Инновационная деятельность в нефтегазовом комплексе (на примере ОАО «АК «Транснефть»)

Открытое акционерное  общество «Урало-Сибирские магистральные  нефтепроводы имени Д.А. Черняева»  – дочернее акционерное общество ОАО «АК «Транснефть». ОАО «Уралсибнефтепровод» транспортирует нефть по территории Башкортостана, Челябинской, Курганской, Оренбургской областей и юга Пермского края. Акционерное общество эксплуатирует: 24 нефтеперекачивающие и 54 магистральные насосные станции, 109 резервуаров общей емкостью более миллиона кубометров и 23 магистральных нефтепровода общей протяженностью порядка 5,8 тыс. км.

Для обеспечения бесперебойной  работы системы магистральных нефтепроводов  в ОАО «Уралсибнефтепровод» функционируют  восемь филиалов: пять нефтепроводных управлений — Туймазинское, Челябинское, Арланское, Черкасское, Курганское, а также Специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий (СУПЛАВ),  Служба безопасности и Северо-Казахстанское представительство.

ОАО «Уралсибнефтепровод» осуществляет прием нефти от грузоотправителей (производителей) нефти и смежных организаций системы ОАО «АК «Транснефть», транспортировку принятой нефти по системе магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод», сдачу нефти на нефтеперерабатывающие заводы и смежным организациям системы ОАО «АК «Транснефть».

Туймазинское нефтепроводное управление образовано в ноябре 1954 г.

Сегодня Туймазинское НУ обслуживает нефтепроводы, пролегающие  в 22 районах: двадцати в Башкортостане  и двух – в Оренбургской области. В ведении Туймазинского НУ находятся 13 магистральных нефтепроводов общей протяженностью  1646,6 км:

- МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев»  (диаметр трубы 1200 мм) длиной 144 км;

- МН «Усть-балык-Курган-Уфа-Альметьевск» (диаметр трубы 1200 мм) длиной 129,5 км;

- МН «Туймазы-Омск-Новосибирск-1»  (диаметр трубы 500 мм) длиной  100,7 км;

- МН «Туймазы-Омск-Новосибирск-2»  (диаметр трубы 700 мм) длиной    99,4 км;

- МН «Туймазы-Омск-Новосибирск-3»  (диаметр трубы 700 мм) длиной    99,7 км;

- МН «Туймазы-Уфа-1» (диаметр трубы 377 мм) длиной 103,5 км;

- МН «Туймазы-Уфа-2»  (диаметр трубы 377 мм) длиной 35,5 км;

- МН «Туймазы-Уфа-3»  (диаметр трубы 500 мм) длиной 100,7 км;

- МН «Шкапово-Салават» (диаметр трубы 500 мм) длиной 136,7 км;

- МН «Субханкулово-Шкапово» (диаметр трубы 500 мм) длиной 94 км;

- МН «Салават-Орск»  (диаметр трубы 500 мм) длиной 336,8 км;

- МН «Калтасы-Языково-Салават» (диаметр трубы 700 мм) длиной 177,5 км;

- МН «Азнакаево-Субханкулово»  (диаметр трубы 700 мм) длиной 24,4 км;

В состав Туймазинского НУ входят следующие нефтеперекачивающие станции:

- ЛПДС «Субханкулово»;

- ЛПДС «Языково»;

- НПС «Шкапово»;

- ЛПДС «Салават»;

- НПС «Мраково»;

а также ЛЭПСУ «Орск».

Кроме того, в состав Туймазинского  НУ входят аппарат управления (АУП), центр технологического транспорта и специальной техники (ЦТТиСТ), центральная ремонтная служба (ЦРС), база производственного обслуживания (БПО), эколого-аналитическая лаборатория (ЭАЛ), химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ) и центральный склад

ЛПДС «Субханкулово» представляет собой комплекс сооружений и объектов для перекачки нефти и включает в себя три насосные станции (НПС-4, НПС-5, НПС-6), 10 резервуаров, обслуживает 4 участка нефтепроводов общей протяженностью 612 км.

ЛПДС «Субханкулово» осуществляет прием нефти от НГДУ «Октябрьскнефть» и НГДУ «Туймазанефть»; перекачку нефти по магистральному нефтепроводу Туймазы–Уфа (ТУ-1) на Уфимское НПЗ; транзитную перекачку тюменской нефти по нефтепроводам Усть-Балык–Курган–Уфа–Альметьевск (УБКУА) и Нижневартовск–Курган–Куйбышев (НКК); обслуживание и ремонт линейной части трубопроводов на участках Субханкулово–Шкапово, Субханкулово–Языково.

В резервуарном парке  ЛПДС «Субханкулово» сооружены семь РВСП-5000 и три РВС-5000.

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Анализ технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности предприятия за 2009-2011 гг

Таблица 2.1 – Основные технико-экономические показатели ОАО «АК «Транснефть»

Показатель	2011 г.	2010 г.	2009 г.
Объем транспортировки нефти, млн. тонн	474,0	465,7	457,0
Выручка от продажи товаров, тыс. руб.	632 780 132	397 550 147	318 518 801
Себестоимость проданных товаров, тыс. руб.	556 845 405	382 805 418	307 348 072
Валовая прибыль, тыс. руб.	75 934 727	14 744 729	11 170 729
Чистая прибыль, тыс. руб.	11 141 791	4 863 877	3 893 243
Стоимость чистых активов, тыс. руб.	137 159 639	120 475 508	116 485 015
Рентабельность продаж (продукции), %	0,4	2,51	2,21

 

В 2011 году выручка  ОАО «АК «Транснефть» по сравнению  с 2010 годом увеличилась на 59%. Изменение выручки от продажи товаров (работ, услуг) Компании в 2011 году по сравнению с 2010 годом произошло в результате:

- роста выручки по транспортировке нефти, что обусловлено изменением тарифов на услуги по транспортировке нефти и увеличением объема оказанных услуг (грузооборота);

- возникновения новых видов деятельности: реализация нефти на экспорт в соответствии с условиями договора, заключенного в обеспечение кредитного договора с Банком развития Китая, на поставку с 01 января 2011 года сырой нефти в КНР и оказание услуг по транспортировке нефтепродуктов;

- снижения выручки по строительству в связи с окончанием в 2010 году строительства в рамках государственного контракта на строительство и разработку проектной и рабочей документации, а также строительство и реконструкцию объектов инфраструктуры (нефтепровода и продуктопровода) в рамках реализации инвестиционного проекта «Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамске» в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 30.11.2006 № 1708-р.

В 2011 году себестоимость проданных товаров ОАО «АК «Транснефть» по сравнению с 2010 годом увеличилась на 45,5%. Изменение себестоимости проданных товаров (работ, услуг) в 2011 году по сравнению с 2010 годом произошло в результате:

- увеличения расходов по договорам на оказание услуг по транспортировке нефти в соответствии с потребностью дочерних обществ Компании в источниках финансирования инвестиционной программы и других капитальных вложений;

- новых видов деятельности - оказание услуг по транспортировке нефтепродуктов, реализация нефти на экспорт;

- снижения расходов, связанных с выполнением строительных работ по государственному контракту.

Увеличение  валовой прибыли в 2011 году по сравнению  с 2010 годом обусловлено:

- увеличением объема выручки, в состав которой в 2011 году вошла выручка от реализации сырой нефти по контракту с Китайской национальной объединенной нефтяной корпорацией с учетом таможенной пошлины;

- снижением валовой прибыли по транспортировке нефти в связи с потребностью дочерних обществ Компании в источниках финансирования инвестиционной программы и других капитальных вложений.

Увеличение  чистой прибыли в 2011 году по сравнению  с 2010 годом связано, в основном, с ростом процентного дохода по размещенным денежным средствам, а также с влиянием положительных курсовых разниц.

Отрицательная динамика показателя рентабельности продаж обусловлена, с одной стороны, увеличением объема выручки, в состав которой в 2011 году вошла выручка от реализации сырой нефти по контракту с Китайской национальной объединенной нефтяной корпорацией с учетом таможенной пошлины, с другой стороны, снижением валовой прибыли по транспортировке нефти в связи с потребностью дочерних обществ Компании в источниках финансирования инвестиционной программы и других капитальных вложений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчетное задание

Обосновать экономическую  эффективность разработки коллекторов технологией межскважинной перекачки пластовой воды

 

Исходные данные

Таблица 3.1. Технико-экономические показатели нефтегазодобывающего предприятия

Показатель	1	2	3
Валовая добыча нефти, тыс.т.	2133,6	1476,0	1605,6
Валовая добыча жидкости, тыс.т.	28640,76	21790,8	22120,7
Валовая добыча попутного  газа, тыс.м3	22848	16500,0	18585,0
Среднесуточный дебит  по нефти, т/сут.	3,7	2,0	2,3
Среднесуточный дебит  по жидкости, т/сут.	41,3	29,7	31,0
Среднегодовая стоимость  всех ОФ, тыс.руб., в т.ч.
- ОПФ основной деятельности, из них	2633869,1	2024718,6	2052342,0
- нефтяных скважин	869535,6	654215,7	683064,9
Среднесписочная численность  ППП, чел.	3739,0	2584,0	2827,0
Затраты на производство всей товарной продукции, тыс.руб.	821670,5	983034,0	1057185,9

 

Рассматривается вариант применения технологии межскважинной  перекачки воды при разработке глинистых  коллекторов. Добыча нефти до мероприятия составляет 21,3 тыс.т. Используется пластовая вода, вследствие чего наблюдается прирост 2,5 тыс. т добычи нефти в первые 4 года от уровня предыдущего года и, достигнув максимума, добыча начинает падать на 1,8 тыс. т. ежегодно.

Капиталовложения составляют 18 млн. 520 тыс. руб. Распределение капиталовложений за 15-летний расчетный период провести самостоятельно.

Себестоимость добычи нефти составляет 2120 руб./т.

При определении  финансового результата по каждому  году приняты следующие условия:

• цена реализации нефти на внутреннем рынке – 3500 руб./т;
• ставка дисконта – 10%;
• затраты на страхование проекта в размере 1% от выручки от реализации нефти;
• налог на прибыль – 20%;
• налог на добычу полезных ископаемых – 2200 руб./т.

 

 

 

 

 

 

Решение:

1. Определим величину амортизационных отчислений:

АО = КВ/15 = 18 520/15 = 1 234,66 тыс. руб.

Остаточная стоимость  основных фондов на конец года:

18520 руб. – 1234,66  = 17285,34 тыс. руб.

Среднегодовая стоимость  основных фондов:

С_срг = (С_нг + С_кг)/2 = (18520 руб. + 17285,34 руб.)/2 = 17902,67 тыс. руб.

2. Рассчитаем налог на имущество для каждого года по формуле:

ΔН_им = С_срг * n_им,

где Н_им – налог на имущество;

       С_срг – среднегодовая стоимость основных фондов;

        n_им - ставка налога на имущество (2%).

 

Суммарный прирост добычи нефти за этот период составляет 16,2 т, ежегодный – 1,08 т.

4. Рассчитаем налог  на добычу полезных ископаемых:

ΔНДПИ = ΔQ_к*n_ндпи,

где ΔQ_к - суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

       n_ндпи – ставка налога на добычу полезных ископаемых.

ΔНДПИ = 16,2/15 * 2200 руб./т. = 2376 тыс. руб.

Результаты расчета  для каждого года внесем в таблицу.

5. Рассчитаем текущие  затраты:

 З_доб = 2120*Q,

 где З_доб – затраты на добычу;

       Q –  добыча нефти в год.

З_доб =2120*23,8=50456 тыс. руб.

Результаты расчета  для каждого года внесем в таблицу.

6. Выручка от реализации:

В = 3500*Q

В = 3500*23,8 = 83300 тыс. руб.

Результаты расчета  для каждого года внесем в таблицу.

7. Затраты на страхование:

З_стр = 0,01*В

З_стр = 0,01*83300=833 тыс.руб

Результаты расчета  для каждого года внесем в таблицу.

8. Рассчитаем валовую прибыль:

 ΔВП = В – З_доб – ΔН_им – ΔНДПИ – З_стр,

 ΔВП =83300 – 50456 – 358,05 – 2376 – 833 =  29277  тыс. руб.

Результаты расчета  для каждого года внесем в таблицу.

9. Рассчитаем налог на прибыль: