4.3 Сравнительный анализ эффективности проведенных мероприятий
Полученные показатели при расчете экономической эффективности инвестиционных проектов МУН сведены в табл.4.8.
Результаты расчета показывают, что если бы все вышеперечисленные проекты были приняты и реализованы, чистый дисконтированный доход составил бы 3261 тыс. руб., Индекс доходности затрат изменяется в пределах от 1,669 до 1,689. Срок окупаемости составляет 2 месяца.
Таблица 4.8 Показатели экономической эффективности
| Мероприятия | ПОКАЗАТЕЛИ | |||||
| Объем кап.вложений тыс. руб. | Доб. нефти на срок эффекта тыс. тн | ЧДД тыс. руб. | ИД | ИДД | ДСО | |
| Фильтры ШГН | 304 | 0,968 | 983 | 1,687 | 1,611 | 2 |
| Глушение | 361 | 0,995 | 926 | 1,669 | 1,585 | 2,5 |
| Скребки | 406 | 1,318 | 1352 | 1,689 | 1,615 | 2 |
| Всего | 1071 | 3,281 | 3261 | |||
4.4 Предложения по введению показателей лимит убытков и норматива простоев в ПРС
Целью повышения эффективности работы цехов ПРС и снижения времени простоя высокоремонтных скважин предлагается ввести в НГДУ «Елховнефть» взамен норматива простоя скважин новый экономический показатель лимит убытков.
Лимит убытков определяется индивидуально для каждого конкретного подразделения исходя из средней прибыльности 1 скважины и норматива простоя, утвержденного технологическим отделом по добыче нефти [9].
Норматив простоя утверждается каждый год по ЦПРС и подразделяется по бригадам в зависимости от закрепленного фонда скважин.
Фонд скважин разбивается на 3 категории:
1) рентабельные;
2) нерентабельные;
3) убыточные.
В обобщенном виде затраты по приоритетам можно расписать следующим образом:
- Налоги — снижают величину рентабельности скважин, отчисляются от товарной продукции в законодательном порядке;
- Электроэнергия на извлечение, перекачку, техническую подготовку, внепроизводственные затраты на транспортировку и реализацию нефти — являются необходимыми обязательными затратами для добычи нефти. Эта величина является гибкой, поскольку автоматически исчезают при остановке скважины;
- Покрытие затрат на ПРС — отнесены к эксплуатационным, обязательным затратам в связи с тем, что эти затраты являются текущими, и скважина с низким МРП прогнозирует дополнительные расходы на нее для НГДУ в любом случае при ее работе.
Вышеперечисленные пункты затрат являются вынужденными и необходимыми.
- Амортизация скважин;
- Затраты по искусственному воздействию на пласт — являются негибкими затратами: их трудно уменьшить при выводе скважины из эксплуатации;
- Прочие затраты — негибкие затраты.
Способ определения категории скважины следующий:
1) скважина убыточная — если доход по товарной продукции от нее не окупает затрат, перечисленных в первых 3-х пунктах. Такая скважина приносит убыток при своей работе.
2) скважина нерентабельная — если ее доход по товарной продукции превышает затраты первых 3-х пунктов, но она тем не менее является нерентабельной по сравнению с уровнем всех распределенных на нее затрат.
3) скважина рентабельная – если доход по товарной продукции от нее полностью окупает все затраты и приносит определенный доход.
Норматив простоя скважин по бригадам ПРС превращен в лимит убытков путем пересчета на средние потери индивидуальной прибыли при простое одной скважины. Эффект заключается в том, что теперь обслуживание бригадами ПРС проводится в первую очередь по высокорентабельным скважинам, имеющим высокие показатели индивидуальной прибыли.
Таким образом, бригада ПРС может выполнять лимит убытков, обходясь меньшим количеством ремонтов, и не только не ухудшать при этом экономическое положение, но даже улучшать его.
В результате введения показателей лимит убытков и норматива простоя:
- повышается эффективность работы цехов подземного ремонта, приносящих при тех же затратах больший объем дополнительной нефти;
- снижается время простоя высокорентабельных скважин [16].
5.1 Анализ влияния эффективности ПРС на объём добычи нефти
В результате уменьшения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта и увеличения МРП скважин сокращаются потери нефти, т.е. увеличивается объем добычи нефти. В таблице 5.1 указан прирост добычи нефти по предложенным мероприятиям.
Таблица 5.1 Прирост добычи нефти по предложенным мероприятиям
| Наименование мероприятия | Прирост добычи нефти, тыс.тн. | Затраты на проведение мероприятий, тыс. руб. |
| 1. Фильтры НГН | 0,968 | 304 |
| 2. Скребки | 1,318 | 406 |
| 4. Глушение | 0,995 | 361 |
| Итого | 3,281 | 1071 |
На основе мероприятий, рассмотренных в главе 4, найдем объём добычи нефти после проведения данных мероприятий.
Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825 тыс. тн. За счет проведения мероприятий объём добычи нефти увеличивается на 3,281 тыс. тн. Таким образом, объём добычи нефти после проведения данных мероприятий составит 2828,281 тыс. тонн.
Согласно данным, предоставленным НГДУ «Елховнефть» в 2006 году от рассматриваемых мероприятий получена дополнительная добыча в следующих размерах:
— Фильтры ШГН – 968 тонн;
— Глушение – 995 тонн;
— Скребки – 1318 тонн.
От объёма добычи нефти напрямую зависит себестоимость тонны нефти. Так как при прочих равных условиях с повышением объёма добычи происходит снижение себестоимости одной тонны нефти.
В то же время прирост добычи ведёт к увеличению переменных затрат, тем самым увеличивается общая сумма затрат по предприятию.
5.2 Анализ влияния повышения качества ремонтов на МРП
МРП является оценочным показателем работы скважин и отражает в равной степени как технический уровень, надежность, качество изготовления и ремонта скважинного оборудования, так и степень организации работ по ремонту скважин [16].
Под МРП эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени, то есть период фактической их эксплуатации, между последовательно проводимыми ремонтами.
При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, связанные с проведением ГТМ [13].
Одной из основных задач для НГДУ является увеличения МРП скважин. Увеличение МРП возможно при уменьшении количества ремонтов.
На примере мероприятия «Глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» рассмотрим влияние на МРП.
Технология предназначена для качественного глушения скважин на период проведения подземных ремонтных работ. Под качеством глушения подразумевается, прежде всего, полное сохранение продуктивности скважин в послеремонтный период. Эффект достигается за счет применения облагороженных (практически не влияющих на нефтепроницаемость коллектора) жидкостей глушения. Разработана гамма рецептур облагороженных жидкостей глушения (ОЖГ) на водной, углеводородной и комбинированной (эмульсионной) основе.
Технология глушения основана на комбинированном применении традиционно доступных ЖГ на водной основе, которые располагают в интервале подвески колонны НКТ и насоса, и ОЖГ, располагая их в нижней части ствола скважины в интервале от насоса до забоя. Таким образом, продуктивный пласт надежно изолируется от контакта с водой.
Технико-экономическая эффективность применения технологии обусловливается в основном двумя достижениями или факторами:
- исключение затрат на специальные работы по освоению и выводу скважин на режим в послеремонтный период.
- исключение недобора в добыче нефти в период освоения и вывода скважин на режим [5].
Исходные данные представлены в таблице 5.8 для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 5.9.
Таблица 5.8 Исходные данные для расчета экономической эффективности
| Показатели | Ед.изм. | Варианты | ||||||
| базовый | новый | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |||||
| 1. Объем внедрения, всего | скв. | 352 | ||||||
| ЕТ.Ч- 2005г. | .». | 500 | ||||||
| 2006 г. | -«- | 750 | ||||||
| 2007 г. | -«_ | 1000 | ||||||
| 2. Затраты на НИОКР | тыс. руб. | 500 | ||||||
| 3. Среднесуточный дебит по нефти | т/скв | 3,7 | 3,7 | |||||
| 4. Продолжительность освоения и вывода на режим | сут. | 6 | 2 | |||||
| 5. Недобор нефти за время освоения и вывода на | ||||||||
| режим | т | 14,8 | ||||||
| 6. Коэффициент эксплуатации скважин | 0,833 | |||||||
| 7. Кол-во используемых материалов: | ||||||||
| — пластовая девонская вода | т | 22 | 22 | |||||
| 1-ый вариант | ||||||||
| — нефть товарная девонская | т | 2 | ||||||
| — пластовая вода | т | 3 | ||||||
| — эмульгатор «ЯЛАН-Э- 1 « | т | 0,1 | ||||||
| — техническая вода | т | 20 | ||||||
| 2-ой вариант | ||||||||
| — пластовая вода | т | 0 | ||||||
| -МЛ-81Б | т | 0,022 | ||||||
| — техническая вода | м3 | 0,022 | ||||||
| 3-ий вариант | ||||||||
| — пластовая вода | т | 5 | ||||||
| — ФЛЭК | т | 0,01 | ||||||
| — техническая вода | т | 20 | ||||||
| 8. Стоимость материалов без НДС: | ||||||||
| — нефть товарная девонская | руб. /т | 1927,9 | ||||||
| — пластовая вода | руб. /т | 13,1 | 13,1 | |||||
| — эмульгатор «ЯЛАН-Э- 1» | тыс. руб. /т | 15 | ||||||
| -МЛ-81Б | руб. /т | 27915 | ||||||
| — ФЛЭК | тыс. руб./т | 23 | ||||||
| — техническая вода | руб. /м3 | 6,52 | ||||||
| 9. Используемая спецтехника: | ||||||||
| — ЦА-320 | ед. | 1 | 1 | |||||
| — АЦ-8 | ед. | 3 | 3 | |||||
| 10. Время использования каждой единицы | ||||||||
| спецтехннки: | ||||||||
| — ЦА-320 | час | 4 | 4 | |||||
| -АЦ-8 | час | 4 | 4 | |||||
| 11. Стоимость часа эксплуатации спецтехники: | ||||||||
| — ЦА-320 | руб. | 414 | ||||||
| -АЦ-8 | руб. | 444 | ||||||
| 12. Ремонты по причине засорения | шт. | 117 | 58 | |||||
| Время одного ремонта | час | 42 | ||||||
| 13. Стоимость 1 часа работы оператора по подготовке | ||||||||
| скважин 5 р. (с учетом 100% премии и ЕСН) | руб. /час | 72,6 | ||||||
| 14. Ставки налогов и отчислений: | ||||||||
| — налог на прибыль | % | 24 | ||||||
| -НДПИ | руб./т | 2267,0 | ||||||
| — налог на имущество | % | 2,2 | ||||||
| 15. Среднее расстояние до скважины | км | 30 | ||||||
| 16. Средняя скорость передвижения спецтехники | км/час | 30 | ||||||
| 17. Условно-переменные затраты на добычу нефти | руб./т | 164,2 | ||||||
| 18. Средневзвешенная цена релизации нефти | руб./т | 5912 | ||||||
| 19. Балансовая стоимость установки по | ||||||||
| приготовлению ОЖГ | тыс. руб. | 347,9 | ||||||
| 20. Норма амортизации установки | % | 9,3 | ||||||
| 21. Годовая производительность установки | м3 | 21000 | ||||||
| 22. Средний объем приготовления ОЖГ на одну скв.- опер. | м3 | 22 | ||||||
| 23. Трудозатраты на приготовление 1 мЗ ОЖГ: | руб. | 94,3 | ||||||
| — оператор по подготовке скважин 4 р. (4 чел.) | руб. | 26,1 | ||||||
| — мастер 12 р. (1 чел.) | руб. | 11,2 | ||||||
| — премия 100% (60% тек. + 40% кварт.) | руб. | 37,3 | ||||||
| — ЕСН 26,5% | руб. | 19,8 | ||||||
Расчеты
- Выручка от реализации продукции =
Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн.нефти = 0,995*5912 = 5882,44 тыс. руб.
- Условно-переменные затраты =
Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =
0,995* 2431,2 = 2419,04 тыс. руб.
- Себестоимость реализованной продукции =
Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =
2419,04 + 361 = 2780,04 тыс. руб.
- Себестоимость дополнительной добычи =
Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =
2780,04 / 0,955 = 2794,014 руб./ т.
- Прибыль от реализации =
Выручка от реализации — Себестоимость реализованной продукции =
5882,44 –2780,04 = 3102,4 тыс. руб.
- Налог на прибыль =
Прибыль от реализации * ставку налога =
3102,4 * 0,24 = 744,576 тыс. руб.
- Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =
Прибыль от реализации – налог на прибыль =
3102,4 – 744,576 = 2357,824 тыс. руб.
В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» количество ремонтов уменьшилась на 59 и составило 58 шт., продолжительность освоения и вывода на режим уменьшилось на 4 суток. Уменьшение количества ремонтов происходит в результате качественного выполнения ремонта.
Таким образом, снижение количества ремонтов ведет к увеличению МРП скважин.
В 2006 году МРП составил по ШГН 922 суток. Найдем МРП после мероприятия:
МРП = 1195724/ 1268= 943 суток
Таким образом, МРП скважин после проведения данного мероприятия увеличился до 943 суток.
Данное мероприятие было реализовано на 352 скважинах, инвест — проект рассчитан на 1 скважину.