	тыс. руб.	31172	36596	5424	1,2
13.	Страхование имущества, налог на имущество	тыс. руб.		14111	14111	-
14.	Пар, вода, сжатый воздух	тыс. руб.		13044	13044	-
15.	Прочие расходы	тыс. руб.	58	1358	1300	23,4
	Итого затрат:	тыс. руб.	469059	450914	-18145	1,0
16.	Услуги на сторону	тыс. руб.	3252	6604	3352	2,0
	Всего затрат:	тыс. руб.	465807	444310	-21497	1,0
	в т.ч. затраты на закачку воды	тыс. руб.	437970	388313	-49657	0,9
	объем закачки воды	т.м3	2118,1	2113,2	-4,9	1,0
	Стоимость 1 м3 воды	руб.	206,78	183,76	-23	0,9
	Расход электроэнергии	т.кВт.ч.	18733	18598,4	-135	1,0
	в т.ч. на закачку воды	т.кВт.ч.	18779	18576,3	-203	1,0
	Удельный расход электроэнергии на закачку 1 м3 воды	кВт.ч.	8,87	8,79	-0,1	1,0
	Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии на закачку воды	руб.	1,1	0,6	-0,5	0,6

В результате анализа расходов по искусственному воздействию на пласт затраты в 2010 г. по сравнению с отчетным в целом по статье электроэнергия выросли на 22 167 тыс.руб. или в 1,8 раз и составили 50 479 тыс.руб.

Расход электроэнергии снизился на 135 т.кВт/ч, в том числе на закачку воды на 203 т.кВт/ч, и составил в 2010 году 18 598,4 т.кВт/ч. Удельный расход электроэнергии на закачку 1 м³ воды также уменьшился на 0,1 кВт/ч и составил 8,79 кВт/ч. Это произошло за счет проведенных мероприятий по энергосбережению. Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии на закачку воды в отчетном году уменьшилась на 0,5 руб. и составила 0,6 руб.

Рис. 3.17. Расходы по искусственному воздействию на пласт.

В структуре затрат удельный вес электроэнергии составляет 11,36 % - второй по величине после услуг цехов и со стороны.

Таблица 3.6 Расходы по сбору и транспортировке нефти

№ п/п	Статьи затрат	Ед. изм.	2009 г. отчет	2010 год.
				Факт	откл. +/-	2010 г. 2009 г. (раз)
1.	Сырье и вспомогательные материалы	тыс. руб.
2.	Вспомогательные материалы	тыс. руб.	963	2598	1635	2,7
3.	Электроэнергия	тыс. руб.	58064	100772	42708	1,7
4.	Оплата труда с отчислениями на социальные нужды	тыс. руб.	9340	14413	5073	1,5
5.	Амортизация основных фондов	тыс. руб.	43485	37882	-5603	0,9
6.	Затраты на капитальный ремонт	тыс. руб.	31503	58876	27373	1,9
7.	Транспортные расходы	тыс. руб.	4046	3767	-279	0,9
8.	Топливо	тыс. руб.	1510	1300	-210	0,9
9.	Услуги других цехов и со стороны	тыс. руб.	174529	133467	-41062	0,8
10.	Цеховые расходы	тыс. руб.	19139	27863	8724	1,5
11.	Общепроизводственные расходы	тыс. руб.	20856	34990	14134	1,7
12.	Страхование имущества и налог на имущество			12933	12933	-
13.	Прочие расходы	тыс. руб.	0	2815	2815	-
	Итого затрат:	тыс. руб.	363435	431676	68241	1,2
13.	Услуги на сторону	тыс. руб.	78825	45611	-33214	0,6
	Всего затрат:	тыс. руб.	284610	386065	101455	1,4
	Объем перекачиваемой жидкости	т.т.	2842,4	2851	8,6	1,0
	Объем перекачиваемой нефти	т.т.	1596	1614,5	18,5	1,0
	Себестоимость перекачки 1 т. Жидкости	руб.	100,13	135,4	35,27	1,4
	Себестоимость перекачки 1 т. Нефти	руб.	178,33	239,13	60,8	1,3

На основании данных таблицы построим круговую диаграмму и проанализируем затраты на электроэнергию по статье сбор и транспортировка нефти.

Рис. 3.18.Расходы по сбору и транспортировке нефти

Затраты на электроэнергию по статье расходы на сбор и транспорт нефти в 2010 г. увеличились на 42 708 тыс.руб. или в 1,7 раз по сравнению с 2009 г. и составили 100 772 тыс.руб. В структуре затрат удельный вес электроэнергии составляет 23 % - второй по величине после услуг других цехов и со стороны.

Таблица 3.7Расходы по технологической подготовке нефти

№ п/п	Статьи затрат	Ед. изм.	2009 г. отчет	2010 год.
				факт	откл. +/-	2010 г. 2009 г. (раз)
1.	Сырье и вспомогательные материалы	тыс. руб.
2.	Вспомогательные материалы	тыс. руб.	11670	19427	7757	1,7
3.	Электроэнергия	тыс. руб.	12107	13039	932	1,1
4.	Оплата труда с отчислениями на социальные нужды	тыс. руб.	8969	8178	-791	0,9
5.	Пар, вода		6206	5120	-1086	0,8
6.	Амортизация основных фондов	тыс. руб.	9248	13106	3858	1,4
7.	Затраты на капитальный ремонт	тыс. руб.	4972	8034	3062	1,6
8.	Транспортные расходы	тыс. руб.	9396	4789	-4607	0,5
9.	Топливо	тыс. руб.	12891	12736	-155	1,0
10.	Услуги других цехов и со стороны	тыс. руб.	30622	31180	558	1,0
11.	Цеховые расходы	тыс. руб.	14684	12414	-2270	0,8
12.	Общепроизводственные расходы	тыс. руб.	20359	19323	-1036	0,9
13.	Страхование имущества и налог на имущество		0	2979	2979	-
14.	Прочие расходы	тыс. руб.	0	1934	1934	-
	Итого затрат:	тыс. руб.	141124	152259	11135	1,1
	Услуги на сторону	тыс. руб.	56115	44664	-11451	0,8
	Всего затрат:	тыс. руб.	86009	107595	21586	1,3
	Пропущено жидкости	т.т.	1606,8	1625	18,2	1,0
	Получено нефти после установки	т.т.	1596	1614,5	18,5	1,0
	Расход реагента	т.т.	143	145	2	1,0
	Удельный расход реагента	г/т	89,6	89,16	-0,44	1,0
	Затраты на реагенты	г/т	9017	9796	779	1,1
	Себестоимость подготовки 1 т. жидкости	руб.	52,91	66,23	13,32	1,3
	Себестоимость подготовки 1 т. нефти	руб.	53,26	66,64	13,38	1,3

В результате анализа расходов по технологической подготовке нефти затраты на электроэнергию увеличились на 932 тыс.руб. или в 1,1 раз по сравнению с отчетным и составили в 2010 году 13 039 тыс.руб.

В структуре расходов по технологической подготовке нефти удельный вес электроэнергии невысок и составляет 9 %.

Рис. 3.19. Расходы по технологической подготовке нефти

Анализируя энергетические затраты в себестоимости нефти необходимо учитывать затраты не электроэнергию по калькуляционным статьям: расходы на энергию по извлечению нефти; расходы по искусственному воздействию на пласт; расходы на сбор и транспортировку нефти; расходы на технологическую подготовку нефти.

Рис. 3.20 Расходы на электроэнергию по калькуляционным статьям, тыс.руб.

Как видно из рисунка 3.20 энергетических затрат приходится более всего на сбор и транспортировку нефти - 100 772 тыс.руб. Наименьшее потребление электроэнергии происходит на этапе технологической подготовки нефти - 13 039 тыс.руб. В динамике затраты на электроэнергию по рассматриваемым калькуляционным статьям выросли. Это произошло за счет влияния двух факторов:

ѕ за счет влияния ценового фактора: ежегодный прирост тарифа на электроэнергию составляет порядка 15-16 %;

ѕ за счет изменения учетной политики НГДУ «Ямашнефть».

На рис. 3.21 представлена динамика энергозатрат с 1999 по 2009 год по четырем направлениям: насосная добыча, закачка воды, перекачка жидкости, подготовка нефти. Для проведения анализа в основу взято 3 контрольных периода: 1999 год - отправная точка, год до начала политики энергосбережения, 2005 г. - год окончания первого этапа программы энергоэффективности и 2009 год, который показывает результаты второго этапа долгосрочной программы энергоэффективной экономики.



Рис. 3.21. Динамика энергозатрат НГДУ «Ямашнефть» по направлениям деятельности, тыс. руб.

В целом по всем направлениям наблюдается значительный рост энергетических затрат. Так в 2009 году энергозатраты при перекачке жидкости увеличились в 1,7 раза относительно 2005 года и в 4,5 раза относительно 1999 года. В насосной добыче энергетическая составляющая затрат увеличилась в 2,2 раза к 2005 году и в 5,4 к 1999 году. Энергозатраты при закачке воды в 2,7 раза больше, чем в 2005 году и в 10,1 раз больше, чем в 1999 г., При подготовке нефти в 2009 году энергетические затраты увеличились в 1,9 раза к уровню 2005 года и в 5,2 раза относительно уровня1999 года.

В наибольшей степени это связано с ростом тарифа,динамика которого представлена на рисунке 3. 22.

Рис. 3.22. Динамика тарифа на электроэнергию по годам,кВт.ч.

Так в 2009 году тариф на электроэнергию вырос относительно 2005 года в 2,2 раза, относительно же 1999 года в 6,3 раза. Также увеличение расхода электроэнергии связано с ростом добычи нефти.



Рис. 3.23. Динамика добычи нефти по годам, тыс. т.

Как видно из рисунка 3.23 в 2009 году добыча нефти превысила уровень 2005 года в 1,02 раза, уровень 1999 года - в 1,2 р.

Таким образом, на рост энергозатрат повлияли два фактора: в наибольшей степени рост тарифов и увеличение объема добычи нефти в абсолютном выражении за анализируемые периоды.

3.3.2 Факторный анализ финансовых результатов НГДУ «Ямашнефть»

Анализ финансовых результатов предполагает факторный анализ прибыли и рентабельности как производственной деятельности, так и рентабельности продаж по системе «директ-костинг».

Состав и динамика показателей прибыли НГДУ «Ямашнефть» за 2 года представлены в табл. 3.8.

Таблица 3.8Исполнение финансового плана НГДУ «Ямашнефть»

Показатели	2009 год	2010 год	+,-	%
1	2	3	4	5
Товарная продукция	10 856 032	12 035 187	1 179 155	10,86
Себестоимость ТП	6 203 961	7 807 889	1 603 928	25,85
в том числе:
1	2	3	4	5
- эксплуатационные расходы	2 531 189	2 840 766	309 577	12,23
- налоги, в т.ч.:	3 672 772	4 967 123	1 294 351	35,24
НДПИ	3 670 013	4 963 470	1 293 457	35,24
регулярные платежи за пользование недрами	2 759	3 653	894	32,40
Прибыль от реализации продукции (товарная продукция - себестоимость)	4 652 071	4 227 298	-424 773	-9,13
Коммерческие расходы	-	-	-
Прибыль от реализации услуг на сторону	-235 433	-265 453	-30 020	12,75
Прочие доходы	169 707	82 105	-87 602	-51,62
Прочие расходы	244 558	688 798	444 240	181,65
Доходы от участия в деятельности др. предприятий	-	-	-
Проценты к получению	-	-	-
Проценты к уплате	-	-	-
Балансовая прибыль	4 341 787	3 355 152	-986 635	-22,72

Как видно из табл. 3.8, прибыль от реализации продукции снизилась на 9,13% и составила в отчетном году 4227298 тыс. руб., балансовая прибыль составила 3355152 тыс. руб., сократившись на 22,72%.

Причиной снижения показателей прибыли в 2010 году является рост себестоимости товарной продукции на 25,85%, что было вызвано увеличением:

- эксплуатационных расходов - на 12,23%;

- НДПИ - на 35,24%;

- регулярных платежей за пользование недрами - на 32,40%.

Для анализа прибыли по системе «директ-костинг», то есть по формуле (2.29) понадобятся данные из таблица 3.9.

Таблица 3.9Исходные данные

Показатели	2009	2010
Количество реализованной продукции (К)	1593,84	1604,98
Цена реализации (Ц)	6813,60	7456,20
Удельные переменные затраты на ед. продукции (У)	2521,51	3310,90
Сумма постоянных затрат (Н)	2186468	2463703

П₀ = К₀*(Ц₀ - У₀) -Н₀= 1593,84*(6813,60-2521,51)-2186468= 4654436,73тыс. руб.

П_усл.1.= К₁*(Ц₀ - У₀) -Н₀= 1604,98*(6813,60-2521,51)-2186468= 4702250,61т. руб.

П_усл.2.= К₁*(Ц₁ - У₀) -Н₀= 1604,98*(7456,20-2521,51)-2186468= 5733610,76т. руб.

П_усл.3. = К₁*(Ц₁ - У₁)-Н₀= 1604,98*(7456,20-3310,90)-2186468= 4466655,59т. руб.

П₁ = К₁*(Ц₁ - У₁) -Н₁ = 1604,98*(7456,20-3310,90)-2463703= 4189420,59тыс. руб.

ДП = П₁- П₀ = 4189420,59 - 4654436,73= -465016,14тыс. руб.

В том числе за счет:

а) изменения объема добычи нефти:

ДП_К = П_усл.1. - П₀ = 4702250,61 - 4654436,73 = 47813,88тыс. руб.

б) изменения цены реализации нефти:

ДП_Ц = П_усл.2 - П_усл.1 = 5733610,76 - 4702250,61 = 1031360,15тыс. руб.

в) изменения удельных переменных затрат:

ДП_У = П_усл.3. - П_усл.2. = 4466655,59 - 5733610,76 = -1266955,17тыс. руб.

г) изменения постоянных затрат:

ДП_Н = П₁ - П_усл.3. = 4189420,59 - 4466655,59 = -277235 тыс. руб.

ДП = ДП_К +ДП_Ц +ДП_У+ДП_Н = 47813,88+1031360,15-1266955,17-277235 = -465016,14тыс. руб.



Рис. 3.21. Влияние четырех факторов на прибыль

Прибыль в отчетном году снизилась на 465016,14тыс. руб. по сравнению с базисным. На данное изменение повлияли четыре фактора: изменение объема, цены реализации, постоянных и переменных затрат. Причем первые два фактора ее увеличили, а вторые два - снизили, что повлияло в большей степени. Так увеличение объема добычи нефти и цены реализации повысили прибыль на 47813,88и на 1031360,15тыс.руб. соответственно. Но за счет увеличения суммы постоянных и удельных переменных затрат прибыль снизилась на 1544190,17 тыс.руб.Наибольшее влияние оказало увеличение удельных переменных затрат, за счет которого произошло снижение прибыли на 1266955,17 тыс. руб.

Рентабельность производственной деятельности (окупаемость издержек) найдем по формуле (2.30).

4652071/6203961=74,99%

4227298 / 7807889=54,14%

Рентабельность продукции снизиласьв отчетном году по сравнению с базисным годом на 20,85%.

Рентабельность продаж (оборота) определим по формуле (2.31)

4652071/10856032=42,85%

4227298/12035187 = 35,12 %

Рентабельность продаж по сравнению с предыдущим годом увеличилась на 7,73 %.

На изменение уровня рентабельности реализованных видов продукции, работ, услуг оказали влияние следующие факторы:

1. Изменение структуры и ассортимента продукции приводит к увеличению рентабельности продукции. Для этого необходимо определить:

а) рентабельность за предыдущий год. Величина прибыли рассчитывается исходя из объема, структуры, цен и себестоимости предыдущего года.

б) рентабельность реализации, рассчитанную при величине прибыли, которая определяется исходя из объема и структуры отчетного года, но себестоимости и цены предыдущего года.

2. Изменение себестоимости. Для этого необходимо определить рентабельность, исходя из себестоимости отчетного и предыдущего года, т.е. объем и структура реализованной продукции отчетного года, себестоимость отчетного года, а цены предыдущего года, т. е. необходимо исключить влияние изменения цен.

3. Изменение уровня цен. Уровень рентабельности определяется при прибыли, исчисленной при объеме, структуре, себестоимости и ценах отчетного года.

Далее проведем анализ рентабельности по системе директ-костинг [5,268]., то есть по формуле (2.32).

=75 %

=75,44%

=91,98%

=59,55%

=53,87%

З = 53,87 - 75 = -21,13 %,

в том числе за счет изменения:

а) количества реализованной продукции:

к =75,44 - 75 = 0,44%;

б) цены реализации:

ц =91,98 - 75,44 = 16,54%;

в) удельных переменных затрат:

у = 59,55 - 91,98 = -32,43%;

г) суммы постоянных затрат:

н=53,87 - 59,55 = -5,68%.

З = 0,44 + 16,54 - 32,43 - 5,68 = -21,13 %

Рис.3.22. Влияние четырех факторов на рентабельность продукции

Уровень рентабельности продукции в 2010году ниже, чем в 2009 на 21,13%. Все четыре фактора повлияли на этот показатель. За счет увеличения количества реализованной продукции и цены реализации рентабельность повысилась на 0,44% и 16,54% соответственно, но это повлияло в меньшей степени. Наибольшее влияние оказало увеличение удельных переменных затрат, за счет чего рентабельность в отчетном году снизилась на 32,43 %.Увеличение суммы постоянных затрат на 5,68% также повлияло отрицательно на уровень рентабельности продукции.

Аналогичным образом проводится анализ рентабельности продаж по формуле (2.33):

=42,86%

=43%

=47,91%

=37,3%

=35%

_РП = 35 - 42,86 = 7,86%,

Полученные данные показывают, что уровень рентабельности продаж в 2010 году снизился, в том числе за счет изменения:

а) количества реализованной продукции:

к =43 - 42,86 = 0,14%;

б) цены реализации:

ц =47,91 - 43 = 4,91%;

в) удельных переменных затрат:

у = 37,3 - 47,91 = -10,61%;

г) суммы постоянных затрат:

н=35 - 37,3 = -2,3 %.

РП = 0,14 + 4,91 - 10,61 - 2,3=-7,86%

Рис.3.22. Влияние четырех факторов на рентабельность продаж

Уровень рентабельности продаж в отчетном году снизился на 7,86%. Повлияли на изменение этого показателя четыре фактора. Отрицательное влияние оказали увеличение суммы постоянных и удельных переменных затрат, за счет которого рентабельность в целом снизилась на 12,91%. Увеличение количества реализованной продукции и цены реализации повысили уровень рентабельности на 0,14% и 4,91% соответственно, но это повлияло в меньшей степени. Наибольшее же влияние оказало увеличение удельных переменных затрат, которые снизили уровень рентабельности на 10,61%.

3.4 Определение упущенных возможностей и предложения по улучшению финансовых показателей деятельности НГДУ «Ямашнефть»

Для выявления упущенных возможностей НГДУ «Ямашнефть» при реализации энергоэффективного решения на Архангельском месторождении проведем факторный анализ прибыли и рентабельности. Таким образом, сравним экономические результаты при комплексной методике расчета эффективностис экономическими результатами расчета эффективности каждой технологии отдельно.

Данные для расчета экономических показателей деятельности НГДУ «Ямашнефть» представлены в таблице 4.5.

Таблица 3.5Исходные данные для анализа влияния методики комплексного расчета с учетом взаимовлияния технологий на экономические показатели

Показатели	Расчет по технологиям	Комплексный расчет	Упущенные возможности
Добыча нефти (К), т.	5603	5622	19
Цена реализации (Ц), руб.	7456,20	7456,20	0
Удельные переменные затраты на ед. продукции (У), руб./т.	3480,54	3340,04	-14,05
Сумма постоянных затрат (Н) тыс. руб.	7983	7859	-124
Производственная себестоимость, тыс.руб.	26957,67	26636,70	-320,97
Затраты на 1 рубль реализованной продукции, руб./руб.	0,439	0,431	-0,008
Себестоимость 1 т. нефти, руб./т.	4811,29	4737,94	-73,35

Анализ влияния комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий на прибыль проведем по системе директ-костинг с применением формулы 3.1.

П₀ = 5603*(7456,20-3480,54)-7983 = 14 292,62 тыс. руб.

П_усл.1= 5622*(7456,20-3480,54)-7983 = 14 368,16 тыс. руб.

П_усл.2= 5622*(7456,20-3480,54)-7983= 14 368,16 тыс. руб.

П_усл.3= 5622*(7456,20-3340,04)-7859 = 15 158,05 тыс. руб.

П₁= 5622*(7456,20-3340,04)-7859 = 15 282,05 тыс. руб.

Общее изменение прибыли в результате комплексного расчета с учетом взаимовлияния технологий составило:

ДП = 15282,05 - 14292,62 = 989,43 тыс. руб.

В том числе за счет:

а) изменения объема добычи нефти:

ДП_К = 14368,16 - 14292,62 = 75,54 тыс. руб.

б) изменения цены реализации нефти:

ДП_Ц = 14368,16 - 14368,16 = 0 тыс. руб.

в) изменения удельных переменных затрат:

ДП_У = 15158,05 - 14368,16 = 789,89 тыс. руб.

г) изменения постоянных затрат:

ДП_Н = 15282,05 - 15158,05 = 124 тыс. руб.

ДП = 75,54 + 0 + 789,89 + 124 = 989,43 тыс. руб.

Таким образом, расчеты показали, что увеличение прибыли на 989,43тыс. руб.в результате введения комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий вызвано снижением удельно-переменных затрат на 140,5 руб./т. и суммы условно-постоянных на 124 тыс. руб., а также увеличением добычи нефти на 2232 т.

Анализ влияния введения комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий на рентабельность продукции предприятия по системе директ-костинг проведем по формуле 3.2.

=52,00%

=52,15%

=52,15%

=56,64%

=57,37%

Общее изменение рентабельности составит:

З = 57,37 - 52,00 = 5,37%,

Итак, рентабельность продукции увеличилась на 5,37 % и составила 57,37%, это произошло за счет изменения следующих факторов:

а) количества реализованной продукции:

к =52,15 - 52,00 = 0,15%;

б) цены реализации:

ц =52,15 - 52,15 = 0%;

в) удельных переменных затрат:

у =56,64 - 52,15 = 4,49%;

г) суммы постоянных затрат:

н=57,37 - 56,64 = 0,73%.

З = 0,15 + 0+4,49+0,73 = 1,64%

Увеличение рентабельности на 5,37% вызвано снижением удельно-переменных затрат и на 0,11% - ростом добычи нефти.

Изменение экономических показателей деятельности НГДУ «Ямашнефть», вследствие введения комплексной методики расчета с учетом взаимовлияния технологий представлено на рисунках 3.23 и 3.24

Рис. 3.23. Влияние комплексной методики расчета с учетом синергетического эффекта на экономические показатели деятельности НГДУ

Рис.3.24. Влияние комплексной методики расчета с учетом синергетического эффекта на экономические показатели деятельности НГДУ

Таким образом, при расчете экономической эффективности мероприятий без учета взаимовлияния технологий упущенные возможности для НГДУ «Ямашнефть» составят:

ѕ по снижению себестоимости 1 т. нефти - 73,35 руб./т.;

ѕ по снижению удельно-переменных затрат - 14,05руб./т.;

ѕ по снижению затрат на 1 рубль реализованной продукции - 0,008 руб./руб.;

ѕ недополучение прибыли от реализации продукции - 989,43 тыс. руб.;

ѕ недостигнутый уровень рентабельности 57,37% при плановом 52 %.

Кроме того, не учитывая синергетический эффект при комплексном внедрении технологий, плановый расчет добычи нефти становится некорректным. Так, используя комплексную методику расчета с учетом взаимовлияния технологий, добыча нефти составит 5622 т. при плановой величине 5603 т.

4. РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОЛУЧЕНИЯ СИНЕРГЕТИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ВНЕДРЕНИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОЙ СХЕМЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И АНАЛИЗ ЕГО ВЛИЯНИЯ НА ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

4.1 Новые подходы и методы решения задач повышения энергоэффективности добычи нефти

В ОАО «Татнефть» накоплен большой опыт по внедрению высокоэффективных технологий, охватывающий все направления нефтедобычи. В НГДУ «Ямашнефть» в настоящее время практически все энергоэффективные решения собраны и реализованы на Архангельском месторождении. На данном месторождении имеется опыт эксплуатации технологии одновременно-раздельной закачки воды в системе поддержания пластового давления, метода одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, входного устройства для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса, цепного привода штангового насоса, микропроцессорной станции управления добывающей скважиной на базе программно-технического комплекса типа с системой телеметрии, низковольтного косинусного конденсатора.Практика внедрения данных технологий показывает высокую эффективность их использования в сфере добычи нефти.

Взаимодействие технологий позволит получить сверхаддитивный (синергетический) эффект от их комплексного внедрения -- положение вещей, обычно передаваемое фразой «целое больше суммы отдельных частей», т.е. суммирующий эффект взаимодействия двух или более технологий существенно превзойдет эффект каждого отдельного компонента в виде их простой суммы.Это произойдет за счет дополнительного объема добычи нефти, сокращения затрат на электроэнергию и проведение текущего подземного ремонта скважин в результате учета изменения данных показателей от взаимовлияния внедряемых технологий.

Расчет эффективности внедрения технологий ранее всегда основывался лишь на факторах увеличения объема добычи и снижения эксплуатационных затрат, не учитывая при этом возможность возникновения синергетического эффекта при комплексном использовании технологий. Другими словами, при расчете эффективности каждой технологии отдельно, не принимался во внимание косвенный эффект их взаимного влияния друг на друга. Для доказательства существования и возможности расчета данного эффекта рассмотрим следующий пример.

Рассмотрим вариант внедрения технологии ОРЭ (однолифтовой конструкции), станции управления и цепного привода на трех условных скважинах со средним дебитом 3,2 тн./сут. и удельной нормой электроэнергии на тонну нефти 48,8 кВтч/тн (рис .4.1).

Рис. 4.1. Схема внедрения прогрессивных технологий на трех условных скважинах

При варианте внедрения технологий на разные скважины получаем следующее изменение ТЭП:

- на первой скважине - увеличение дебита на 2.5 тн в сут.;

- на второй и третей - снижение удельной нормы электроэнергии до 33,2 и 46,4 кВтч/тн.

Тогда суточные затраты электроэнергии составят 529,7 кВтч, что при объеме добычи 12,1 тонны в сутки соответствует удельной норме на электроэнергию по всем трем скважинам 43,8.

Для сравнения рассмотрим вариант комплексного использования данных технологий на одной скважине (рис.4.2)

В этом случае внедрение технологии цепного привода приведет к снижению удельной нормы электроэнергии на 1 тонну нефти до величины 33,18кВтч/тн (48,8*(1-0,32)), однако использование станции управления будет оказывать влияние уже на вновь образовавшуюся при использовании ЦП норму и приведет к ее снижению до 31,5 кВтч/тн(33,18*(1-0,05)). В то же время, произойдет увеличение дебита на 2,5 тн./сут.

При неизменных ТЭП на двух других скважинах затраты электроэнергии составят 486,7 кВтч в сутки, что при том же что и в первом варианте объеме добычи 12,1 тн/сут будет соответствовать предельному уровню электроэнергии 40,7кВтч на 1 тн.

Таким образом, комплексное использование данных технологий на 1 скважине позволило получить дополнительный эффект по сравнению с использованием их на разных скважинах, что выразилось в снижении удельной нормы электроэнергии на 3,2 квтч/т. (43,84-40,66), или на 6,6 руб./тн. (4,83*1,851=8,94). Данный эффект является примером синергетического эффекта от взаимодействия нескольких технологий направленных на снижения себестоимости продукции (в данном случае уменьшение затрат электроэнергии).

4.2 Экономическое обоснование и расчет экономической эффективности комплекса энергосберегающих мероприятий с учетом синергетического эффекта от их взаимовлияния

4.2.1. Расчет экономической эффективности энергосберегающих мероприятий по технологиям

Для осуществления комплексного решения на Архангельском месторождении НГДУ «Ямашнефть» предлагается использовать следующие современные энергосберегающие технологии и оборудование:

ѕ метод одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной;

ѕ входное устройство для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса;

ѕ технологии одновременно-раздельной закачки воды в системе поддержания пластового давления;

ѕ цепной привод штангового насоса;

ѕ микропроцессорная станция управления добывающей скважиной на базе программно-технического комплекса типа с системой телеметрии;

ѕ низковольтные косинусные конденсаторы.

Оценив потенциал внедрения вышеуказанных технологий для реализации комплексного решения энергоэффективной схемы добычи нефти предлагается внедрить: технологии ОРЭ на 2 скважинах, входных устройств для поочередной подачи нефти и воды на 2 скважинах, цепных приводов, микропроцессорных станций управления с системой телеметрии и низковольтных косинусных конденсаторов на 6 скважинах, технологию ОРЗ на 1 скважине. В таблице 4.1 приведен анализ изменения технико-экономических показателей в зависимости от внедрения комплекса предложенных мероприятий, произведенный путем расчета эффективности каждой технологии без учета их влияния друг на друга.

Таблица 4.1Изменение ТЭП после внедрения технологий на участке Архангельского месторождения

№ п/п	Наименование технологий	Номера скважин	Инвестиции, тыс. руб.	Изменение основных ТЭП	Примечание
				Добыча нефти, тн	Эл.энергия, кВт.ч	Снижение недоборов нефти, тн/год	Прочие, тыс. руб.
				сут.	усл.год
1	ОРЗ с использованием М1-Х	скв. 4636	1336	2.4	700.8	42132.1	-	-
2	ОРЭ	скв. 4626	1464	2.5	730	43887.6
		скв.4647	1464	2.5	730	43887.6
3	Входное устройство для поочередной подачи нефти и воды	скв.4646	12.6			-1088.7	2.59	-124.59	Средняя стоимсоть ПРС 415,3 руб
		скв.4634	12.6	-	-	-435.5	1.036	-124.59
4	Цепной привод штангового насоса	скв. 4626	850			-3030.0	2.072
		скв.4647	850			-12985.4	8.547
		скв.7853	850			-33351.3	21.793	-415.3
		скв.4635	850	-	-	-10482.3	6.919	-415.3
5	Микропроцессорная станция управления с системой телеметрии	скв. 4626	317,2			-427.6	1.12
		скв.4647	317,2			-1763.7	4.634
		скв.7853	317,2			-4497.2	11.78
		скв.4635	317,2			-1427.8	3.74
		скв.4634	317,2			-534.5	1.4
		скв.4646	317,2			-213.8	0.56
6	Низковольтный косинусный конденсатор	скв. 4626	2,93			-989. 8
		скв.4647	2,93			-4083.0
		скв.7853	2,93			-10410.7
		скв.4635	2,93			-3305.3
		скв.4634	2,93			-1237.3
		скв.4646	2,93			-494.9
ИТОГО				2160.8	46151.8	66.601	-955.19

Как видно из таблицы 4.1 за счет внедрения ОРЗ на скважине 4636 дополнительная добыча нефти по реагирующим скважинам составит 2,4 тн./сут. или 700,8 т. за условный год. За счет прироста среднесуточного дебита затраты на электроэнергию увеличатся на 42132,1 кВт.ч. Расчет экономической эффективности от внедрения установки ОРЗ двух пластов скважины 4636 приведен в приложении. Капитальные вложения при внедрении составят 1336 тыс. руб. Динамика ЧДД и чистой прибыли приведена на рисунке 4.2.

Рис.4.2.Динамика ЧДД и чистой прибыли при внедрении ОРЗ на скважине 4636, тыс. руб.

Благодаря внедрению ОРЭ на скважинах 4626 и 4647 среднесуточный дебит вырос на 2,5 тн./сут. При этом за условный год прирост составит 730 тн. Соответственно расход электроэнергии увеличится на 43887,6 кВт.ч.

Расчет экономической эффективности от внедрения установки ОРЭ двух пластов на скважинах 4626 и 4647 Архангельского месторождения представлен в приложении.

Капитальные вложения составят 1464 тыс. руб. Для наглядности динамика ЧДД и чистой прибыли приведена на рисунке 4.3.

Рис. 4.3. Динамика ЧДД и чистой прибыли при внедрении ОРЭна скважинах 4626 и 4647 Архангельского месторождения, тыс. руб.

Использование цепного привода на скважинах 4626, 4647, 7853, и 4635 позволило сократить удельную норму потребления электроэнергии в среднем на 32%.За счет оптимальной работы оборудования и снижения отрицательного влияния «мертвого» пространства в насосе происходит снижение недоборов нефти на 2,072 и 8,547 тн./г. на скважинах 4626 и 4647 соответственно. Кроме того, внедрение ПЦ на скважинах 7853 и 4635 позволило отказаться от двух подземных ремонтов общей стоимостью 830,6 тыс. руб. Расчет эффективности внедрения на скважинах ПЦ приведен в приложении. Динамика ЧДД и чистой прибыли представлена на рисунке 4.4.

Рис. 4.4. Динамика чистой прибыли и ЧДД эффективности демонтажа СК со старой скважины и внедрение на ней нового ПЦ, тыс. руб.

За счет установки микропроцессорной станции управления с системой телеметрии на 6 скважинах происходит уменьшение потребления электроэнергии в среднем на 5% и снижение недоборов нефти за счет уменьшения часов простоя в целом на 23,234 тн/год. При этом стоимость одной СУ СКАД составляет 317,20 тыс. руб.

Расчет экономической эффективности использования интеллектуальной станции управления СКН на скважинах НГДУ «Ямашнефть» приведен в приложении. Для наглядности динамика ЧДД и чистой прибыли при внедрении микропроцессорной станции с системой телеметрии представлена на рисунке 4.5.



Рис. 4.5. Динамика ЧДД и чистой прибыли при внедрении микропроцессорной станции с системой телеметрии, тыс. руб.

Использование входного устройства для поочередной подачи нефти и жидкости на скважинах 4646 и 4634 позволило отказаться от 0,3 ПРС в год на каждой скважине на сумму 124,59 тыс. руб. За счет этого произошло снижение недоборов нефти на 2,59 и 1,036 тн/год соответственно на скважинах 4646 и 4634.Кроме того снизился расход электроэнергии на 1088,7 и 435,5 кВт.ч.

Снижение потребления электроэнергии на скважинах 4626, 4647, 7853, 4635, 4634 и 4646 обусловлено также установкой низковольтных косинусных конденсаторов. Стоимость одного такого устройства составляет 2,93 тыс. руб., а снижение потребления электроэнергии происходит в среднем на 10%.

Расчет экономии затрат и прибыли от внедрения входных устройств и низковольтных косинусных конденсаторов приведен в приложении.

Осуществление каждого из мероприятий по созданию энергоэффективной схемы добычи нефти приносит прибыль, что показывает дисконтированный индекс доходности инвестиционных проектов по внедрению предлагаемых технологий. Наибольший ИДД у инвестиционных проектов по внедрению низковольтных косинусных конденсаторов, входных устройств для поочередной подачи воды и нефти на скважинный насос - 5, и 4,1 соответственно. Также превысил значение 2 ИДД проектов по замене СК на ПЦ-60 и внедрения микропроцессорных станций управления. ИДД проектов внедрения технологий ОРЭ и ОРЗ составляет 1,58 и 1,57 соттветственно.

Наибольший дисконтированный период окупаемости проектов по внедрению ОРЭ и ОРЗ - 2,8 и 2,3 года соответственно. Менее чем за год окупится внедрение технологий входного устройства для поочередной подачи воды и нефти на прием скважинного насоса и низковольтных косинусных конденсаторов. Внедрение цепного привода штангового насоса и микропроцессорной станции управления с системой телеметрии окупиться через 1,5 и 1,7 года после внедрения соответственно.

Таким образом, в результате расчета экономической эффективности внедрения данных технологий без учета их влияния друг на друга дополнительная добыча нефти за условный год составила 2160,8тн, расход электроэнергии снизился на 46151,8 кВт.ч., в результате оптимизации работы оборудования и сокращения простоев скважин снижение недоборов нефти составило 66,601 тн/год. При этом за счет сокращения количества ПРС сэкономлено 955,19 тыс. руб.

Комплексный расчет экономической эффективности энергосберегающих мероприятий с учетом взаимовлияния технологий

Анализ результатов мероприятий по энергосбережению НГДУ «Ямашнефть», проведенный в пункте 4.2 показал серьезное положительное влияние данных мероприятий на основные технико-экономические показатели НГДУ. Опыт, полученный в результате внедрения современных, прогрессивных, энергосберегающих технологий создал предпосылки для разработки комплексного подхода к оценке эффективности разработки месторождений, управления и мониторинга затратами по всем применяемым технологиям, которые имеются на вооружении НГДУ «Ямашнефть».

Такой подход позволяет НГДУ перейти к новой энергоресурсоэффективной схеме добычи, сбора и подготовки нефти.

В качестве образца внедрения предлагаемых технологий в добыче нефти может служить вариант, предложенный к реализации на участке скважин Архангельского нефтяного месторождения 6 блока (табл. 4.2).

Таблица 4.2Исходные данные

№ п/п	Номер скважины	Первоначальный дебит, тн/сут	Наименование внедряемых технологий
1	4636	-	ОРЗ и М1-Х
2	4626	0,56	ОРЭ, ЦП, микропроцессорная станция управления с системой телеметрии, низковольтный косинусный конденсатор
3	4647	2,31	ОРЭ, ЦП, микропроцессорная станция управления с системой телеметрии, низковольтный косинусный конденсатор
4	4634	0,7	Входное устройство для поочередной подачи нефти и жидкости, микропроцессорная станция управления с системой телеметрии, низковольтный косинусный конденсатор
5	7853	5,89	ЦП, микропроцессорная станция управления с системой телеметрии, низковольтный косинусный конденсатор
6	4635	1,87	ЦП, микропроцессорная станция управления с системой телеметрии, низковольтный косинусный конденсатор
7	4646	0,28	Входное устройство для поочередной подачи нефти и жидкости, микропроцессорная станция управления с системой телеметрии, низковольтный косинусный конденсатор

На данном участке в настоящее время проводится добыча по башкирскому ярусу, в то же время имеются отложения нефти на верейском горизонте. В связи с этим на данном участке возможно внедрение технологий ОРЗ и ОРЭ. В рассматриваемом участке имеются 6 добывающих скважин с суммарным среднесуточным дебитом 11,61 тн./сут., одна нагнетательная скважина, в которую планируется внедрение технологии ОРЗ. Технология ОРЗ позволит увеличить среднесуточный дебит реагирующих скважин на 1,2 тн./сут.

Рассмотрим поэтапно схему получения синергетического эффекта на скважине 4647. Расчеты произведены согласно методике, приведенной в пункте 4.1.

Первоначальный дебит составляет 2,31 тн./сут. Удельная норма электроэнергии 60,12 руб./тн.

Внедрение ОРЗ на скважине 4636 - дополнительная добыча нефти на реагирующей 1,2 тн./сут.

2,31+1,2=3,51 тн./сут.

Внедрение ОРЭ - дополнительная добыча нефти 2,5 тн./сут.

3,51+2,5=6,01 тн./сут.

Использование цепного привода - сокращение удельной нормы потребления электроэнергии на 32%

60,12*(3,51+2,5*(1-0,32)/(3,51+2,5)=52,12 руб./тн.

Низковольтный косинусный конденсатор - сокращение удельной нормыпотребления электроэнергии на 10%.

52,12*(1-0,10)=46,91 руб./тн.

Микропроцессорная станция управления с системой телеметрии -

- сокращение удельной нормыпотребления электроэнергии на 5%.

46,91*(1-0,05)=44,56 руб./тн.

- сокращение недоборов нефти за счет избегания простоя скважины на 48 часов

2 сут.(2,31+2,5+1,2)=12,02 тн./год.

По остальным скважинам расчет произведен аналогично (Приложение)

Таким образом, взаимосвязь данных технологий заключается в увеличении среднесуточного дебита (увеличение не только первоначального дебита, но и прироста от предыдущего мероприятия) и сокращении удельной нормы электроэнергии (сокращение от предыдущего эффекта).

Таблица 4.3Расчет технико-экономических показателей по каждой скважине

Внедряемая технология	Начальное значение	ОРЗ скв №4636	ОРЭ	ЦП / ВУ	КК	СУ	Конечное значение	Затраты на электроэнергию
Скважина	Показатель	Ед.изм.
4626	добыча нефти	тн/сут	0.56		0.56 +2.5 = 3.06				3.06	(3.06*292+6,12)* 37.96=34150
	удельная норма электроэнергии	руб./тн	60.12			(60.12*0.56+60.12*2.5*(1-0.32))/(0.56+2.5)=44.4	44.4*(1-0.1)=39.96	39.96* (1-0.05)=37.96	37.96
	изменение потерь нефти от простоев	тн/год						2 сут * (0.56+2.5) = 6.12	6.12
	затраты на ПРС	тыс. руб.
4646	добыча нефти	тн	0.28						0.28	(0.28*292+1.596)* 51.4=4285
	удельная норма электроэнергии	руб./тн	60.12				60.12*(1-0.1)=54.1	54.1* (1-0.05)=51.4	51.40
	изменение потерь нефти от простоев	тн/год				3.7 сут * 0.28 = 1.036		2 сут * 0.28 = 0.56	1.596
	затраты на ПРС	тыс. руб.				-124.59			-124.59
4634	добыча нефти	тн	0.7						0.7	(0.7*292+3.99)*51.4=10711
	удельная норма электроэнергии	руб./тн	60.12				60.12*(1-0.1)=54.1	54.1*(1-0.05)=51.4	51.40
	изменение потерь нефти от простоев	тн/год				3.7 сут * 0.7 = 2.59		2 сут * 0.7= 1.4	3.99
	затраты на ПРС	тыс. руб.				-124.59			-124.59
Продолжение табл. 4.3
4647	добыча нефти	тн	2.31	2.31 + 1.2= 3.51	3.51+2.5= 6.01				6.01	(6.01*292+12,02)* 44.55=78717.18
	удельная норма электроэнергии	руб./тн	60.12			(60.12*3.51+60.12*2.5*(1-0.32)) /(3.51+2.5)=52.1	52.11*(1-0.1)=46.9	46.9*(1-0.05)=44.55	44,55
	изменение потерь нефти от простоев	тн/год						2 сут * (2,31+1.2+2.5) = 12,02	12,02
	затраты на ПРС	тыс. руб.
7853	добыча нефти	тн	5.89	5.89 + 1.2 = 7.09					7.09	(7.09*292+40.41)* 34.9=76633
	удельная норма электроэнергии	руб./тн	60.12			60.12*(1-0.32)=40.88	40.88*(1-0.1)=36.8	36.8*(1-0.05)=34.9	34.90
	изменение потерь нефти от простоев	тн/год				3.7 сут * (5.89+1.2) = 26.23

Подобные документы

• Экономическая оценка эффективности деятельности предприятия и пути её повышения (на примере ООО "Фрост и к")

  Понятие эффективности производства. Экономическая характеристика предприятия. Анализ показателей экономической эффективности основных фондов, оборотных средств, материальных ресурсов организации. Совершенствование маркетинга, сбытовой деятельности.
  
  дипломная работа [239,2 K], добавлен 17.10.2012
  

• Проблемы повышения эффективности производства на примере приедприятия "Сибнефтеавтоматика".

  Сущность экономической эффективности производства. Показатели экономической эффективности. Пути повышения экономической эффективности производства. Анализ финансово-хозяйственной деятельности производственного предприятия "Сибнефтеавтоматика".
  
  курсовая работа [157,4 K], добавлен 30.10.2007
  

• Повышение экономической эффективности деятельности предприятия

  Понятия и содержание экономической эффективности, основные показатели ее оценки для предприятия. Направления повышения экономической эффективности производственно-хозяйственной деятельности организации, а также улучшения ее финансовых результатов.
  
  дипломная работа [152,4 K], добавлен 14.06.2012
  

• Оценка экономической эффективности деятельности предприятия и пути ее повышения

  Показатели экономической эффективности деятельности предприятия, необходимость ее повышения в условиях рыночной экономики. Оценка экономической эффективности деятельности КУП "Минскхлебпром Хлебозавод №4". Резервы снижения себестоимости продукции.
  
  дипломная работа [297,4 K], добавлен 07.01.2015
  

• Анализ экономической эффективности деятельности предприятия ОАО "Лукойл"

  Цели, задачи и информационная база анализа финансового состояния организации. Анализ экономической эффективности деятельности ОАО "Лукойл". Основные проблемы предприятия, определение основных путей совершенствования его экономической деятельности.
  
  курсовая работа [93,3 K], добавлен 14.11.2013
  

• Оценка экономической эффективности деятельности предприятия РДПТУП "Надежда"

  Сущность оценки экономической деятельности предприятия и ее роль в принятии управленческих решений. Система показателей экономической эффективности деятельности предприятия. Методические подходы к оценке экономической эффективности деятельности.
  
  курсовая работа [32,7 K], добавлен 28.01.2016
  

• Совершенствование организации производства, повышение экономической эффективности компании ОАО "ЮНИМИЛК"

  Анализ компании ОАО "ЮНИМИЛК": характеристика предприятия, организация производства; повышение экономической эффективности и прогнозирование результатов финансово-хозяйственной деятельности. Бизнес-план по внедрению новой продукции – творожка "Яначка".
  
  курсовая работа [104,8 K], добавлен 24.10.2014
  

• Пути повышения экономической эффективности отрасли растениеводства (на примере ООО "Чкаловский" Оренбургского района Оренбургской области)

  Анализ показателей экономической эффективности растениеводства. Факторы повышения эффективности зернового производства. Анализ эффективности производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Резервы повышения урожайности и валовых сборов продукции.
  
  дипломная работа [185,1 K], добавлен 15.06.2013
  

• Экономическая и социальная эффективность деятельности предприятия

  Теоретические основы изучения экономической и социальной эффективности деятельности предприятия. Анализ экономической и социальной эффективности деятельности АО "Орентекс". Основные пути повышения эффективности деятельности предприятия на примере АО "Орен
  
  дипломная работа [62,4 K], добавлен 11.02.2003
  

• Экономическая и социальная эффективность деятельности предприятия

  Теоретические основы изучения экономической и социальной эффективности деятельности предприятия.Анализ экономической и социальной эффективности деятельности АО "Орентекс". Основные пути повышения эффективности деятельности предприятия на примере АО "Орент
  
  дипломная работа [62,3 K], добавлен 12.04.2003
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам