Курсовая Эффективность инновационной деятельности предприятия НГДУ “Юганскнефть”». Курсач. Эффективность инновационной деятельности предприятия нгду "Юганскнефть"
 Скачать 0.84 Mb.
|
2.1 Основные направления инновационнойдеятельности НГДУ “Юганскнефть”.Основным и решающим фактором повышения эффективности и качества производства является научно технический прогресс (НТП). Основными направлениями научно технического прогресса являются: комплексная механизация, электрификация и автоматизация производственных процессов, оптимизирование производства, совершенствование орудий труда, внедрение новой прогрессивной технологии и научной организации труда, производства и управления с использованием современной ЭВМ. В течении 2005 года проводились мероприятия по техническому перевооружению основного производства по приоритетным направлениям согласно приказу №1 ОАО “Юганскнефтегаз” от 04.01.2001 г. Основными направлениями инновационной деятельности НГДУ “ЮН” являются: Увеличение среднего дебита скважин; Улучшение эффективного использования разведанных запасов нефти; Энергосбережение и ресурсосбережение; Внедрение автоматизации и телемеханизации; Совершенствование охраны окружающей среды и недр. 2.2 Анализ выполнения плана научно-техническогоразвития НГДУ ”Юганскнефть”. В НГДУ “Юганскнефть” в течении 2005 года проводились мероприятия по внедрению новой техники и технологии для усовершенствования основного производства. Информация о количестве внедрённого оборудования, затраты на внедрение этих мероприятий приведен в таблице 2.1.2 В области добычи нефти: Внедрено 150 установок импортных УЭЦН фирмы ODI (RС -5, RС-7) , что на 30 установок превышает запланированное внедрение, это связано с увеличением скорости проведения монтажных работ. По импортным насосным установкам УЭЦН ф.. 0DI межремонтный период на 01. 08 2004 года составил 1879 суток, по отечественным УЭЦН - 413 суток. Поэтому, несмотря на высокую стоимость оборудования ф. ODI эффект от их использования очевиден. Приоритет в оснащении данными установками отдаётся скважинам Конитлорского месторождения из-за количества не извлеченных запасов. Экономический эффект по данному виду НТП составил 22 млн.руб. В 2005 году внедрено в работу 135 установок отечественных УЭЦН двухопорной конструкции В работе на 01.08.2005 года находятся 130 установок. Не было смонтировано запланированное число установок (по плану-260 шт.), так как в процессе монтажа выяснилось, что УЭЦН двухопорной конструкции имеют промышленный брак. В области подготовки нефти и утилизации попутного газа.смонтированы 7 трехфазных аппаратов типа «Хитер-Тритер»: три на ДНС-3 - запущены в работу, два на ДНС-5 - запущены в работу и два аппарата на ДНС-6 - не запущены, ввиду отсутствия нефтесборных трубопроводов до ДНС-2. Ожидаемый срок запуска - февраль 2006 года. Пусконаладочные работы завершены. Экономический эффект связан с уменьшением времени подготовки нефти. Эффективность строительства и ввода в эксплуатацию установок «Хитер-тритер» очевидна. Так как строительство УПСВ более дорогое, требуется больше материалов, да и сроки строительства превышают более чем в два раза. Но эффект от строительства УПСВ на базе аппаратов «Хитер-Тритер» нулевой, так как строительство было запланировано ввиду нецелесообразности капитального ремонта уже существующей УПСВ на этом месторождении. Количество введенных в эксплуатацию установок соответствует плану. В области текущего и капитального ремонта скважин. Внедрено 7 комплектов отсекателей фирмы ''Giberson''. Применение данного оборудования позволяет производить ремонт подземного оборудования скважин без глушения, уменьшает степень отрицательного воздействия солевого раствора на призабойную зону скважины, облегчает процесс проведения ловильных работ при падении оборудования. Фактическое количество внедренных комплектов на 3 меньше запланированного, что связанно с увеличением сроков монтажа данного вида НТП, из-за сложности сборки отсекателей. Внедрение расходомера фирмы “Tronix”. Было смонтированно запланированное число расходомеров (.т.е.-35 шт.). Эффект от внедрения данных установок составил 965 тыс.руб.,он связан с уменьшением паломок расходомеров. Внедрение нового расклинивающего агента (пропант-Е4) для ГРП. При этом эффект от использования нового расклинивающего агента составил 32 млн.руб.,этот эффект связан с увеличение дебита скважин. Метод увеличения нефтеотдачи по технологии «Темпоскрин» заключается в закачке нового реагента, который избирательно реагирует на высокопроницаемые, обводненные пласты, резко снижая их проницаемость, увеличивая охват пласта заводнением и уменьшая обводненность. Новая технология отличается большой технологической эффективностью(23 млн.руб.).План по внедрению новых установок был выполнен. В области энергетики. Внедрение передвижных трансформаторных подстанций “Космотрон”.Отрегулированны и выведены в эксплуатацию 4 установки , что соответствует плану. Экономический эффект связан с сокращением времени проведения электромонтажных работ. В области автоматизации, компьютеризации и связи. Было смонтировано 3 комплекта нефтепромысловых контроллеров ТМ. Так как стоимость техничеcкого обслуживания контроллеров ТМ в течении года более экономична. Внедрение контрольно-измерительных приборов Фирмы “Космотрон”. Использование данных приборов дает уточненные параметры работы скважин - дебит продукции по массе. Применение установки наиболее эффективно на малодебитных скважинах и на скважинах, где по той, или иной причине не осуществляются замеры АГЗУ из-за невозможности монтажа. Количество запланированного количества приборов в два раза больше фактического, что связанно с дефицитностью данных приборов. В области охраны природы и борьбы с коррозией. Внедрены в работу три вакуумных самосвала на базе а/м марки "КЕNWORTH” они более эффективны чем отечественные смонтированные на базе а/м КрАЗ. Экономический эффект связан с увеличением скорости транспортировки нефти.Результаты выполнения плана НТР НГДУ “ЮН” содержится в таблице 2.2. Таблица 2.2.1. Отчет о выполнении плана технического перевооружения основного Производства по приоритетным направлениям за 2005 год в НГДУ “Юганскнефть”.
3. ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ НОВЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ УЭЦН-ODI 3.1. Анализ влияния замены отечественных УЭЦН импортными ODI на ТЭП предприятия Применение глубинных насосов ODI в скважинах позволяет получить экономический эффект в течении 2,5 лет. Расчитаем как это влияет на основные ТЭП предприятия и сведем результаты расчета в таблицу 3.1.1. Таблица 3.1.1
На основании таблицы 3.1.1 приходим к выводу, что применение насосов ODI значительно повлияло на основные ТЭП. В целом у основных показателей наблюдается рост. 3.2 Экономическое обоснование установки ODI. Обоснование эффективности использования установок ODI производится на основе сравнения его с базовым вариантом, в качестве которого принимается ситуация с применением отечественных УЭЦН. Экономическими критериями эффективности внедрения установок ODI являются: прирост чистой текущей стоимости; прирост потока денежной наличности; срок окупаемости; коэффициент отдачи капитала; внутренняя норма рентабельности; чувствительность проекта к риску; Расчет по системе вышеперечисленных показателей производится по следующей методике: ПДН = Вt - Иt - Кt -Нt , где ПДН – прирост потока денежной наличности в t - ом году , тыс. руб. Bt – прирост выручки в t – ом году , тыс. руб. Иt – прирост текущих затрат в t – ом году , тыс. руб. Кt - Капитальные затраты в t – ом году , тыс. руб. Нt – прирост величины налоговых выплат в t – ом году , тыс. руб. Дополнительная добыча нефти: Qt = qt*Tt*nt Где: Qt – дополнительная добыча в связи с повышением времени работы скважин, т. qt – средний дебит скважины, т. Tt – дополнительное время работы 1-й скважины в t –ом году,сут. nt-число скважин с установленным насосом ODI в t-году(110скв),скв. Прирост выручки от дополнительного объема реализации нефти: Bt = Qt*Ц Где: Qt - дополнительная добыча нефти, т. Ц – цена на нефть, руб./т. Текущие затраты при внедрении установок ODI состоят из затрат на дополнительную добычу и затрат на стоимость проведения. Затраты на дополнительную добычу: Ид.д = Qt*c/c*0.42 Где: Ид.д - затраты на дополнительную добычу, руб./т. Qt - дополнительная добыча нефти, т. c/c – себестоимость нефти, руб./т. 0.42 – доля условно – переменных затрат. Текущие затраты соответственно: Иt = Ид.д. Капитальные затраты на закупку насосов ODI . К=92.4 млн.руб. Налог на имущество Ним=Состt*Nим/100% Где: Состt-остаточная стоимость основных фондов в t-году,руб. Состt=Сп(ост)t-1-Аt Cп-первоначальная стоимость (Сост=К=92.4млн.руб.), руб. Аt-аммортизация в t году, руб.(18,48млн.руб) Аt=Состt*Nам/100% Nам-норма аммортизации,%(20%). Применяем линейный способ начисления аммортизации,с нормой аммортизации равной 20%(т.к срок замены оборудования составляет 5 лет) Nим –ставка налога на иммущество(2%) Нt = Нпр+Ним = Пр.об*0,24+Ним Где: Нпр – налог на прибыль, руб. Пр.об – прибыль облагаемая налогом, руб. 0,24 – ставка налога на прибыль Пр об = Пр.р – Ним = Вt – Иt – Ним Где : Пр.р – прибыль от реализации, руб. Ним – налог на имущество, руб; Следовательно: Нt = Ним+(Вt – Иt-Ним)*0,24 Проведем расчет экономической эффективности внедрения установок ODI и результаты расчета представим в таблице 3.2 и на графике 3.2. Исходные данные Расчет экономической эффективности внедрения установок ODIза период с.2006 по 2010 гг.(Таб.3.2.1.)
Таблица 3.2.1.
3.2.График НПДН и ЧТС  Для оценки эффективности капитальных вложений необходимо кроме срока окупаемости рассчитать коэффициент отдачи капитала (КОК); КОК=1+ЧТСт/ЧТСинв Где ЧТСенв - дисконтированные инвестиции, млн.руб. КОК=7,58 3.3. Анализ чувствительности проекта к риску Расчет ПДН базируется на следующих показателях: годовой дебит нефти; цена на нефть; стоимость проведения мероприятия; ставка налога на прибыль; капитальные затраты; Каждый из параметров имеет ту или иную степень неопределенности. Случайные изменения названных показателей могут быть вызваны влиянием природных факторов, рыночной сферы, налогового законодательства и др.. Задав вариации каждого параметра, можно получить зависимость ЧТС от одной из переменных. Для оценки чувствительности проекта внедрения установок ODI к риску был проведен расчет экономической эффективности при следующих диапазонах изменения параметров: Q (-30 ; +10); Ц (-20 ; +20); К (-5;+15); И (-10 ;+10); H (-20 ; +20); Результаты расчета сведены в таблицы 3.2.2.-3.2.9., а диаграмма чувствительности к риску представлена на рисунке 3.3 Таблица 3.2.2.
Таблица 3.2.3. Изменение годовой добычи (+10%)
Таблица 3.2.4. Изменение цены на нефть (-20%)
Таблица 3.2.5. Изменение цены на нефть (+20%)
Таблица 3.2.6. Изменение текущих затрат (-10%)
Таблица 3.2.7. Изменение текущих затрат (+10%)
Таблица 3.2.8. Изменение капитальных затрат (-5%)
Таблица 3.2.9. Изменение капитальных затрат (+15%)
Таблица 3.2.10. Изменение налогов (-20%)
Таблица 3.2.11. Изменение налогов (+20%)
По результатам расчетов строится диаграмма «Паук». Рис.3.3.  Диаграмма –“паук” находится в положительной области. Следовательно, можно сделать следующие выводы: При внедрении установок ODI нет риска; Внедрение установок ODI экономически выгодно. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данном курсовом проекте проведен анализ производственно – хозяйственной деятельности подразделения “Юганскнефтегаз” НГДУ “Юганскнефть”. Рассмотрена организационно – производственная характеристика и проведен анализ динамики ТЭП. В целом наблюдается рост основных показателей. Рассмотрены направления инновационной деятельности и проведён анализ выполнения плана научно – технического развития НГДУ “Юганскнефть”. Перевыполнение плановых показателей было обусловлено своевременным и достаточным финансированием, повышением эффективности труда, а также благоприятной обстановкой на внешнем и внутреннем рынке нефти и газа. Автором было предложена замена отечественных насосных установок УЭЦН на импортные УЭЦН-ODI. По импортным насосным установкам УЭЦН ф.. 0DI межремонтный период на 01. 08 2005 года составил 1879 суток, по отечественным УЭЦН - 413 суток. Поэтому, несмотря на высокую стоимость оборудования ф. ODI эффект от их использования очевиден. Была рассчитана экономическая эффективность данной инновации. И это доказывает проведенный анализ чувствительности проекта периода 2006 по 2010 гг.. ЧТС (Q)=(-30%; +10%)=(396,58 млн.р. ; 802,83 млн.р.) ЧТС (Ц)=(-20%; +20%)=(498,14 млн.р. ; 904,39млн.р.) ЧТС (Тз)=(-10%;+10%)=(723,21 млн.р. ; 679,32млн.р.) ЧТС (Кз)=(-5%;+15%)=(705,88 млн.р.;687,40 млн.р.) ЧТС (Н)=(-20%;+20%)=(752,04 млн.р. ;637,80 млн.р.) Диаграмма «Паук» отражает возможный диапазон изменения ЧТС. Полученный результат свидетельствует о том, что проект не имеет риска, поскольку все возможные значения ЧТС находятся в положительной области. Следовательно, можно сделать следующие выводы: При внедрении установок ODI нет риска. Внедрение установок ODI экономически выгодно. Список использованной литературыМалышев Ю. М., Тищенко В. Е., Шматов В. Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. Учебник. 2 – е изд., перераб. И доп. М., Недра, 1980, с. 277. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник / А. Г. Злотникова, В. А. Колосков, Ф. Р. Матвеев и др. – 3-е изд., переработ. и доп. – М: Недра, 1989. – 204 с.: ил. Пояснительные записки к годовым отчетам НГДУ “Юганскнефть” за 1991-2003 годы. Методические указания по организационной части дипломных проектов студентов специальности 0907 “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” дневного и заочного обучения: Тюмень | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||