Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

В настоящее время половина добычи нефти на месторождении обеспечивается скважинами, по которым проводится ГРП.  За счет метода коренным образом изменился характер выработки запасов, увеличился объем активно дренируемых запасов. Без применения ГРП разработка месторождения была бы убыточной. Применение других методов не дает таких результатов, особенно это касается скважин, вскрывших часть пласта, характеризующейся плотными породами, малой проницаемостью и достаточно высоким давлением. Для основного объекта разработки характерно  падение добычи одновременно с сокращением объемов бурения.  Одним из вариантов компенсации падающей добычи стало внедрение промышленных объемов проведения ГРП. В настоящее время гидроразрывы проводятся как по действующим скважинам, так и при выводе скважин из неработающих категорий. 59% всех проведенных за рассматриваемый период операций проведено в скважинах центральной части залежи объекта БВ8-10, 49% – в краевой. В целом проведение ГРП на месторождении позволяет не только увеличить добывные характеристики действующих добывающих скважин, но и эффективно выводить скважины из неработающего фонда.

6 Организационно-экономическая часть

ТПП «Когалымнефтегаз» было образовано приказом Министерства нефтяной промышленности СССР №872 от 08.12.87 г. и вошло в состав производственного объединения «Когалымнефтегаз» в качестве структурной единицы. Приказом производственного объединения «Когалымнефтегаз» №22 от 18.05.93 г. предприятие вошло в состав акционерного общества открытого типа   «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз». Форма собственности – смешанно-долевая. Орган управления государственным имуществом – акционерное общество открытого типа “ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз”. Основная деятельность ТПП «Когалымнефтегаз» направлена на добычу и первичную подготовку нефти и попутного газа Повховского месторождения. Основные технико-экономические показатели предприятия приведены в таблице 11. Производительность    труда   на    предприятии   за    последние годы постепенно возрастает, что говорит о рациональном использовании трудовых ресурсов. Фонд заработной платы в 2009 г. вырос почти в два раза, это объясняется повышением коэффициентов к установленным должностным окладам и тарифным ставкам. Из анализа фонда скважин Повховского месторождения следует, что значительное число скважин находится в бездействии. Это говорит о неэффективном его использовании в 2008 г., поэтому необходимо уделять большое внимание оптимизации работы скважин, внедрению новой техники и технологий  проведения организационно-технических мероприятий, при этом необходимо проверять их эффективность на основе экономического расчета.

Себестоимость  – это выраженные  в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции. Себестоимость отражает величину текущих затрат, имеющих производственный характер и обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии.

Таблица 11– Основные технико-экономические показатели Повховского месторождения в период 2008 – 2010г.

Она представляет собой стоимостную оценку используемых в производстве природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов других затрат. Для получения большей прибыли на предприятии необходимо проводить анализ себестоимости или классификацию затрат по статьям калькуляции.

Из таблицы видно, что основными затратами, влияющими на себестоимость продукции, являются:

     - расходы на содержание и  эксплуатацию оборудования (24,0%);

     - общепроизводственные расходы (17,9%);

     - прочие производственные расходы (30,4%).

Анализируя себестоимость нефти и газа, намечают пути и мероприятия по снижению себестоимости продукции. Снизить себестоимость можно путем пуска бездействующих скважин, увеличения межремонтного периода работы скважин, ускорения ремонтов скважин и другими мерами, повышающими коэффициенты использования фонда скважин и эксплуатации.

Показателями экономической эффективности мероприятия являются:

     - поток денежной наличности;

     - чистая текущая стоимость;

     - срок окупаемости затрат;

     - коэффициент отдачи капитала;

     - внутренняя норма рентабельности проекта;

     - чувствительность проекта к риску.

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится за период с 2008 по 2011 г.

Найдем поток денежной наличности

ПДН =Вр – Ит – Нпр,                                                        (6.1)                              

где  ПДН – поток денежной наличности, тыс. руб.;

           Вр – выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.

Ит – текущие затраты, тыс. руб.;

Нпр – текущие затраты на налоги, тыс. руб.

     Дополнительная выручка

Вр = Q  Ц,                                                                                       (6.2)

где Вр – дополнительная выручка, тыс. руб.;

       Q – дополнительная добыча, тыс.т;

Ц – цена тонны нефти тыс. руб.

     Дополнительная добыча

Q = q  Т  n  Kэкс,                                                                                  (6.3)

где q – дополнительная добыча в сутки, т/сут;

    n – число скважин, охваченных мероприятием, шт;

    Т – среднее время работы 1 скважины в t – году, сут. (365 сут);

    Кэкс – коэффициент эксплуатации (0,944).

     Текущие затраты найдем по формуле

Ит = Игрпт + Идопт,                                                                                                                          (6.4)

где Идопт – текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

       Игрпт – текущие затраты в t – годе на проведение ГРП, тыс. руб.

Идопт = Q  C  0,42,                                                                                (6.5)

где Q – дополнительная добыча нефти в t – году, тыс. т;

С – себестоимость 1 т нефти, тыс. руб.;

0,42              – доля условно - переменных затрат [16].

Прибыль, облагаемая налогом

Ппр = Вр – Ит                                                                                                           (6.6)

Налог на прибыль найдем по формуле

Нпр = Ппр  0,24,                                                                                    (6.7)

где Ппр – налогооблагаемая прибыль, руб.;

       0,24 – ставка налога на прибыль.

     Накопленный поток денежной наличности

НПДН =  ПДНt,                                                                                      (6.8)

где t – текущий год;

        ПДНt – сумма потоков денежной наличности в t – году, тыс. руб.

     Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования

т = 1/((1  +  Кинф ) · (1 + Ен )tр-tm,                                                                   (6.9)                        

где т – коэффициент дисконтирования;

       Кинф – коэффициент инфляции (Кинф=14%);

       Ен – ставка дисконта (коэффициент дисконтирования, численно равный эффективности отдачи капитала), Ен = 0,2 (в условиях стабильной экономики средняя отдача капитала равна 20%);

   tр – расчетный год;

        tт – предыдущий год.

     Дисконтированный поток денежной наличности

ДПДНt = ПДНt  t,                                                           (6.10)                                              

где ПДНt – поток денежной наличности в t – годе, тыс. руб.

Чистая текущая стоимость

ЧТСt =  ДПДНi,                                                                                                           (6.11)

где t – текущий год;

        ДПДНi – дисконтированный поток денежной наличности за текущий год, тыс. руб.

Данные для расчета и расчет ЧТС и НПДН от проведения ГРП на одной скважине Повховского месторождения  приведены в таблице 12 и 13

Таблица 12– Данные для расчета ЧТС и НПДН от проведения ГРП