Министерство образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

Кафедра ОУ

Курсовой проект

По дисциплине Организация производства и менеджмент

Пояснительная записка

Пояснительная записка на тему: Экономическое обоснование выбора варианта разработки Хохряковского месторождения

Автор: студент гр. НГ-99

Ганин А.В.

Проверил

Руководитель

ассистент Череповицын А.Е.

Санкт-Петербург

2003 год

Содержание

• Введение
• 1. Показатели экономической оценки
• 2. Обоснование удельных затрат для экономических расчетов
• 3. Анализ чувствительности проекта к риску
• Заключение
• Библиографический список
• Введение
• В данном курсовом проекте рассматриваются три варианта дальнейшей разработки Хохряковского месторождения, расположенного в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Здесь представлены основные геологические, технологические и экономические показатели разработки месторождения. Более подробно рассматриваются вопросы налогообложения, оценки капитальных вложений и эксплуатационных затрат и анализа чувствительности проекта при колебании цен на нефть на внутреннем и мировом рынках, капитальных вложений и эксплуатационных затрат.
• 1. Показатели экономической оценки

Краткий физико-географический очерк

Хохряковское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, севернее среднего течения р. Вах. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области. Расстояние от Хохряковского месторождения до г. Нижневартовска составляет 163 км.

Площадь работ представляет собой сглаженную слабопересеченную равнину, с плавным увеличением высотных отметок к северу ( от 50 до 90 м.). Наблюдается сильная заболоченность территории, наличие большого количества озер, стариц, проток. Из крупных озер, прилегающих к территории месторождения можно отметить Ай-Енгтым-Емтор, Еккан-Еган-Эмтор, Энтиль-Пег-Эмтор. Имеющиеся в районе реки не судоходны , ширина их не превышает 10 м. Лес, в основном смешанный , с преобладанием хвойных пород. Животный мир довольно разнообразен.

Климат в районе резко континентальный. Температура в январе падает до -50⁰С. Мощность снегового покрова достигает 1,5 м. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры. Температура воздуха достигает +30⁰С. Среднегодовое количество осадков колеблется в пределах 420-450 мм. Ледостав обычно происходит в ноябре, вскрытие рек ото льда - во второй половине мая. Толщина льда 0,5 - 1 м.

Коренное население занимается рыболовством, звероводством, охотой, лесоразработкой.

Транспортировка грузов в район месторождения ведется в весенне-летнее время по реке Вах. В зимнее - осуществляется по "зимникам". Круглогодично используется авиатранспорт и автодорога.

Хохряковское месторождение относится к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В верхнем гидрогеологическом этаже разреза присутствуют 3 водоносных горизонта - четвертичный, атлым-новомихайловский и чеганский.

Наиболее значительным по запасам воды, пригодной к использованию в хозяйственных нуждах, является атлым-новомихайловский горизонт, который залегает на глубине 90-120 м. Воды горизонта пресные гидрокарбонатные магниево-кальциевые с минерализацией 0,1-0,4 г/л.

В Нижневартовском районе , кроме нефти и газа, добывают так же торф и строительные материалы. Запасы месторождения керамзитовых глин , открытого в районе г.Мегион , составляют по категории А+В+С1=2963,1 тыс.м3. Запасы месторождения строительного песка , открытого в 2,5 км. к юго-востоку от Мегиона , составляют 4,8 млн.м3. Кроме того, в районе пос. Варьеган расположено месторождение стекольного песка. В районе пос. Локосово и г. Мегион открыты месторождения глин, пригодных для производства кирпича.

Запасы месторождений строительных материалов используются для строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, а так же других производственных нужд.

Геологическое строение месторождения. Стратиграфия

В геологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и песчано-глинистые терригенные отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Стратиграфическое расчленение произведено в соответствии с унифицированной корреляционной схемой, утвержденной МСК СССР 30.01.78 г.

На площади работ породы Домезозойские фундамента вскрыты скважиной № 7 , представлены темными кайнотипными вулканическими базальтами, плотными , подверженными метаморфизму. Породы на глубине 2860 м. Возраст датируется предположительно : Туринская серия триасовой системы или нижний карбон.

На размытой поверхности доюрских образований залегает мощная толща осадочных пород мезозой-кайнозоя. Полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной № 7, где его толщина достигает 2753 м.

Мезозой-кайнозойские отложения представлены юрской, меловой, палеогеновой, четвертичными системами.

Отложения Юрская системы развиты в основании осадочного чехла повсеместно и представлены тремя отделами. Осадки нижней и средней Юры слагают континентальную толщу тюменской свиты, которая сложена чередованием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников мелкозернистых, плотных. Песчанники преобладают в верхней части свиты , где выделяется пласт Ю₂. Для отложений свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, углистость и пиритизация органики. Толщина тюменской свиты 420 м.

В составе верхней юры выделяется васюганская (наунакская), георгиевская и баженовская свиты, представленные преимущественно породами морского и прибрежно-морского генезиса.

Васюганская (наунакская) свита (келловей-оксфорд) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части преобладают песчаники серые и светло-серые, глинистые, прослоями известковистые, нефтенасыщенные. Алевролиты серые, реже известковистые. В верхней части разреза преобладают в основном аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевролитистые. С песчаниками васюганской свиты связана промышленная нефтеносность Хохряковского месторождения (регионально нефтеносный горизонт Ю₁ - пласты Ю₁¹ и Ю₁²). Толщина 55-70 м.

Георгиевская свита (кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми с глауконитом, известковистыми. Толщина от 1 до 7 м.

Баженовская свита (волжский ярус) завершает разрез верхне-юрских отложений аргиллитами темно-серыми, почти черными, битуминозными, плитчатыми, с включениями конкреций сидерита, пиритизированных обломками фауны и растительных остатков. Толщина свиты составляет 30-40 м.

Подбор и оптимизация технологического режима скважин

В процессе оптимизации, анализируя режимы работы скважин, необходимо решить следующие задачи:

определение возможности увеличения отборов жидкости из скважин;

увеличения МРП за счет облегчения режима работы насосной установки;

прогнозирование режимов эксплуатации при проектировании интенсивности отборов.

Oбзор существующих методик подбора УЭЦН

Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам начинались пракрически одновременно с созданием самих установок ЭЦН.

К основным ранним работам по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д. Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть,в НК "ЮКОС" и работу, выполненную В.С. Линёвым.

В 70-х годах опубликованы методики фирмы REDA и методики, разработанные в ОКБ НБ. В настоящее время практически все пользователи УЭЦН во всём мире используют для подбора установок к скважинам тех или иных компьютерных или ручных систем.

Особым многообразием подобных систем отличается российская нефтедобывающая промышленность, в которой используются десятки методик и программ.

Ряд российских программ основан на алгоритмах, разработанных в 60-70-х годах П.Д. Ляпковым.

В значительной части используемых программ лежат разработки ОКБ НБ, основанные на "Универсальной методике подбора УЭЦН" в её основе лежит адаптивная модель системы "пласт - УЭЦН - лифт" снабжённая аппаратом адаптации для повышения точности модели на базе нефтепромысловой информации.

Показатели экономической оценки.

Капитальные вложения представляют собой совокупность затрат на создание новых, и расширение и реконструкцию действующих основных фондов. Они включают затраты на выполнение необходимого объема затрат по эксплуатационному бурению и нефтепромысловому обустройству месторождения.

Эксплуатационные расходы - это текущие затраты предприятия, связанные с осуществлением производственных процессов по добыче нефти и ее реализации.

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

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

Чистые денежные поступления представляют собой разность между наличием средств от производственно-финансовой деятельности и затратами на освоение месторождения. Положительное значение денежных поступлений считается подтверждением целесообразности инвестирования средств в разработку месторождения (в проект), а отрицательное - напротив, свидетельствует о неэффективности их использования. Дисконтированные денежные поступления рассчитывается с применением нормы дисконтирования по ставке 10% согласно требованиям РД. Внутренняя норма рентабельности - коэффициент рентабельности инвестиций, рассчитывается путем нахождения ставки дисконтирования, при которой приведенная стоимость будущих денежных поступлений равняется сумме инвестиций, т. е. это то значение нормы дисконтирования, при котором накопленные дисконтированные денежные поступления за расчетный период равны нулю. Индекс доходности характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных поступлений к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений. Срок окупаемости капитальных вложений - это продолжительность периода, в течение которого поступление денежных средств от производственной деятельности предприятия покроют затраты на инвестиции, т. е. это тот период, за пределами которого накопленные чистые дисконтированные поступления становится, и в дальнейшем остаются, неотрицательными. Доход государства складывается из суммы налогов и отчислений, перечисляемых в государственный бюджет.

Обоснование удельных затрат для экономических расчетов.

Основным методом расчетов при оценке инвестиционных проектов является метод постоянных цен. Выполнение расчетов в постоянных ценах и использование действующих значений всех исходных параметров (нормативов) является главным условием, обеспечивающим объективность результатов анализа инвестиционного проекта.

Учет влияния инфляции и анализ риска проекта в качестве дополнения к базовому расчету в постоянных ценах проводится в рамках анализа чувствительности.

Нормативы капитальных вложений.

Для обоснования нормативной базы использованы фактические показатели за 2000 год и проектно-сметная документация по месторождению.

Стоимость строительства одного метра эксплуатационной и нагнетательной скважины взята согласно данным бизнес-плана на 2001 год в размере 3826 рублей. Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти и газа содержат затраты на выкидные линии, нефтесборные сети, трубопроводы на заменяемых участках нефтесбора, строительство двух ДНС и прочие затраты. Удельные затраты на одну добывающую скважину составили 2.621 млн. рублей.

Удельные капитальные вложения на строительство объектов по поддержанию пластового давления включают затраты на обустройство устьев нагнетательных скважин, строительство высоконапорных водоводов, двух КНС, очистных сооружений, прочие затраты и составляют 2.096 млн. руб. на одну нагнетательную скважину. Норматив удельных капитальных вложений на электроснабжение содержит затраты на строительство высоковольтных линий ВЛ - 35 кВ, ВЛ - 6 кВ, подстанций, прочие затраты и в сумме составляют 0.753 млн. руб. на одну добывающую скважину.

Удельные затраты на строительство баз производственного назначения составляют 0.760 млн. руб/скв. Удельные капитальные вложения на автоматизацию производства вошли в расчёт в размере 0.250 млн. руб/скв. Капитальные вложения на строительство автомобильных дорог включают затраты на строительство внутрипромысловых дорог, подъездов к кустам скважин, в расчёте на одну добывающую скважину составляют 1.320 млн. руб. В размере 10% от суммы капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство предусмотрены затраты на строительство природоохранных объектов. Удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек, вошли в расчёт в размере 2.730 млн. руб. Средний индекс удорожания по капитальным вложениям в нефтепромысловое обустройство принят на уровне 31.0 к ценам 1984 году.

Нормативы эксплуатационных затрат.

Нормы текущих затрат определены по элементам сметы с использованием фактических данных о производственно-финансовой деятельности ОАО "Юганскнефтегаз" за 2000 г и бизнес-плана на 2001 год.

Удельные затраты на вспомогательные материалы приняты в размере 5.84 руб/т жидкости. Удельные затраты на топливо приняты на уровне 0.38 руб/т жидкости. Затраты на электроэнергию для подъёма жидкости рассчитаны на одну тонну жидкости, добываемой механизированным способом, и составляют 4.67 руб/т, для закачки воды с целью поддержания пластового давления взяты на один кубический метр закачиваемой воды в размере 2.98 руб., на подготовку нефти взяты на уровне 0.93руб/т нефти.

Основная и дополнительная заработная плата принята из расчета 14944 рублей в месяц на 1 работающего. Отчисления в пенсионный фонд учитываются в размере 28.0% , на социальное страхование 4.0%, медицинское страхование - 3.6%. Амортизационные отчисления на восстановление стоимости основных фондов взяты на уровне 6.7%. Стоимость капитального ремонта скважин и основных фондов взята на одну действующую скважину в размере 380 тыс. руб. Затраты на проведение работ по гидроразрыву пласта взяты в размере 4570 тыс. руб./оп., по выводу скважин из бездействия 544 тыс. руб./ скв.

• 2. Обоснование удельных затрат для экономических расчетов

Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ОАО "Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие". ОАО "ННП" является структурным подразделением ОАО "Тюменская Нефтяная Компания" в которой находится контрольный пакет акций. Нефтегазодобывающее предприятие занимается добычей нефти и газа, а так же внутри промысловым сбором и транспортом нефти и газа. По состоянию на 01.01.2000г. на балансе НГДУ числятся 7 месторождений. В разработке находится 6 месторождений, 1 в доразведке. В течении последних лет удалось переломить негативную тенденцию падения добычи и начиная с 1996 года постоянно наращивать её объём. Начиная с 1995 года были приняты стандартизированные формы бизнес-планирования, основывающиеся на управлении издержками производства в рамках доходности продажи нефти и обеспечения положительного потока наличности для выполнения объемных показателей по году (добыча нефти, капитальные вложения). Большое внимание уделяется ценовой политике, которая базируется на постоянном контроле соответствия стоимости приобретаемых услуг и материальных ресурсов с доходами от продажи нефти. Организационная структура НГДУ является бюрократически-функциональной структурой с высокой степенью разделения труда, развитой иерархией управления, с формальным порядком согласования решений

Анализ динамики технико-экономических показателей

Динамика технико-экономических показателей НГДУ представлена в таблице. Анализируя ТЭП за 1995 - 1998 гг. по НГДУ можно сделать следующие выводы: добыча нефти за последние два года увеличилась за счет ввода новых нефтяных скважин, проведения ГРП, кислотные обработки скважин и за счет увеличения действующего фонда нефтяных скважин. Этому способствовало привлечение кредита ЭКСИМбанка (США) на закупку оборудования и кредита ЕБРР под бурение уплотняющей сетки Хохряковского месторождения. Выручка от реализации нефти и газа имеет также тенденцию к увеличению т.к. увеличивается добыча нефти.

Таблица 11. Динамика технико-экономических показателей ОАО "ННП"

Прирост добычи от внедрения УЭЦН:

ДQ₂₀₀₂ = 30 ·18 · 0 = 0 тыс.т; ДQ₂₀₀₃ = 30 ·96 ·20 = 57,6 тыс.т.

При расчете выручки от реализации используем цены предприятия на нефть без учета акцизного налога и налога на добавленную стоимость (Ц = 1160 руб/т).

Коэффициент дисконтирования:

₂₀₀₂ = (1 +0,1)^{2002 - 2002} = 1; ₂₀₀₃ =0,9091

Дисконтированный поток денежной наличности определяется следующим образом:

ДПДН2002 = 15808,6 · 1 = 15808,6 тыс.р.; ДПДН2003 = 14574,1 тыс.р.

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТС2003 = 15808,6 тыс.р; ЧТС2003 = 30382,7 тыс.р.

Срок окупаемости можно определить расчетным путем:

Т_ок = 1 - {0/(15808,6 - 0)} = 0 года

Для оценки эффективности вложений необходимо кроме срока окупаемости рассчитать коэффициент отдачи капитала (КОК).

ЧТС_инв = 222,4 · 1 = 222,4 тыс.р.

КОК = {93860,3/(222,4 + 1)} = 42,01 руб

Коэффициент отдачи капитала показывает, какой доход за расчетный период получается с 1 рубля капитальных вложений, т.е. 42,01 руб

3. Анализ чувствительности проекта к риску

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

Расчет чувствительности при внедрении УЭЦН на Хохряковском месторождении был проведен при следующих диапазонах изменения параметров:

годовая добыча нефти [-30%; +10%];

цена на нефть [-20%; +20%];

стоимость УЭЦН "ODI" [-15%; +15%];

ставка налога на прибыль [-20%; +20%];

диаграмма чувствительности проекта изображена на рис.1

Диаграмма "паук" (Рис. 1).

Заключение

Реализация рекомендуемого варианта разработки Хохряковского месторождения позволит за расчетный период добыть 123.638 млн. тонн нефти.

Технико-экономический анализ проектных решений, выполненный в соответствии с налоговым законодательство Российской Федерации в ценах, сложившихся на 01.01.2001 года, показал, что для выполнения запланированных объемов работ потребуется 30382.7 млн. руб. капитальных вложений.

Библиографический список

1. Отчет по преддипломной практике

2. Курс лекций по менеджменту