close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

DP EKON ChAST 15tabl 26f 102

код для вставкиСкачать
 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Технико-экономические показатели работы НГДУ "Туймазанефть"
Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" филиал Открытого Акционерного Общества "Башнефть" находится по юридическому адресу Республика Башкортостан, город Октябрьский, улица Северная 37.
НГДУ "Туймазанефть" занимается следующими основными видами деятельности: добычей, переработкой и транспортировкой углеводородного сырья. Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" (далее по проекту краткое наименование НГДУ "Туймазанефть") разрабатывает 21 месторождение, в том числе Серафимовское месторождение, открытое в 1949 году. Технико-экономические показатели предприятия (ТЭП) характеризуют производственную и экономическую деятельность согласно основного вида деятельности предприятия.
Экономическая эффективность работы предприятия зависит от эффективности использования основных оборотных фондов, также трудовых ресурсов. Определение экономической эффективности деятельности предприятия основывается на анализе основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Значение ТЭП заключается в анализе выполнения производственных программ, выявление внутренних экономических резервов и улучшение использования производственных ресурсов.
По итогам анализа предлагаются мероприятия менеджменту предприятия, для совершенствования экономического механизма предприятия. Выполнение основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности НГДУ "Туймазанефть" за 2010 - 2011 гг. приведено в таблице 5. Таблица 5 - ТЭП производственно-хозяйственной деятельности НГДУ "Туймазанефть"
Показатели
2010г.2011 годИзмененияфактфакт+,-%Добыча нефти, тонн
906000
918800
128001,41Добыча газа, тыс. м3
224802357510954,87
Среднесуточный дебит, т|сут
2,3
2,35
0,052,17Фонд добывающих скважин
12101150-60-3,93Коэффицент эксплуатации
0,9420,9570,0151,59Фондоотдача
30,629,3-1,3-4,25
Межрем. период работы скв., сут.
34334520,58
Товарная продукция, тыс.руб
14967771516032192551,28Себестоимость 1 тонны товарной нефти, руб.
52005150-50-1Среднесписочная численность персонала, чел.
27702690-80-2,89Производительность труда на 1 работающего, тыс.р/чел
296031101505,06Капитальные вложения, руб.16942681617908-76360-4,51Фонд нагнетательных скважин
270259-11-4,08Балансовая прибыль, тыс.руб.
1195185133563214044711.86Цена товарной нефти (без НДС), руб.
6800700020016,6 Значение технико-экономических показателей заключается в анализе выполнения производственных программ, выявлении внутренних экономических резервов, улучшении использования производственных ресурсов. Для этого проводится факторный анализ технико-экономических показателей.
Для выявления причины следственных связей динамики технико-экономических показателей и основных внутренних резервов НГДУ "Туймазанефть" проведем факторный анализ динамики выручки от реализации нефти (См. таблицу 6).
Таблица 6 - Факторный анализ динамики выручки от реализации нефти
ФакторыСр. суточный дебит
т|сутТ экспл.
сут.К экспл.Ч действующих скважинЦена нефти
руб|тВыручка от реализации
Тыс. руб.Отклонение2010г.2,33430,942121068006114587-12,353430,94212106800624751213292522,353450,942121068006283941,436429,432,353450,957121068006384004100062,642,353450,957115068006067442,2-316561,852,353450,957115070006245896,3178454,1Итого отклон. 131309,1 Из анализа таблицы 6 можно сделать следующие выводы:
Анализ изменения времени межремонтного периода показал положительное влияние увеличения данного показателя на выручку от реализации нефти на 36429,4 тыс. руб., так же, как и увеличение среднесуточного дебита нефти положительно сказалось на выручке от реализации нефти на 132925 тыс. руб.
Анализ изменения коэффициента эксплуатации скважин показал положительное влияние роста данного показателя на выручку от реализации нефти на 100062,6 тыс. руб.
Уменьшение действующего фонда нефтяных скважин отрицательно отразилось на выручке от реализации нефти на 316561,8 тыс. руб.
В результате увеличения цены на нефть была получена положительная разность выручки от реализации нефти, и составила она 178454,1 тыс. руб.
Таким образом, в результате воздействия всех факторов на размер выручки от реализации нефти, предприятию НГДУ "Туймазанефть" удалось получить прибыль в размере 131309,1 тысяч рублей, что является положительным фактором, подтверждающий экономический эффект в деятельности предприятия.
После проведения факторного анализа и их воздействия на выручку от реализации углеводородного сырья, определим точку безубыточности исследуемого предприятия.
Точка безубыточности - это объем товарной продукции, в стоимостном выражении необходимый для покрытия всех затрат производства.
Для определения финансовой устойчивости предприятия рассчитаем точку безубыточности производственно-хозяйственной деятельности предприятия НГДУ "Туймазанефть" за 2011 год по формуле 5: Q* = Qфакт х FC/ Цн - VC , тыс. т (5)
где, Qфакт - фактическая добыча нефти за 2010 год, тыс. т;
FC - постоянные затраты, тыс. /руб.;
VC - переменные затраты, тыс./руб.;
Цн - цена нефти.
Постоянные затраты рассчитаем по формуле 6:
FC = 40% х С (6)
где, С - себестоимость одной тонны нефти
FC = 40% х 5150 = 2060 руб
Переменные затраты рассчитаем по формуле 7:
VC = 60% х С (7)
VC = 60% х 5150 = 3090 руб
Q* = 918,8 х 2060 / 7000 - 3090 = 484 тыс. т
Точка безубыточности в денежном выражении:
Q*руб = Q*т х Ц1т.н , тыс. руб. (8)
Q*руб = 484 х 7000 = 3 388 тыс. руб.
Определим финансовую устойчивость предприятия в натуральном и стоимостном выражениях.
Определим финансовую устойчивость в натуральном выражении по формуле 9:
ФП = Qфакт - Q*т , тыс. т (9)
где Qфакт - фактическая добыча нефти за 2011 год, тыс. т;
Q*т - точка безубыточности в натуральном выражении, тыс. т
ФП = 918,8 - 484 = 434,8 тыс. т
Определим финансовую прочность в денежном выражении по формуле 10:
ФП = Пбал - Q*руб , тыс. руб. (10)
гдеПбал- балансовая прибыль, тыс. руб.,
Q*руб - точка безубыточности в денежном выражении, тыс. руб.
ФПруб = 1 699 780 - 3 388 = 1 666 392 тыс. руб.
Балансовую прибыль рассчитаем по формуле 11:
Пбал =(Qфакт х Ц1т.н) - (Qфакт х С) (11)
ГдеПбал- балансовая прибыль, тыс. руб;,
Qфакт - фактическая добыча нефти за 2011 год, тыс. т;
Ц1т.н - цена нефти;
С - себестоимость одной тонны нефти.
Пбал =(918800 х 7000) - (918800 х 5150) = 1 699 780 тыс. руб.
Таким образом, финансовая прочность предприятия НГДУ "Туймазанефть" в денежном выражении составляет 1 666 392 тысяч рублей.
В результате проделанного анализа, финансовая прочность производства исследуемого предприятия НГДУ "Туймазанефть" находится на удовлетворительном уровне, что говорит о необходимости совершенствования внутреннего экономического механизма предприятия за счет собственных средств.
Это совершенствование можно достигнуть путем вывода скважин из простоя и бездействия, переводом скважин с одного эксплуатационного объекта на другой, предложение малозатратных методов увеличения нефтеотдачи для увеличения объемов добычи нефти, что позволит предприятию дополнительно зарабатывать прибыли.
К настоящему времени Серафимовское месторождение характеризуется высокой степенью выработанности и находится на завершающей стадии разработки. В результате годовая добыча нефти систематически снижается, доля воды в продукции скважин возрастает, уменьшается фонд добывающих скважин. Для повышения выработки остаточных запасов и вовлечения новых участков залежей предлагается возврат скважин №№ 58, 95, 101, которые выработали запасы по нижним горизонтам, на кизеловский горизонт.
Дополнительную добычу нефти по скважинам №58 (А1) №95 (А2) №101 (А3) после возврата, изменения режима их работы, как во времени, так и по мощности, можно определить по формуле 12:
А = (q2-q1) х Т х Kэ х Kу (12)
где, q2 q1 - среднесуточный дебит по скважине или в группе скважин по нефти до и после внедрения новой техники (технологии); выражается в т/сут.
Т - период эффективного реагирования скв. на ГТМ, сут.
Kэ - коэффициент эксплуатации скважины за 2011 год
Дополнительно добычу нефти необходимо рассчитать по каждой скважине в отдельности вследствие различия их среднесуточных дебитов. Рассчитаем прирост добычи нефти по исследуемым скважинам после проведения возврата по формуле 12:
№58 (А1) = (2,5-0) х 365 х 0,957 = 873,26 т
№95 (А2) = (0,8-0) х 365 х 0,957 = 279,44 т
№101 (А3) = (2,4-0) х 365 х 0,957 = 838,33 т
В таблице №7 приведена информация об изменении дебитов скважин после возврата скважин
Таблица №7 - Прирост добычи нефти после возврата скважин
Номер скв.Дебит скважины после возврата, т/сутДебит скважины до возврата, т/сутПериод после внедрения, сутКоэффициент эксплуатации скважиныПрирост добычи, т582,503650,957873,26
950,803650,957279,441012,403650,957838,33Общее1991,03
Таким образом, после возврата скважин №№ 58, 95, 101 на кизеловский горизонт Серафимовского месторождения ожидается прирост добычи нефти, равный 1991,03 т.
Для внедрения более экономичных решений и для выявления результатов снижения затрат производства и реализацию продукции на нефтедобывающем предприятии проводят анализ себестоимости по добыче и подготовке нефти. Основная задача анализа себестоимости - выявление и мобилизация имеющихся на предприятии резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции для роста на этой основе внутренних накоплений.
Для анализа проводят по каждой статье калькуляции смету с выявлением факторов, обусловивших перерасход или экономию.
Отдельные факторы снижения себестоимости действуют неравномерно и неодинаково, поэтому при анализе изучают воздействие каждого фактора.
Выполним аналитические расчеты, связанные с исследованием динамики калькуляции себестоимости, добычи нефти в НГДУ "Туймазанефть" за 2010-2011 года по таблице №8.
Таблица №8 - Анализ динамики калькуляции себестоимости нефти по экономической классификации расходов (ЭКР)
Статьи затрат Затраты на т. нефти, руб.До возвратаПосле после возвратаИзменения затратРасходы на энергию, руб.286,88190 393,64761 580,32571 186,68Расходы по искусственному воздействию на пласт, руб.366,5243 235,05972 947,54729 712,49Основная заплата, руб.814,44637 161,39891 575,61-Отчисление на социальные нужды, руб.176,46159 750,82193 170,52-Амортизация скв., руб.85,677 409,8193 707,17-Расходы по сбору и транспортировки нефти, руб.417,93277 367,601 109 478,76832 111,16Расходы по технической подготовки нефти, руб.34,222 697,5190 790,7368 093,22Цеховые расходы, руб.140,6531 5779,3331 5776,33-Расходы по эксплуатации оборудования, руб.168,34111 722,20446 892,19335 169,99Общепроизводственные расходы, руб.132296 356,32296 355,32-Оплаты НТПИ, руб.2137,5479 890,25373 882,63106 007,62Плата за недра, руб.63,514 256,387 236,777 490,28Не производственные расходы, руб. 32673 190,2673 190,26-Общая сумма расходов, руб.2 899 210,56
5 626 584,15
2 727 373,59Добыча нефти, т663,672654,71991,03Себестоимость т. нефти, руб.515051504466684 Изменение себестоимости после возврата скважин определяются в зависимости от предлагаемого мероприятия. Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятия определяется на основе практических данных НГДУ "Туймазанефть"
Расходы на энергию по извлечению нефти при механизированном способе эксплуатации определим по формуле:
∆Зэ=∆Q*Cэу=1991,03*286,88 = 571 186,68 руб. (13)
где ∆Зэ - изменение затрат на энергию по извлечению нефти, руб;
∆Q- прирост дебита;
Cэу- удельное затраты на т. нефти, по статье расходы на энергию по извлечению нефти, Cэу=286,88руб
Расходы по искусственному воздействию на пласт определяется по формуле:
∆Зв=∆Q*Сву=1991,03*366,5 = 729 712,49 руб. (14)
где ∆Зэ- изменение расходов по искусственному воздействию, руб;
Cэу- удельное затраты на т. нефти, по статье расходы по искусственному воздействию на пласт, Cву=366,5
Расходы по сбору и транспортировки определяется по формуле:
∆Зсб.тр=∆Q*Ссб.тр=1991,03*417,93 = 832 111,16 руб. (15)
где ∆Зсб.тр- изменение расходов по сбору и транспортировки нефти, руб;
Ссб.тр- удельное затраты на т. нефти, по статье расходы по сбору и транспортировки нефти, Ссб.тр=417,93
Расходы по технологической подготовки нефти определяется по формуле:
∆Зтп=∆Q*Стпу=1991,03*34,2 = 68 093,22 руб. (16)
где ∆Зтп- изменение расходов по технологической подготовки нефти, руб;
Стпу-удельное затраты на т. нефти по статье расходов технологической подготовки нефти, Стпу=34,2
Расходы по эксплуатации оборудования определяется по формуле:
∆Зэоп=∆Q*Сэоп=1991,03*168,34 = 335 169,99 руб. (17)
где ∆Зэоп- изменение расходов по эксплуатации оборудование, руб;
Сэоп-удельное затраты на т. нефти, по статье расходы по эксплуатации оборудования, Сэоп=168,34
Таким образом, расчеты, произведенные в таблице 8, говорят о том, что себестоимость 1 т. нефти в скважинах №№ 58, 95, 101 Серафимовского месторождения НГДУ "Туймазанефть" после проведения возврата на кизеловский горизонт снижается с 5150 до 4466 руб.
4.2 Организация и нормирование работ на проведение возврата скважин
Организация работ представляет собой сочетание во времени и пространстве трудовых ресурсов, производственных и финансовых средств, в строго регламентированных производственных, технических, санитарно-гигиенических условиях, с целью решения производственных функций и задач.
Возврат скважин на вышележащий горизонт - мероприятие, применяемое на многопластовых нефтегазовых месторождениях с целью более полного использования эксплуатационных скважин. Работы по возврату скважины проводят по заранее намеченному плану-проекту, составленному по заявкам промыслов.
Для возврата скважины требуется бригада капитального ремонта скважин. Во главе бригады состоит мастер ЦКРС. В его подчинении находятся бурильщик шестого разряда, помощник бурильщика пятого разряда и машинист подъемника шестого разряда. Для выполнения работ по возврату скважины бригада капитального ремонта получает план работ, в котором указываются данные по скважине, ранее выполнявшиеся ремонтные работы, дата его начала, продолжительность и сдельная расценка.
Причинами возврата скважин №№ 58, 95, 101 является высокая выработанность запасов по нижележащим пластам, а так же наличие залежей нефти кизеловского горизонта в месте расположения данных скважин. Возврат скважин на вышележащий горизонт осуществляется в случае необходимости прекращения эксплуатации оставляемого горизонта или по техническим причинам. В этих целях эксплуатируемый пласт разобщают от вновь выбранного путем создания монолитного цементного моста в колонне над оставляемым горизонтом. При этом основное внимание следует уделять изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды (в особенности, если она высоконапорная, а переходный горизонт расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта). В таких случаях используют способ цементирования под давлением через отверстия фильтра. Если же переходный горизонт находится на значительном удалении от оставляемого объекта, цементный стакан можно создавать цементированием без давления.
Если нет опасности проникновения чуждых вод в переходный объект, то забой можно затрамбовать песком или глиной, а затем создать цементный стакан необходимой высоты. В скважинах, сильно поглощающих жидкость, практикуется ввод в пласт песка до частичного восстановления циркуляции и лишь после этого производят цементирование под давлением.
Для снижения интенсивности поглощения жидкости пластом применяют одну или две заливки гельцементом с добавкой в цементный раствор алюминиевого порошка или предварительную глинизацию пласта.
Нормирование труда - важнейшая составная часть научной организации труда, объективная необходимость планового ведения хозяйства и повышения ее эффективности. Оно включает технико-экономическое и физиологическое обоснование необходимых (нормативных) затрат труда, измерение и оценку трудовых затрат на основе норм, а также разработку мероприятий по внедрению этих норм в производство.
Норма труда - это регламентированное величина затрат труда на изготовление одним или несколькими исполнителями единицы изделия соответствующего качества или объема работ в характерных для данного предприятия организационно-технических условиях производства.
Норма должна отвечать не только требованиям эффективного использования рабочего времени и оборудования, но и задачам сохранения здоровья трудящихся, т.е. обеспечивать физиологически допустимую интенсивность труда, физические усилия, напряжения нервной системы в данных производственных условиях (температуре окружающей среды, загазованности, шуме и т.д.).
Трудоемкость - это затраты рабочего времени на выполнение производственных заданий.
Затраты рабочего времени характеризуют потребность в трудовых ресурсах на выполнение производственных работ. Поэтому целесообразно изучать структуру затрат рабочего времени. Рабочее время состоит из времени выполнения производственных работ и времени перерывов. Время на выполнения производственных заданий состоит из двух видов затрат времени:
1. Работы, предусмотренные заданием;
2. Работы, не предусмотренные заданием.
Трудоемкость определяется по формуле 15:
Ti = ti * Qi (18)
где, Ti - общая трудоёмкость работ i-го вида операций;
ti - норма времени на производство i-го вида операций, человеко/час, машино/час;
Qi - количество одинаковых операций
На предприятии НГДУ "Туймазанефть" расчет трудоёмкости при проведении МУН выполняют рассчетно - аналитическим методом, то есть на основе заранее разработанных нормативов времени (наряд задание).
На основании наряд задания с использованием производственных норм времени, нормативов численности и логической последовательности технологических процессов выполним расчет трудоёмкости работ при проведении возврата скважин №№ 58, 95, 101 на кизеловский горизонт Серафимовского месторождения.
Результаты сведём в таблицу 5.
Таблица 5 - Наряд-задание на проведение работ возврату скважин №№
п\п Наименование работНеобходимая техника (наименование) Кол-во един.Время в пути Время работ, час1234561Переезд на скважину по неудвлетворит. дороге завоз по желобной, км
Т-150
ПС-0,5
2
1
2,28
1,38
1,74
0,202Разрядка скважины, часЦА-320
АЦ-81
11,38
2,590,50
0,503Подготовител. работы перед КРС
Расстановка оборуд., подключение,
Уст-ка прожект., антенны, фундаментов
Выхлопной трубы, монтаж подъем, устр-во работ.
Площадки, устан.прием.мостков и ГИВ, заземленияК-701
АЗА-3
Фискарс
Самосвал1
1
1х2р
11,60
1,38
2,76
1,380,54
1,12
0,70
0,494Глушение скважины водой 1,19 г\см3, м ЦА-320
АЦ-81
31,38
7,772,89
2,895Начало ремонта скважины. Подъем ШГН на НКТ, 2,5, мПС-0,511,380,036Замена экспл. экспл. НКТ на технологические. Затаскиван. И укладка на мостки НКТ с расстоян. 15 м, мТрубовоз 1х2р
2,762,807Промывка скважины водой уд.весом 1,19 г\см3 с СПО НКТ с шаблоном, ск\концом с допуском и замером труб м, м3ЦА-320
АЦ-81
31,38
7,773,59
3,598Опрессовка экспл. колонны, оперЦА-320
АЦ-81
11,38
2,591,60
1,609Геофизические исследования, оперЦА-320
АЦ-81,38
2,591,00
1,0010Закачка цемент. раствора за колон. ч\з НКТ с пакером с СПО пакера, мЦА-320
АЦ-8
УС-6 смес.1
1
11,38
2,59
1,381,42
1,42
1,4211Опрессовка экспл. колонны на 100 атм., оперЦА-320
АЦ-81
11,38
2,591,60
1,6012Понижения уровня жидкости компрессором с СПО НКТ с пусковыми муфтами, мСД-9/101
ЦА-3201
11,38
1,383,80
3,8013Ожидание выравнивания жидкости, часАЦ-812,593,8014Разбуривание цементной пробки, цемен. моста или очиска стенок эксп. колон. от цемент. корки (ротором, турбобуром, винтобуром), м (опер)ЗИЛ-157 груз.
ЦА-320
АЦ-81
2
21,38
2,76
5,180,06
2,70
2,7015Промывка скважины водой уд.весом 1,19 г\см3 с СПО НКТ с шаблоном, ск\концом с допуском, м (м3)ЦА-320
АЦ-81
31,38
7,773,59
3,5916Установка и снятие противовыб. задвижки, оперЗИЛ-157 груз.
11,380,0317Перфорация, оперЦА-320
АЦ-81
11,38,
2,591,00
1,0018Промывка скважины водой уд.весом 1,19 г\см3 с СПО НКТ с шаблоном, ск\концом с допуском
Свабирование скважины, оперЦА-320
АЦ-8
ЦА-320
АЦ-81
3
4
41,38
7,77
5,52
10,363,59
3,59
3,48
3,4819Опробование скважины трубн. испытат. пластов, мЦА-320
АЦ-81
11,38
2,591,00
1,0020Окончание ремонта скв. Смена технолог. НКТ на эксплуат., мТрубовоз1х2р2,762,0921Окончание ремонта скв. Спуск ШГН на НКТ, мПС-0,511,380,0322Сборка, опрессовка арматуры, оперЦА-320
АЦ-81
11,38
2,591,29
1,2923Заключительные работы
Демонтаж подъемника вывоз и откачка желобной, оперАЗА-3
АКН 66
К-701
Самосвал1
1
1
11,38
2,59
1,38
1,380,40
0,50
0,38
1,25ИТОГО:136,7889,14 Вспомогательные работы -15% Мелкие ремонтные работы - 7% 226 Вывод:итого на капитальный ремонт скважины потребуется - двести двадцать шесть часов.
4.3 Расчет затрат на проведение возврата скважин
Экономические затраты на производство - это величина всех затрат процесса производства и реализации готовой продукции (услуг).
Текущие затраты предприятия в зависимости от содержания и назначения определяют двумя методами: по экономическим элементам и по статьям калькуляции.
Экономические элементы, включаемые в себестоимость показывают, что израсходовано в процессе производства и включают экономические однородные расходы. Затраты этой группы используют при составлении сметы затрат и определение общей суммы расходов.
Метод определения затрат по статьям калькуляции объединяет их затраты с учетом их назначения и мест осуществления. На их основе составляется калькуляция себестоимости одной продукции.
На предприятии НГДУ "Туймазанефть" расчет затрат на проведение работ по возврату скважин проводится по экономическим элементам таким как: расходы на заработную плату, отчисления на социальные нужды, затраты на прокат специальной техники и на проведение ГИС, а также затраты на материалы и на амортизацию, цеховые расходы, общехозяйственные расходы и резерв средств на непредвиденные затраты.
1. Затраты на оплату труда
Мероприятия по возврату скважин проводятся бригадой капитального ремонта, в которую входят:
- бурильщик 6 разряда;
- помощник бурильщика 5 разряда.
- машинист подъемника 6 разряда
Зарплата мастера-технолога входит в расходы по заработной плате и составляет 15620 руб. Для бригады КРС применяют сдельно-премиальную систему оплаты труда, которая предусматривает кроме заработка по повременному тарифу, выплату рабочим премии за достижения определенных количественных и качественных показателей, а так же учитывается территориальный коэффициент 15%:
Зт = Nt х Траб х Чр (19)
где, Nt - тарифная ставка рабочего, руб/час; для бурильщика 6 разряда 47,48 руб/час;
для помощника бурильщика 5 разряда 40,85 руб/час;
для машиниста подъемника 6 разряда 45,69 руб/час
Траб - время проведения ГТМ согласно наряд-задания, час; Чр - численность рабочих соответствующего разряда.
Зарплата бурильщика 6 разряда:
Зт = 47,48 х 226 х 1
Зт = 10 730,48 руб
Зарплата помощника бурильщика 5 разряда:
Зт = 40,85 х 226 х 1
Зт = 9 232,1 руб
Зарплата машиниста подъемника 6 разряда:
Зт = 45,69 х 226 х 1
Зт = 10 325,94 руб
Заработная плата с начислением сдельной премии в размере 100% определяется по формуле 20:
Ппр = Зт х 100%/100% (20)
Зарплата бурильщика 6 разряда:
Ппр = 10 730,48 х 100%/100% = 10 730,48 руб
Зарплата помощника бурильщика 5 разряда:
Ппр = 9 232,1 х 100%/100% = 9 232,1 руб
Зарплата машиниста подъемника 6 разряда:
Ппр = 10 325,94 х 100%/100% = 10 325,94 руб
Зарплата с начислением районного коэффициента по уральскому региону в 15%:
Ур= Зп . 15%/100%, (21)
Бурильщик 6 разряда
Ур= 21 460,96 . 15%/100%= 3 219,14 руб.
Помбур 5 разряда
Ур= 18 464,2 . 15%/100%= 2 769,63 руб.
Машинист 6 разряда
Ур= 20 651,88. 15%/100% = 3 097,78 руб.
5) Всего общая зар.плата составит:
Зп общ= Зп+Ур, (22)
Бурильщик 6 разряда
Зп общ= 21 460,96 + 3 219,14 = 24 680,1 руб.
Помбур 5 разряда
Зп общ= 18 464,2 + 2 769,63 = 21 233,83 руб.
Машинист 6 разряда
Зп общ= 20 651,88 + 3 097,78 = 23 749,66 руб.
Зарплата бригады составит:
Бурильщик 6 разряда- 24 680,1 руб.
Помбур 5 разряда- 21 233,83 руб.
Машинист 6 разряда - 23 749,66 руб.
Всего 72 663,59 руб.
Заработная плата мастера входит в состав общецеховых затрат.
Таким образом, расходы на заработную плату составляют 72 663,59 руб.
2. Расчет отчислений на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды производятся по единому социальному налогу (пенсионный фонд РФ, фонд социального страхования РФ, фонд обязательного медицинского и территориального страхования РФ). К тому же производятся выплаты социального характера на охрану труда и технику безопасности (ОТ и ТБ), а также профилактику профессиональных заболеваний. Зная процент начисления на оплату труда (36,1%) определим отчисления на социальные нужды:
Осоц = Фзп х 36,1%/100% (23)
где, Фзп - фонд заработной платы бригады, т.е. затраты на заработную плату, руб;
Осоц = 72 663,59 х 36,1%/100% = 26 231,55 руб
Таким образом, отчисления на социальные нужды составляют 26 231,55 рублей.
3. Расчет затрат на используемые материалы
Стоимость материалов рассчитывают следующим образом:
Зм = Qм * Цм , (24)
где Зм - затраты на материалы, руб;
Qм - количество материалов, тон. (м3);
Цм - цена 1 тонны (м3), руб.
Для приготовления раствора необходимо 6т жидкого стекла (силином)
Зм= 6 . 4032,46 руб.= 24194,76 руб.
Таким образом, затраты на материалы составляют 24194,76 руб.
4. Расчет экономических затрат на эксплуатацию спецтехники
Для проведения КОГОР требуется спецтехника. Затраты на использование спецтехники определим по формуле 22
Зт = (Тп + ТВ.Р. )* Цр , где (22)
где, Зт - затраты на спецтехнику, руб.;
Тп - время на переезд, час;
Т В.Р. - время на выполнение работ, час;
Цр - цена часа работы, руб.
Расчеты затрат на эксплуатацию спецтехники сведем в таблицу 7
Таблица 7 - Расчет экономических затрат на эксплуатацию спецтехники при КОГОР
Наименование спецтехники Время на приезд (час) Время на выполнение работ (час) Цена часа работы, (руб) Стоимость эксплуатаций (руб) АЦ-8 1 40,76 161,5 6744,24 ЦА-320 1 24,36 242,42 6147,77 А-50 1 147,01 363,55 53809,03 Т-150 1 3,73 229,94 1087,65 Синегорец 1 4,94 422,38 2508,93 АЗ-3 1 12,04 228,5 2979,64 К-701 1 12,44 304,36 4090,59 Фискарс 1 12,04 242,42 3161,15 Всего 80529 Таким образом, затраты на эксплуатацию спецтехники при проведении КОГОР составляют 80529 рублей.
5. Расчет амортизации основных средств
Под амортизацией понимают процесс планомерного переноса части стоимости основных средств на себестоимость готовой продукции, работ и услуг с целью восстановления капитальных вложений или инвестиции.
В условиях НГДУ "Туймазанефть" амортизация основных средств рассчитывают линейным способом.
С этой целью используются данные бухгалтерского учета балансовой стоимости основных средств и нормы годовых амортизационных отчислений. Используя средне статические данные по всем основным средствам применяемых в ГТМ амортизационные отчисления за час работы, составили 65,96 руб/час, тогда на весь период проведения КОГОР амортизационные отчисления найдем по формуле 23: ЗАМ = ТТ.В. х З 1Н/час (23)
где, ТТ.В. - число часов по наряду задания, час;
З 1Н/час - амортизационные отчисления за 1 час работы (65,96 руб/час).
ЗАМ = 151,7 . 65,96 = 10 006,1 руб
6. Расходы на проведение геофизических исследований:
Згфи = Чгфи * Кгфи, (24)
где, Чгфи - норма времени проведения геофизических исследований;
Кгфи - стоимость одного часа геофизических исследований.
Згфи = 3,5 * 2650 = 9275 руб.
7. Прямые затраты находят как сумму всех затрат на проведение КОГОР:
ЗПР = ЗРобщ + ОСН + ЗМ + ЗТ + ЗАМ + Згфи , руб (25)
ЗПР = 30547,33 + 11027,58 + 24194,76 + 80529 + 10006,1 + 9275= 165579,77руб.
8. Цеховые расходы. Статья калькуляции цеховых расходов включает в себя содержание всех цехов, персонала, зданий и сооружений, инвентаря и составляют 23,72% от прямых затрат:
ЗЦЕХ = ЗПР х 23,72% (26)
ЗЦЕХ = 165579,77 х 23,72% = 39275,52 руб.
Таким образом цеховые затраты составляют 39275,52 руб.
9. Общехозяйственные расходы. Норматив общехозяйственных расходов составляет 8,94% от суммы прямых и цеховых затрат:
ЗОБЩЕХОЗ = (ЗПР + ЗЦЕХ) х 8,94% (27)
ЗОБЩЕХОЗ = (165579,77 + 39275,52) х 8,94% = 18314,06 руб.
Общие экономические затраты на проведение КОГОР в условиях НГДУ "Туймазанефть" определяются общим суммированием затрат на заработную плату, отчислений на социальные нужды, расходов на материалы, затрат на использование спецтехники, на амортизацию, геофизические исследования, затрат цеховых и общехозяйственных:
ЗОБЩ = ЗРобщ + ОСН + ЗМ + ЗТ + ЗАМ + ЗГФИ + ЗЦЕХ + ЗОБЩЕХОЗ , (28)
ЗОБЩ = 30547,33 + 11027,58 + 24194,76 + 80529 + 10006,1 + 9275 + 39275,52 +18314,06 = 223169,35 руб.
Таким образом общие экономические затраты на проведение работ по проведению КОГОР составляют 223169,35 руб.
10. Определим резерв средств на затраты: По формуле 29 определим резерв средств на затраты:
ЗРЕЗ = ЗОБЩ х 3,3% , (29)
ЗРЕЗ = 223169,35х 3,3% = 7364,58 руб.
Расчет сметной стоимости КОГОР сведены в таблицу 8:
Таблица 8 - Калькуляция расходов по проведению закачки композиции на основе осадкогелеобразующих растворов в скважину №46 Калаевского месторождения в условиях НГДУ "Туймазанефть"
Наименование статей калькуляции Величина затрат, руб 1. Заработная плата 30547,33 2. Социальные нужды 11027,58 3. Материалы 24194,76 4. Транспортные расходы 80529 5. Амортизация 10006,1 6. Геофизические исследования 9275 7. Цеховые расходы 39275,52 8. Общехозяйственные расходы 18314,06 9. Резерв средств на затраты 7364,58 Всего сметная стоимость 230533,93 В сметную стоимость по проведению КОГОР входят затраты на заработную плату бригады КРС, отчислений в социальный фонд, на основные и вспомогательные материалы, на эксплуатацию спецтехники, амортизационные отчисления, геофизические исследования, цеховые и общехозяйственные расходы, резерв средств на затраты и итоговая сметная стоимость составляет 230533,93 руб.
При сравнении данного показателя с финансовой прочностью предприятия, определяем, что проведение данного ГТМ является малозатратным и приемлемым для предприятия НГДУ "Туймазанефть".
4 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ ГТМ Экономический эффект закачки КОГОР за эффективный период реагирования скважин на мероприятие равный 255 суткам рассчитывается по формуле:
Эт =Рt - Зt (30)
где Эт - экономический эффект мероприятия за расчетный период, руб;
Рt - стоимостная оценка результатов осуществление мероприятия за расчетный период, руб;
Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за отчетный период.
Стоимостная оценка результатов осуществления КОГОР за расчетной период определяется по формуле 31:
Рt = Ц х ∆А (31)
где Ц - цена 1 т товарной нефти, Ц = 7000 руб.
∆А - прирост добычи нефти, полученный в результате ГТМ, т
Рt = 7000 х 189,35 = 1325450 руб.
Стоимостная оценка затрат на осуществление работ по КОГОР за расчетный период определяется по формуле 32:
Зt = Зt1 хАt1 (32)
где Зt1 - изменение затрат на проведение мероприятия за первый год эксплуатации скважин, тыс. руб.
Зt = 230533,93 х1
Зt = 230533,93 руб
Экономический эффект за 1 год эксплуатации скважин № 39, 53, 43, 45 Калаевского месторождения после проведения закачки КОГОР находим по формуле: Эт = 1325450- 230533,93 (33)
Эт = 1094916,07 руб
Таким образом, экономический эффект от предлагаемого ГТМ для НГДУ "Туймазанефть" за расчетный период составит 1094916,07 руб
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется по формуле 34:
П = Эт - (Эт х Н) (34)
где П - прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, руб.;
Н - общая сумма налогов и выплат из балансовой прибыли в соответствии с законодательством, Н = 24% от прибыли.
П = 1094916,07 - (1094916,07 х 24%)
П = 832136,21 руб
Таким образом, прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, составит 832136,21 руб.
Производительность труда в результате проведения мероприятия находится по формуле 35:
Прт = ∆А/ПППср (35)
где ПППср - среднесписочная численность персонала за 2010 год, чел.
Прт = 189,35 /2690
Прт = 0,07 т/чел
Таким образом, производительность труда в результате проведения мероприятия составит 0,07 т/чел.
Снижение себестоимости добычи 1 т нефти определим по формуле 36:
Сср = ((С1 - Сn)/С1) х 100% (36)
где Сср - снижение себестоимости добычи 1 т нефти, %;
С1, Сn - себестоимость добычи 1 т нефти до и после мероприятия, руб
Сср = ((5150 - 4917,54)/5150) х 100%
Сср = 5%
Таким образом, себестоимость 1 т нефти на скважинах № 39, 53, 43, 45 после проведении КОГОР снизится на 5 %.
Рентабельность производства характеризует эффективность производства и определяется по формуле:
Rпр = (П/Зt) х 100% (37)
Rпр = (832136,21 /230533,93) х 100%
Rпр = 3,6%
Для определения финансовой прочности проекта необходимо рассчитать точку безубыточности добычи нефти:
Q* = Q х fc/ Цн - vc (38)
где, Q - прирост добычы нефти, т;
fc - постоянные затраты, руб;
Цн - цена 1 т нефти, руб./т; vc - переменные затраты, руб. Q* = 189,35 х 2060 /7000 - 3090 = 99,75 т
В денежном выражении точка безубыточности находится по формуле:
Q*(руб.) = Q* · Цн (39)
Q*(руб) = 99,75 х 7000
Q*(руб) = 698250 руб.
Определим финансовую прочность проекта по формуле 40:
ФП = П - Q* (40)
ФП = 832136,21 - 698250
ФП = 133886,21 руб.
Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами инвестиций в увеличении стоимости активов нефтяной компании. Оценка инвестиционной привлекательности проекта предполагает использование системы экономических показателей, экономическое содержание каждого показателя неодинаково.
Аналитик получает информацию о различных сторонах инвестиционного проекта, поэтому только совокупность расчётов позволит принять правильное инвестиционное решение. С этой целью определим срок окупаемости данного инвестиционного проекта, который определяется как ожидаемое число лет, необходимое для полного возмещения инвестиционных затрат. Период окупаемости находится по формуле 41:
Ток = Зt/ П (41)
Ток = 230533,93/832136,21
Ток = 0,27 год
После проведения расчетов по планированию финансовых доходов от проведения закачки КОГОР делаем вывод, что данное мероприятие экономически выгодно, так как экономический эффект за расчетный период составит 1094916,07 руб., прибыль составит 832136,21 руб.
Себестоимость нефти снизится от 5150 руб до 4917,54 рублей, так как все затраты будут погашены и рентабельность производства составит 3,6%.
Точка безубыточности добычи нефти составит 99,75 т и так как этот показатель меньше показателя добычи нефти, которая составляет 189,35 тонны, делаем вывод, что предприятие осуществляет экономически выгодную предпринимательскую деятельность, обладает прибылью и высоким уровнем рентабельности продукции.
Финансовая прочность положительна и составляет 133886,21 руб., что позволяет развиваться и расширяться производству. Таким образом, проект окупается в течение 3 месяцов и после проведения КОГОР.
5 ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами инвестиций, в увеличение стоимости активов нефтяных компаний. Оценка инвестиционной привлекательности проекта предполагает использование системы экономических показателей. Экономическое содержание каждого показателя неодинаково. Аналитик получает информацию о различных сторонах инвестиционного проекта, поэтому только совокупность расчетов позволяет принять правильное инвестиционное решение, для чего необходимо рассчитать показатели чистого дисконтированного дохода (ЧТСД) и ставку доходности проекта (СДП).
Показатель чистого дисконтированного дохода (ЧТСД) определяет сумму текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу. Ставка доходности проекта СДП отражает экономическую эффективность сравниваемых инвестиционных проектов и характеризует уровень их рентабельности. Рассчитаем чистую текущую стоимость доходов (ЧТСД) по формуле
ЧТСД = (Вр - Зсов)/(1 + r) t (42)
где Вр - выручка от реализации проекта, руб;
Зсов - совокупность затрат, руб; t - срок окупаемости проекта;
r - ставка дисконтирования. Ставка дисконта должна являться минимальной нормой прибыли ниже, которой предприятие считает инвестиции не выгодными для себя. Учитывая современное положение на рынке сырья углеводородов и показатель инфляции, рассчитаем показатель чистого дисконтированного дохода. При ставке дисконта от 15 до 45%. 1) Чистая текущая стоимость доходов при ставке дисконтирования 15% будет составлять:
ЧТСД = (1325450- 230533,93)/(1 + 0,15) 0,27
ЧТСД = 1052803,91 руб.
СПД - показатель, который отражает экономическую эффективность сравниваемых инвестиционных проектов и характеризует уровень их рентабельности
СДП = (ЧТСД/Зt) х 100 % (43)
Ставка доходности проекта при ставке дисконтирования 15% будет равна
СДП = (1052803,91 /230533,93) х 100 %
СДП = 4,56 %
2) Чистая текущая стоимость доходов при ставке дисконтирования 45% будет составлять
ЧТСД = (1325450- 230533,93)/(1 + 0,45) 0,27
ЧТСД = 995378,24руб.
Ставка доходности проекта при ставке дисконтирования 45% будет равна
СДП = (995378,24/230533,93) х 100 %
СДП = 4,3%
Расчеты ЧТСД и СДП при разных процентах дисконтирования сведем в таблицу 9:
Таблица 9 - Сводный расчет ЧТСД и СДП
Показатель Ставка дисконтирования, % 15% 45% ЧТСД, руб 1052803,91 995378,24 СДП, % 4,56 4,3 Далее рассчитаем внутреннюю ставку доходности проекта (ВСДП).
ВСДП - эта ставка дисконтирования, приравнивающая сумму приведенных доходов от проекта к величине инвестиций. По таблице 9 видно, что при ставке дисконтирования 45 % ЧТСД уменьшается. Очевидно, что ВСДП находиться в пределах ставке дисконтирования от 15 до 45 %.
Для нахождения точного значения обозначим интервал интерполяции
1052803,91 15 %
1024091,07 15 % + х
995378,24 45 %
Составим пропорцию и решим уравнение 1052803,91- 1024091,07/1052803,91- 995378,24= 15 - (15+х)/15-45 x = 15
Таким образом, внутренняя ставка дисконтирования составляет 15%. ВСДП = 15% + 15% = 30%
Найдем по формулам 42 и 43 показатели ЧТСД и СДП при рассчитанной внутренней ставке дисконтирования проекта 30%:
ЧТСД при r=30% = (1325450- 230533,93)/(1 + 0,3) 0,27
ЧТСД = 1023286,04 руб.
СДП = (1023286,04 /230533,93) х 100 %
СДП = 4,43 %
Таким образом, ЧТСД от осуществляемого проекта по проведению закачки КОГОР составит 1023286,04 руб, т. е прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и это означает, что в результате реализации проекта ценность предприятия возрастёт, следовательно, инвестирование пойдет ему на пользу. (ВСДП) будет равна 30%, которая показывает уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования.
Составим таблицу ТЭП проекта проведения закачки КОГОР Таблица 9 - ТЭП инвестиционного проекта Наименование показателя, единица измерения До ГТМ После ГТМ 1 2 3 Добыча нефти, т. 905,36 1094,71 Дополнительная добыча нефти за год, т. - 189,35 Среднесуточный дебит нефти т/сут 3,71 4,8 Затраты времени на выполнение ГТМ, чел/час - 151,67 Экономические затраты для проведения КОГОР, руб.
в том числе:
- расходы на заработную плату, руб.
- отчисления на социальные нужды, руб.
- затраты на материалы, руб.
- затраты на прокат спецтехники, руб.
- затраты на проведение геофиз. исследований
- затраты на амортизацию, руб.
- цеховые расход, руб.
- общехозяйственные расходы, руб.
- резерв средств на затраты, руб. -
-
-
-
-
-
-
-
-
230533,93
30547,33
11027,58
24194,76
80529
9275
10006,1
39275,52
18314,06
7364,58
Себестоимость добытой 1 тонны нефти, руб/т 5150 4917,54 Производительность труда, т/чел 0,04 0,07 Показатели экономической эффективности,
в том числе:
- выручка от реализации, руб
- балансовая прибыль, руб
- чистая прибыль, руб
- рентабельность производства, % -
-
-
- 1325450 1094916,07 832136,21
3,6 Продолжение таблицы 9 1 2 3 Точка безубыточности проекта:
а) в натуральном выражении, т.
б) в стоимостном выражении, руб. -
- 99,75
698250 Срок окупаемости, мес. - 3 ЧТСД, руб. - 1023286,04 СДП, % - 4,43 ВСДП, % - 30 МРП, сут. 345 600 Результаты всех экономических расчетов показали, что проведение КОГОР в скважине №46 Калаевского месторождения в условиях ООО НГДУ "Туймазанефть" является целесообразным и экономически привлекательным мероприятием по усовершенствованию разработки бобриковского горизонта Калаевского месторождения, т. к. после проведения мероприятия добыча нефти увеличится с 905,36 до 1094,71 т., среднесуточный дебит скважин увеличится с 3,71 до 4,8 т/сут, себестоимость нефти снизится с 5150 до 4917,54 руб/т, точка безубыточности проекта в стоимостном выражении составляет 698250 рублей.
Рекомендуется проведение КОГОР на скважине №46 Калаевского месторождения в условиях ООО НГДУ "Туймазанефть".
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
313
Размер файла
323 Кб
Теги
102, ekon, 15tabl, chast, 26f
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа