РИР. Башкирский регион является первым, на территории которого началась промышленная разработка запасов углеводородного сырья Уралоповолжья
 Скачать 199 Kb.
|
 где FC – постоянные затраты на 1 т. нефти, руб., FC = 437. Q – добыча нефти скважины №940 в год, т/г, Q = 985,5 ЦН – цена 1 т. товарной нефти, руб., ЦН = 1580. VC – переменные затраты на 1 т. нефти, руб., VC = 655.  Q* < Q ; Следовательно, финансовая прочность составит: ПР = Q – Q* ; где Q – товарная добыча нефти в год, т/г, Q = 985,5 Q* – рентабельная добыча нефти в год, т/г, Q* = 465 ПР = 985,5-465=520 т Так как точка безубыточности меньше добычи нефти на 520 т, то делаем вывод, что проведение РИР в данном случае целесообразно. 3. Экономический эффект 3.1 Расчет экономического эффекта Повышение эффективности производства капитального ремонта скважин выражается в росте производительности труда, в результате чего увеличивается объём выполняемых работ, уменьшением времени на ремонт, снижается стоимость ремонтов, повышается эффективность производства ремонтных работ. Общим критерием эффективности выступает проведение ремонта скважины при обеспечении качества ремонта с минимумом трудовых и материальных затрат и денежных средств. Повышение качества ремонта способствует увеличению межремонтного периода работы скважин (МРП). Под МРП подразумевается время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. Таким образом, основными факторами повышения экономической эффективности организации ремонта скважины, кроме технологических являются, улучшение нормирования затрат и оплаты труда, совершенствование организации ремонта нефтяных скважин. Экономический эффект от проведения мероприятий по улучшению работ скважин определяют путем сравнений показателей до и после проведения мероприятий. Экономический эффект от проведения РИР в скважине №940 заключается в том, что увеличился межремонтный период и снизилась себестоимость нефти. 1. Рассчитаем на сколько увеличился МРП по формуле: Т = t1 -t2 где t1 – фактический МРП, сут. t2 – планируемый МРП, сут. Т = 376,2-345 =31,2 сут. 2. Определим экономический эффект от увеличения МРП: Э1 = Т * Цн * Q; где Т – разность между фактическим и планируемым МРП, сут. Цн – цена нефти, руб. Q – дебит, тн. Э1 = 31,2*1580*2,7 = 133099,2 руб. 3. Рассчитаем экономический эффект от уменьшения себестоимости нефти. Э2 = (С1 -С2) *Q; где С1 – себестоимость одной тонны нефти до РИР, руб. С2 – себестоимость одной тонны нефти после РИР, руб. Q – добыча нефти в год со скважины №940, тн. Э3=(1190-1093) *985,5 = 95593,5 руб. 4.Общий экономический эффект рассчитываем по формуле: ЭОБЩ. = Э1 + Э2 ; Э1 – эффект от увеличения МРП, руб. Э2 – эффект от снижения себестоимости нефти, руб. ЭОБЩ. = 133099,2 + 95593,3 = 228692,5 руб. Вывод: проведение РИР в данном случае является экономически выгодным. 3.2 Технико-экономические показатели проекта затрата экономический ремонт скважина Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами увеличения стоимости активов по сравнению со стоимостью нефтяных Оценка инвестиционных показателей предполагает использования системы ТЭП. Экономическое содержание каждого показателя неодинаково. Аналитик получает информацию, а различных сторонах инвестиционного проекта только по совокупности расчета экономических показателей. Инвестиционное решение принимают по следующим показателям: 1) Период окупаемости показателя представляет собой ожидаемое число лет необходимой для полного возмещения инвестиционных затрат. Согласно условиям настоящего курсового проекта срок окупаемости найдем по формуле: ТО = К/П ; где К – затраты на проведение РИР, руб. П – прибыль, руб. Рассчитывается по формуле: П = (ЦН*Q-К-СН); где СН – себестоимость нефти, руб. Находится по формуле: СН=С1тн*Q; где С1тн – себестоимость 1 тонны нефти, руб. Q – добыча нефти скважины №940 за год, которая находится по формуле: Q=q*t; где q – дебет скважины №940, т/сут. t – число суток в году. Q=2,7*365=985,5 тн Рассчитаем себестоимость нефти: СН=1093*985,5=1077151,5 руб. Рассчитаем прибыль: П = (1580*985,5-174293,2-1077151,5) = 305645,3 руб. Теперь найдем срок окупаемости: То=174293,2/305645,3 = 0,57 Далее рассчитаем чистую текущую стоимость доходов при разных ставках дисконтирования: ЧТСД = (ПД – ПР)/(1+r) t; где: r -ставка дисконтирования. ПР – приведенные расходы, руб. ПД – приведенные доходы, руб. ЧТСД при ставке дисконтирования r=5%: ЧТСД=(305645,3)/(1+0,05) = 291090,7 руб. ЧТСД при ставке дисконтирования r=15%: ЧТСД=(305645,3)/(1+0,15) = 265778,5 руб. ЧТСД при ставке дисконтирования r=25%: ЧТСД=(305645,3)/(1+0,25) = 244516,2 руб. ЧТСД при ставке дисконтирования r=35%: ЧТСД=(305645,3)/(1+0,35) = 226403,9 руб. Результаты расчетов чистой текущей стоимости доходов при разных ставках дисконтирования сведем в таблицу Таблица 10 – Показания ЧТСД при различных ставках дисконтирования
Внутренняя ставка доходности проекта. ВСП – это ставка дисконтирования, приравнивающая сумму приведенных расходов от проекта к величине инвестиции. Сущность метода расчета заключается в определении интервала интерполирования. Найдем поток дохода при ставке дисконтирования: r = 5%; ПД=(Q*ЦН)/(1+0,05) t ; ПД=(985,5*1580)/(1+0,05) 1= 1482942,8 руб. Найдем ЧТСД: ЧТСД = ПД – (К+СН) ; где ПД – приведенные доходы, руб. К – затраты на проведение РИР, руб. СН – себестоимость нефти, руб. ЧТСД = 1482942,8-(174293,2+1077151,5)= 231498,1 руб. Т.к. ЧТСД>0, то необходимо увеличить ставку дисконтирования. Пусть r=15%, аналогично рассчитаем суммарный поток доходов дисконтированных по ставке r=15%. ПД=(Q*ЦН)/(1+0,15) t ; ПД=(985,5*1580)/(1+0,15) 1= 1353991,3 руб. Найдем ЧТСД: ЧТСД = 1353991,3-(174293,2+1077151,5)= 102546,6 руб. Т.к. ЧТСД>0, то необходимо увеличить ставку дисконтирования. Пусть r=25%, аналогично рассчитаем суммарный поток доходов дисконтированных по ставке r=25%. ПД=(Q*ЦН)/(1+0,25) t ; ПД=(985,5*1580)/(1+0,25) 1= 1245672 руб. Снова найдем ЧТСД: ЧТСД = 1245672-(174293,2+1077151,5)= -5772,7 руб. Т.к. ЧТСД<0 интервал интерполирования найден. Обозначим интервал интерполяции: 1482942,8 5% 1251444,7 5+х% 1245672 25% Составим пропорцию и решим уравнение: (1482942,8 – 1251444,7)/(1482942,8 – 1245672) = 5 – (5 + х)/(5 – 25); х = 19,4% r = 5 +19,4 = 24,4% На основе полученных данных составим таблицу технико-экономических показателей ремонтно-изоляционных работ на скважине №940. Таблица 11 – ТЭП ремонтно-изоляционной работы скважины №940
По приведенной таблице наблюдается прирост чистой прибыли равный 228692,5 руб. Также наблюдается снижение себестоимости на добычу 1 тн нефти, увеличение межремонтного периода. Дебит нефти остается такой же, но снизилась обводненность. Следовательно, проведение ремонтно-изоляционных работ на скважине №940 целесообразно. Заключение Цель рассматриваемого проекта – экономическое обоснование, расчет экономического эффекта, исследование скважин и анализирование полученных результатов. Был проведен факторный анализ влияния производительности труда и численности работников на выручку от реализации; факторный анализ товарной добычи нефти. По результатам анализов можно судить об эффективности работы предприятия. Работа ООО НГДУ «Туймазанефть» характеризуется как стабильная, НГДУ также имеет резервы для повышения технико-экономических показателей, а их рост в анализируемом году объясняется правильностью принятия решений в прошлом году. При этом предприятие имеет большой запас прочности, высокую производительность труда. Проведенные работы по изоляции притока пластовой воды на скважине №940 Туймазинского месторождения не показали увеличения дебета скважины, но произошло уменьшение обводненности скважинной продукции. Себестоимость одной тонны нефти до проведения РИР больше, чем после. Также увеличился межремонтный период. В целом экономический эффект от проведенных работ был достигнут. Список литературы 1. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989 г. 2. Горфенкель В.Я., Куприянов Е.М. Экономика предприятия. – М.: Недра, 1996 г. 3. Золотников Л.Г., Колосов В.А. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1989 г. 4. Зуборева В.Д., Колядов Л.В., Андреев А.Ф. Задачник по экономике нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1989 г. 5. Малышев Ю.М., Тищенко В.Е., Шматов В.Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1980 г. 6. Техническая и нормативная документация КРС. 7. Тищенко В.Е., Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятий нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1986 г. 8. Шматов В.Ф., Малышев Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1990 г. 9. Ефимова Т.И. Экономика и организация ремонта нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1993 г. 10. Журнал «Нефтяное хозяйство», 1995-2004 г. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||