Организационно-экономическая часть. 
Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении

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 — 2010 г.

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 =В_р — И_т — Н_пр, (6.1)

где.

ПДН — поток денежной наличности, тыс. руб.;

Вр — выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.

И_т — текущие затраты, тыс. руб.;

Н_пр — текущие затраты на налоги, тыс. руб.

Дополнительная выручка В_р = Q Ц, (6.2).

где.

В_р — дополнительная выручка, тыс. руб.;

Q — дополнительная добыча, тыс. т;

Ц — цена тонны нефти тыс. руб.

Дополнительная добыча.

Q = q Т n K_экс, (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);

К_экс — коэффициент эксплуатации (0,944).

Текущие затраты найдем по формуле И_т = Игрп_т + Идоп_т, ₍6.4).

где Идоп_т — текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

Игрп_т — текущие затраты в t — годе на проведение ГРП, тыс. руб.

Идоп_т = 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 П_пр = В_р — И_т (6.6).

Налог на прибыль найдем по формуле Н_пр = П_пр 0,24, (6.7).

где П_пр — налогооблагаемая прибыль, руб.;

0,24 — ставка налога на прибыль.

Накопленный поток денежной наличности.

НПДН = ПДН_t, (6.8)

где t — текущий год;

ПДН_t — сумма потоков денежной наличности в t — году, тыс. руб.

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.

_т = 1/ ((1 + К_инф) · (1 + Е_н) ^tр-tm, (6.9)

где _т — коэффициент дисконтирования;

К_инф — коэффициент инфляции (К_инф=14%);

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

t_р — расчетный год;

t_т — предыдущий год.

Дисконтированный поток денежной наличности ДПДН_t = ПДН_{t t}, (6.10).

где ПДН_t — поток денежной наличности в t — годе, тыс. руб.

Чистая текущая стоимость ЧТС_t = ДПДН_i, (6.11).

где t — текущий год;

ДПДН_i — 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.

Таблица 13 — Расчет ЧТС и НПДП от проведения ГРП.

Рисунок 2 — Профили ЧТС и НПДН

По графику динамики показателей ЧТС и НПДН можно определить срок окупаемости капитальных вложений. Это точка пересечения НПДН с ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает количество лет, в течении которых суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения.