Анализ мероприятий по вводу неэксплуатационных скважин из бездействия на предприятии НГДУ «Нурлатнефть»

Введение

Раздел 1. Геолого-техническая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

1.1 Краткая геологическая характеристика промысловых объектов ЦДНГ-3, Общие сведения о Пионерском месторождении

1.2 Текущее состояние разработки Пионерского месторождения

1.2.1 Состояние неэксплуатационных фондов, выполнение показателей по фонду скважин

1.3 Характеристика технологий вывода скважин ЦДНГ-3 из длительного бездействия и их технологическая эффективность Раздел 2. Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

2.1 Теоретические аспекты ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин. Российский и зарубежный опыт внедрения

2.2 Организационная структура предприятия НГДУ «Нурлатнефть»

2.3 Характеристика основных ТЭП НГДУ «Нурлатнефть» за период 2006 — 2008 г. г

2.4 Программа энергоресурсосбережения Раздел 3. Методические основы и анализ издержек производства НГДУ «Нурлатнефть»

3.1 Анализ динамики и структуры затрат на производство НГДУ «Нурлатнефть»

3.2 Анализ себестоимости продукции по элементам затрат

3.3 Методика и анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

3.3.1 Анализ динамики и структуры себестоимости нефти

3.4 Методика и анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности Раздел 4. Расчет экономической эффективности внедрения мероприятий по вводу в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

4.1 Методики определения экономической эффективности от внедрения новой техники в нефтегазодобывающем управлении.

4.2 Расчёт экономического эффекта по проведённым мероприятиям ввода скважин из неэксплуатационного фонда.

4.2.1 Расчет экономической эффективности по проведению ГРП.

4.2.2 Расчет экономической эффективности ввода добывающих скважин из длительного бездействия

4.2.3 Расчёт экономической эффективности бурения бокового ствола Глава 5. Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на технико-экономические показатели производства НГДУ «Нурлатнефть»

5.1 Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на себестоимость нефти.

5.2 Влияние предложенных мер на точку безубыточности и зону безопасности.

5.3 Сопоставление основных ТЭП до и после внедрения мероприятий Заключение Список использованной литературы

Введение

«Татнефть» — это крупная нефтедобывающая компания России с полувековой историей. «Татнефть» добыла свыше 3 млд. тонн нефти и по сей день сохраняет за собой одну из лидирующих позиций в нефтяном секторе. Одним из структурных подразделений ОАО «Татнефть» является НГДУ «Нурлатнефть», которое является субъектом исследования На балансе НГДУ «Нурлатнефть» находятся 28 нефтяных месторождений в 4-х административных районах Республики Татарстан. Управление имеет 1454 эксплуатационных скважин, 320 нагнетательных. Месторождения имеют сложное геологическое строение нефть трудноизвлекаемая и по своему химическому составу является высокосернистой, вязкой.

В 2008 году НГДУ «Нурлатнефть» достиг новых, более высоких показателей производственно-хозяйственной деятельности, являющихся основой устойчивого роста потенциала предприятия. НГДУ «Нурлатнефть» выполнил план по добыче нефти на 100,9%. В течение 2008 года сложилась благоприятная маркетинговая ситуация и цены на нефть были на достаточно высоком уровне.

Известно, что целью деятельности (предприятия) в современной экономике является получение прибыли. Именно при этом условии предприятие может стабильно существовать и обеспечивать себе основу для роста. Стабильная прибыль проявляется в виде дивиденда на вложенный капитал, способствует привлечению новых инвесторов и, следовательно, увеличению собственного капитала фирмы. Поэтому становится ясным интерес к проблемам прибыльности деятельности фирмы. Весьма важным аспектом данного вопроса является анализ структуры затрат и себестоимости добычи нефти, определение зоны безопасности и точки безубыточности предприятия. В связи с этим в настоящей работе изучены и просчитаны вышеназванные экономические аспекты деятельности НГДУ «Нурлатнефть»

НГДУ «Нурлатнефть» одно из немногих подразделений ОАО «Татнефть», кто не только не снизил план по добыче нефти за последние годы, но и неизменно увеличивает добычу углеводородов. Увеличению объемов добычи способствуют массово-внедряемые в производство новые разработки в области КРС и МУН пластов, новые технологии в добыче нефти, активное разбуривание месторождений, разрабатываемые управлением и конечно же, ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

1. Геолого-техническая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

1.1 Краткая геолого-техническая характеристика промысловых объектов ЦДНГ-3

Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Нурлатнефть» является структурным подразделением ОАО «Татнефть», осуществляет добычу, переработку, перекачку собственной нефти, а также переработку и перекачку нефти добытой малыми нефтяными компаниями (МНК).

Месторождения НГДУ «Нурлатнефть расположены на землях Аксубаевского, Нурлатского, Черемшанского и частично Ново-Шешминского районов Республики Татарстан.

На территории деятельности НГДУ «Нурлатнефть» выявлено 22 месторождения нефти, из которых 10 находятся в промышленной разработке (Аксубаево-Мокшинское, Бурейкинское, Вишнево-Полянское, Ивашкино-Мало-Сульчинское, Ильмовское, Камышлинское, Кутушское, Нурлатское, Пионерское, Южно-Нурлатское, 3 месторождения введены в опытную эксплуатацию (Нижне-Нурлатское, Студеное, Южно-Сунчелеевское), 1 месторождение подготовлено к вводу в опытную эксплуатацию (Максат). Готовятся к вводу в опытную эксплуатацию 4 месторождения (Граничное, Казанское, Курманаевское, Щербеньское). 3 месторождения числятся в нераспределенном фонде «Геолкома» РТ (Курмышское, Краснооктябрьское, Сунчелеевское). Предстоит передача Искринского месторождения на баланс «Булгарнефть». скважина бездействующий эксплуатация фонд Климат района месторождений, как и во всем Татарстане, — умеренно-континентальный, с резкими сезонными колебаниями температур и недостаточной увлажненностью. Средняя температура в зимние месяцы составляет -11,4−13,5°С. В сильные морозы она падает до -35−40 С. Средняя летняя температура равна +17−19°С, в отдельные летние дни она поднимается до +30−35°С. Осадки в течение года выпадают неравномерно, среднегодовое их количество составляет 410−450 мм. Наибольшее их количество выпадает с апреля по октябрь, наименьшее — в ноябре — марте. Лето нередко бывает засушливым. Ветровые потоки определяются общим воздушным течением, характерным для востока Европы. Преобладающее направление ветров юго-западное, хотя по месяцам и временам года наблюдаются существенные отклонения от этого. Средняя скорость ветра составляет 4−5 м/сек.

Рельеф района месторождения отличается сглаженностью форм. Водораздельные пространства весьма широкие и спокойно, без значительного перепада абсолютных высот спускаются к водостокам рек. Склоны водоразделов — пологие, слабо всхолмленные, постепенно сливающиеся с долинами рек. Наивысшие абсолютные отметки, приуроченные к центральным частям водоразделов, достигают 160−170м. Наиболее низкие отметки составляют 93−95м и приурочены к долине рек.

Большая часть поверхности района месторождения занята пахотными землями. Почвы здесь в основном черноземные. Леса развиты кое-где по балкам, склоны оврагов иногда покрыты кустарником.

Для питьевых целей используются воды пермских (казанских) отложений, для технического водоснабжения — воды речек Большой Черемшан и Шешма.

Полезными ископаемыми, за исключением нефти, район месторождения весьма не богат. Месторождения строительных материалов (бутового камня, щебенки, силикатных глин, песка) весьма малы по запасам и по большей части выработаны для местных нужд.

Общие сведения о Пионерском месторождении ЦДНГ-3 разрабатывает три нефтяных месторождения — Пионерское, Аксубаевское и Нурлатское. В данной работе рассмотрим мероприятия по вводу скважин из бездействия на примере Пионерского месторождения.

Пионерское нефтяное месторождение расположено в западном Закамье. В административном отношении оно находится на землях Нурлатского и Аксубаевского районов Татарстана. На территории месторождения расположены населенные пункты: Пионер, Красный Берег, Старое Мокшино, Ахматка, связанные между собой дорогами с гравийным покрытием.

В экономическом отношении район месторождения находится в благоприятных условиях с наличием рабочей силы, энергетической базы, путей сообщения и близостью к ряду месторождений, находящихся в разработке (Нурлатское, Аксубаево-Мокшинское, Вишнево-Полянское, Зюзеевское) В 30 км к югу от месторождения расположена ближайшая железнодорожная станция — г. Нурлат. Транспортной водной магистралью является р. Кама. До пристани на реке Кама г. Чистополя — 63 км. Шоссейная дорога, связывающая города Нурлат и Чистополь, проходит в 5 км западнее месторождения. Эта дорога пригодна для транспорта в любое время года.

Энергоснабжение района осуществляется линиями электропередач от Заинской ГРЭС и Самарской ГЭС.

Водоснабжение района осуществляется за счет рек, протекающих по его территории. Для питьевых целей используются подземные воды пермских отложений.

На территории месторождения находится, непромышленные запасы строительных материалов. Наиболее крупные месторождения глин: Нурлатское, Карагульское, Верхнее-Нурлатское используются населением для хозяйственных нужд.

Климат района умеренно-континентальный с холодной зимой и относительно жарким летом.

Рельеф местности представляет собой слабо-всхолмленную равнину, рассеченную долинами рек Б. Сульча и Б. Черемшан с их притоками. Абсолютные отметки местности колеблются от 30 до 135 м. Поверхность района месторождения занята, в основном пахотными землями и только в южной его части имеются участки, покрытые лесом. Почвы преимущественно черноземные.

Сейсмичность района, определенная по карте сейсмического районирования, разработанной институтом физики Земли, составляет 4−5 баллов.

1.2 Текущее состояние разработки Пионерского месторождения

1.2.1 Состояние неэксплуатационных фондов, выполнение показателей по фонду скважин

Неэксплуатационный фонд ЦДНГ-3 по Пионерскому месторождению на 01.01.2009 г. составлял 108 скважин. Благодаря проведенным мероприятиям по вводу скважин из бездействия за 2009, 2010 и 2011 г. г. были введены в эксплуатацию 51новые скважины.

В таблице 1.2. предоставлена добыча нефти по новым скважинам, введенным из неэксплуатационного фонда.

Таблица 1.2.

Добыча нефти по новым скважинам, введенным из неэксплуатационного фонда.

1.3 Характеристика технологий вывода скважин ЦДНГ-3 из длительного бездействия и их технологическая эффективность

На сегодняшний день одним из актуальных направлений в НГДУ «Нурлатнефть» является вывод добывающих скважин из бездействия. Работа геологической службы с неэксплуатационным фондом цеха в конечном итоге открывает большие перспективы разработки месторождений. Многие скважины, введенные в эксплуатацию из неработающего фонда своими показателями дали импульс к разбуриванию и вовлечению в активную разработку залежей, первооткрывателями которых они являлись. Активно ведется работа по методу гидроразрыва пластов. Нефтепромысловая практика показывает, что гидравлический разрыв пласта для терригенных коллекторов и гидрокислотный разрыв для карбонатных коллекторов являются одними из наиболее технологически и экономически эффективных методов повышения уровней добычи нефти и нефтеотдачи пластов. В результате проведения гидроразрыва пласта существенно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых зон и пропластков. В данном дипломном проекте эти мероприятия рассмотрены и даны следующие выводы:

1. Метод гидроразрыва пластов. Экономический эффект от внедрения данного мероприятия Пионерского месторождения ЦДНГ-3 получается за счет дополнительной добычи нефти при использовании технологии. Проведенные экономические расчеты позволяют сделать вывод, что метод является эффективным. Чистая прибыль по мероприятию составила 78 754 рублей. Срок окупаемости составляет 1,91 года, что значит проект окупит свои затраты уже на втором году после начала его внедрения.

2. Вывод добывающих скважин из длительного бездействия. Чистая прибыль от внедрения данного мероприятия за 2011 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 648 524 рублей, индекс доходности инвестиций составил 1,87, что также доказывает высокую эффективность проекта.

Доля скважин, введенных в работу из неэксплуатационного фонда, в целом по цеху, может показаться, на первый взгляд, небольшой (11,3% от фонда) и годовая добыча из этих скважин составляет лишь 6,7% от общей добычи цеха. Однако если рассматривать эти показатели в количественном варианте, то выясняется, что работа данных скважин оказывает существенное влияние на деятельность не только ЦДНГ-3 но и НГДУ, в целом.

Так, за 2009 — 20 011 годы по цеху было введено в эксплуатацию 51 неработающие скважины с суммарной среднегодовой добычей нефти порядка 45 — 48 тыс. тонн, что по меркам НГДУ сопоставимо с открытием, разбуриванием и вводом в эксплуатацию одного — двух небольших месторождений.

Работа геологической службы с неэксплуатационным фондом цеха в конечном итоге открывает большие перспективы разработки месторождений. Многие скважины, введенные в эксплуатацию из неработающего фонда своими показателями дали импульс к разбуриванию и вовлечению в активную разработку залежей, первооткрывателями которых они являлись.

Так на основании работы скв. 1068 в 2009 году было разбурено и введено в разработку Иргинское поднятие Пионерского месторождения; ввод в эксплуатацию скв. №№ 972 и 699 Богдашкинского поднятия Пионерского месторождения предопределил бурение эксплуатационных скважин в 2011 — 2012 годах. И таких примеров множество.

Работа с неэксплуатационным и нагнетательным фондом скважин в настоящее время весьма актуальна. Считаю, что необходимо постоянно анализировать существующие системы разработки месторождений, что позволяет, в свою очередь оптимально использовать пробуренный фонд скважин, рассматривать потенциальных кандидатов для ввода в эксплуатацию с учетом переинтерпретации геолого-геофизических данных, уточнения геологического строения и направления фильтрации пластовых флюидов с целью максимальной выработки запасов.

2. Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Нурлатнефть»

2.1 Теоретические аспекты ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин. Российский и зарубежный опыт внедрения

Ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин проводится посредством применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В мировой практике существует корреляция между ценами на нефть и числом проектов по ГТМ: снижение цен на нефть приводит к сокращению числа проектов, и наоборот в это время усилия научных кадров концентрируются на выполнении поисковых, теоретических и лабораторных исследований, изучении разрабатываемых и вводимых в эксплуатацию месторождений с точки зрения наиболее оптимальных технологий для каждого из них. Это позволяет определить перспективу и сохранить научные кадры В период высоких цен на нефть возрастают число проектов ГТМ и объем научных исследований.

В мировой практике принято выделять 3 основные группы ГТМ: термические, газовые и химические.

Около 52% проектов — термические, успешность которых составляет 81,1%. В группе термических основная доля (85,57) приходилась на закачку пара с успешностью 83,1%.

Вторая большая группа ГТМ — это газовые (около 34%), успешность которых составляет 82,3%. В составе газовых методов 50% приходилось на закачку углеводородных с наиболее высокой эффективностью 89% и около 43% на закачку СО, с эффективностью 80%.

Наименьшая доля — чуть более 14% - от общего числа проектов ГТМ приходится на химические способы, в числе которых около 83% занимает полимерное заводнение. Общая эффективность химических методов составляет около 71%, в том числе полимерного заводнения — 73,2%.

В общем массиве данных упоминаются один успешный проект по применению поверхностно-активных веществ и единицы проектов по применению ПАВ и единицы проектов по микробиологическому воздействию.

Закономерности изменения во времени числа проектов по ГТМ и добычи нефти за счет них интересно проследить на примере США. Начиная с 1986 г. произошло сокращение числа проектов по всем трем ГТМ: катастрофически — по химическим, но весьма незначительно — по газовым. Несмотря на это, суммарная добыча нефти за счет ГТМ продолжает расти, главным образом за счет газовых методов. Поскольку в общей добыче доля за счет химических ГТМ весьма небольшая, ее резкое уменьшение не могло повлиять на общую картину. Рост общей добычи за счет ГТМ при сокращении числа проектов объясняется увеличением масштабов внедрения доказавших свою эффективность ГТМ: газовых и термических.

На основании приведенных данных можно утверждать, что в мире определены приоритетные ГТМ: это закачка пара, углеводородных газов и С02. Из химических методов наибольшая доля приходится на полимерное заводнение.

Существуют достаточно определенные закономерности: газовые методы предпочтительны для легких и маловязких нефтей, тепловые — преимущественно для нефтей более плотных и вязких, а химические применяются в широком диапазоне свойств. Тепловые методы в основном применяются для коллекторов с более высокими значениями проницаемости и пористости, а газовые — преимущественно для худших пластов. Химические методы занимают промежуточное положение.

Тепловые методы преимущественно применяются на небольших глубинах, газовыена более глубоких залежах, а химические методы по глубинам также занимают промежуточное положение. При этом 85−95% успешных и обещающих быть успешными проектов оказываются именно в указанных интервалах параметров. Они могут быть приняты как критерии первичного выбора тех или иных ГТМ для конкретных месторождений.

Промышленные испытания ГТМ начались в США с начала 50-х годов прошлого столетия. С тех пор методы увеличения нефтеотдачи пластов за более чем 50-летний период изучения и реализации прошли через несколько этапов своего развития .

Первый этап охватывает период от начала испытания до начала 1970;х годов, когда изучались возможности применения и проводились опытно-промышленные работы на нефтяных месторождениях, составлялись и были начаты крупные проекты по внедрению в основном тепловых и газовых ГТМ.

Второй этап — от начала 70-х до середины 80-х годов прошлого столетия, когда нашли широкое применение ранее отработанные технологии и бурно развивались исследования по разработке и испытанию большого количества новых технологий. В этот период перспективы внедрения ГТМ представлялись весьма оптимистично. Масштабы их применения прогнозировались без видимых технологических и экономических осложнений. Основная концепция применения таких методов в те годы заключалась в стремлении получить максимальный технологический эффект.

Считалось, что высокие коэффициенты вытеснения нефти теплоносителем, химреагентом или различными газами, получаемыми в лабораторных условиях на физических моделях, могут обеспечить высокий технологический эффект при применении этих методов в реальных промысловых условиях. В этот период число действующих проектов выросло более чем в 5 раз — с менее 100 (в конце 1960;х) до 512 в 1985 г. Этому в значительной степени способствовала тенденция роста цен на нефть на мировом рынке с 14−15 долл./т до 50−300 долл./т в начале 80-х годов. Делались весьма оптимистичные прогнозы о будущем ГТМ, которые находили поддержку на самых высоких уровнях.

Следующий этап связан с падением цен на нефть на мировом рынке до 110−130 долл./т. Ситуация на мировом рынке отразилась не только (и не столько) на текущем состоянии дел в области внедрения ГТМ, но и — что более важнона стратегии развития этих методов. Если раньше приоритетными считались процессы, доказавшие свою технологическую эффективность, то в условиях низких цен на нефть основные усилия ученых и промышленников были переориентированы на снижение удельных затрат. Не случайно на всех последних мировых нефтяных конгрессах и международных нефтяных симпозиумах состояние развития новых методов и их перспективы рассматриваются, прежде всего, в контексте с уменьшением затрат и повышением их экономической эффективности. По мнению экспертов, минимальной, благоприятной ценой на нефть для начала внедрения этих процессов считается 20−23 долл./барр. (140−160 долл./т).

Компании по-разному искали пути выхода из кризиса, охватившего практически все сферы мирового нефтегазового бизнеса и приведшего к существенному сокращению активности в области внедрения ГТМ. Решения, принятые в те годы, оказались своевременными и радикальными. Они позволили не затормозить процесс изучения ГТМ и, главное, вселили в представителей компаний и научных кругов оптимизм.

Прежде всего была проведена переоценка приоритетных технологий. Дорогостоящие процессы, требующие огромных вложений на приобретение химреагентов, а также процессы, длительные во времени и дающие незначительный эффект (мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное и полимерное заводнение, внутрипластовое горение, закачка в пласт пара), были переориентированы на технологии воздействия не на весь пласт, а на ограниченную призабойную зону, дающие результат сравнительно быстро. Были Скрыты многие мелкие проекты. В других случаях проекты, реализуемые Разными компаниями на одном и том же месторождении, объединялись под Руководством одного оператора, что давало возможность высвобождения Дорогостоящего оборудования и более эффективного его использования.

Приоритетность внедрения ГТМ объясняется особенностями геологического строения месторождений, свойствами нефтей и ранее применяемыми.

Опыт показывает, что первоначальные радужные оценки применения тех или иных ГТМ оказываются при внедрении менее эффективными и более сложными, а физико-химические ГТМ годами проверены на практике. Для повышения эффекта от внедрения ГТМ от сегодняшней практики их стихийного применения в отрасли необходимо перейти к научно обоснованной единой программе, единой методике учета и отчетности дополнительной добычи за счет ГТМ, государственного контроля за разработкой и внедрением новейших ГТМ и увеличением нефтеизвлечения.

2.2 Организационная структура предприятия НГДУ «Нурлатнефть»

Под организационной структурой управления предприятием понимается состав (перечень) отделов, служб и подразделений в аппарате управления, системная их организация, характер соподчиненности друг другу и высшему органу управления фирмы, а также набор координационных и информационных связей, порядок распределения функций управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии.

В составе НГДУ «Нурлатнефть» находятся следующие основные структурные подразделения:

цех по добыче нефти и газа — осуществляет эксплуатацию нефтяных скважин (по НГДУ «Нурлатнефть» — 4 ЦДНГ);

цех по подготовки и перекачки нефти — осуществляет подготовку добытой ЦДНГ нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;

цех капитального и подземного ремонта скважин — осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин;

цех по поддержанию пластового давления — осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов.

Руководство и координацию деятельностью цехов и участков НГДУ осуществляет аппарат управления.

В составе аппарата управления функционируют нижеследующие отделы:

— технологический отдел добычи нефти;

— геологический отдел;

— отдел разработки нефтяных месторождений

— отдел кадров;

— отдел организации оплаты труда;

— планово-экономический отдел и др.

Цеха состоят из бригад по добыче нефти и газа, возглавляемых мастерами. Количество бригад устанавливается руководством объединения, исходя из условий и объема работы, возложенной на цех. Как правило, одна бригада обслуживает 80−100 скважин. В отдельных случаях, учитывая расположение скважин, рельеф местности и другие условия работы, допускается обслуживание одной бригадой меньшего количества скважин.

За цехом закрепляются для обслуживания и сохранения нефтяные, газовые и другие скважины (кроме нагнетательных), сооружения и коммуникации, непосредственно связанные с технологией добычи и внутри промыслового сбора нефти и газа (нефтяные емкости, не относящиеся к товарному парку, внутри промысловые нефтепроводы и газопроводы), производственные, бытовые и административные здания, а также основные фонды, предназначенные для культурно-бытового обслуживания работников цеха.

Все подземное и наземное оборудование скважин и технологические установки, непосредственно связанные с добычей и внутри промысловым c6opом нефти и газа, а также ремонтом скважин, закрепляются за базой производственного обслуживания НГДУ, центральными базами производственного обслуживания по ремонту и прокату нефтепромыслового оборудования, ремонту и прокату УЭЦН и передаются цеху в пользование.

Обеспечение цеха материально-техническими ресурсами, транспортными средствами, спецтехникой и связью возлагается на специализированные подразделения объединения и нефтегазодобывающего управления.

Осуществление всех видов ремонта и профилактического обслуживания скважин, оборудования, сооружений и коммуникаций, используемых цехом, возлагается на базу производственного обслуживания (БПО Проведение промыслово-гидродинамических и геофизических исследований в скважинах, закрепленных за цехом, возлагается на промыслово-геофизические конторы и ЦНИПР.

Перекачка и подготовка нефти и газа, добываемых цехом, возлагается на цех подготовки и перекачке нефти (ЦППН) и газокомпрессорный (газовый) цех НГДУ или Управление по внутри промысловому сбору и использованию попутного нефтяного газа.

2.3 Характеристика основных ТЭП НГДУ «Нурлатнефть» за период с 2006 — 2008 гг

Повышение эффективности производства достигается, в первую очередь, совершенствованием работы предприятий и их производственно-хозяйственной деятельности.

Основными технико-экономическим показателями производственно-хозяйственной деятельности предприятия являются:

объем реализуемой продукции и ее качество, производительность труда, использование основных и оборотных средств, нормы затрат материальных средств, себестоимость продукции, прибыль и рентабельность предприятия.

Эта система должна объективно оценить основные результаты хозяйственной деятельности. Показатели применяются для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности и анализа.

В практике хозяйственной деятельности предприятия в настоящее время используются не только количественные (объемные) показатели его деятельности, но и качественные, которые позволяют оценить затраты материальных, трудовых и денежных ресурсов, связанных с выпуском того или иного объема продукции .

НГДУ «Нурлатнефть» на протяжении ряда лет удерживает добычу нефти на стабильном уровне за счет улучшения качества ремонтов, увеличения среднегодового действующего фонда скважин, оптимального режима работы скважин, оптимального режима работы пласта, оптимизации работы наземного и подземного оборудования.

Высокие цены на нефть на мировом рынке в 2008 году позволили управлению существенно укрепить свои производственные мощности, увеличить заработную плату, значительно расширить и выполнить все намеченные социальные программы.

Основные технико-экономические показатели деятельности НГДУ «Нурлатнефть» представлены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

Основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Нурлатнефть» за 2006;2008 г. г.

Начнем с анализа производственной программы. В 2008 году план по добыче нефти был выполнен на 100,9%. Годовой уровень добычи нефти в 2007 году по сравнению с 2007 годом увеличился на 20 821 тн.

В то же время объем товарной нефти составил 101% от уровня 2007 года.

Сдача нефти в 2008 г. составила 2 008 460 тн., что на 57 156 тн выше 2006 г. и на 20 432 тн выше 2007 года. Основное развитие добычи нефти связано с вводом новых скважин и их качественным ремонтом. В 2008 г. введено в эксплуатацию 67 нефтяных и 27 нагнетательных скважин.

Коэффициент эксплуатации фонда скважин уменьшается до 97,9% в 2008 г по сравнению с 2007 и на 97,1% в 2008 по сравнению с 2006 г. Аналогичная динамика присуща коэффициенту использования фонда скважин. Это влечет за собой уменьшение среднесуточного дебита скважин по нефти в 2008 году на 0,1тн/сут по сравнению с 2007 годом и на 0,2 тн/сут с 2006 годом.

На рисунках 2.1. и 2.2. представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 3 года работы НГДУ «Нурлатнефть»

Рисунок 2.1. Динамика добычи жидкости за 2006;2008 г. г.

Добыча жидкости в 2008 г. составила 5 884 762 тн., что на 125 298 тн больше, чем в 2007 году, и на 543 587 тн выше уровня 2006 года. Выполнение плана по этому показателю составил в 2007 г. — 102,6%, в 2008 г. — 103,1%.

Рисунок 2.2. Динамика добычи нефти за 2006;2008 г. г.

В течение последних лет на фоне увеличения объемов добычи жидкости, добыча нефти постепенно снижается, что свидетельствует об увеличении степени обводненности скважин. Это наглядно иллюстрирует график 2.3.

Рисунок 2.3. Динамика обводненности нефти за 2006;2008 г. г.

Среднегодовая стоимость основных фондов в 2006 г. составила 9137 млн руб., в 2007 г. — 10 002 млн руб. и в 2008 г. — 12 268 млн руб. Отмечается тенденция к росту стоимости основных фондов. За период с 2006 г. по 2008 г. рост составил свыше 3 млрд.рублей.

Валовая продукция в 2006 составила 11 055 млн руб.; в 2007 г. -12 781 млн руб. и в 2008 г. — 14 148 млн руб. Таким образом в 2008 г. она составила 110,7% по сравнению с 2007 г. и — 127,9% по сравнению с 2006 г.

Такой рост валовой продукции вызван повышением цены на нефть на 108,6% в 2008 по сравнению с 2007 г.

Одной из главных забот руководителей и специалистов НГДУ является создание условий труда и повышения производительности труда. В НГДУ «Нурлатнефть» она неизменно возрастает.

Среднесписочная численность всего персонала за 2007 г. составила 1097 чел., в 2006 г. — 1369 чел., что 272 чел. меньше. В 2008 г. среднесписочная численность всего персонала составила 941 чел., что ниже 2007 г. на 156 чел. Такое снижение произошло за счет вывода цехов непрофильных видов деятельности из состава НГДУ «Нурлатнефть» и продолжающейся оптимизации численности предприятия.

Годовой фонд заработной платы возрастает на протяжении 2006;2008 г. г., что связано с политикой повышения уровня зарплаты в ОАО «Татнефть». Это в свою очередь повлияло на среднемесячную заработную плату, которая по НГДУ составила в 2006 г.- 18 110 руб., в 2007 г. — 21 690 руб. В 2008 г. этот показатель составил 23 946 руб. Все это говорит о целенаправленной мотивации труда работников управлением ОАО «Татнефть».

Затраты на производство товарной продукции росли следующим образом: в 2006 г. они составили 7 029 279 тыс. руб., в 2007 г. — 7 855 881 тыс. руб и в 2008 г. — 10 156 061 тыс. руб. Всего рост затрат за 3 года составил 3 126 782 тыс. руб.

В настоящее время назрела острая необходимость вплотную заняться вопросом регулирования разработки месторождений. В первую очередь увеличением капиталовложений на водоизоляционные работы и высокоэффективных технологий, ужесточения требований к качеству вскрытия и закачивания новых пробуренных скважин, что позволит ограничить отбор попутной воды и качественно регулировать закачку в системе ППД, более широкого применения методов нефтеотдачи пластов В НГДУ «Нурлатнефть» постоянное внимание уделяется снижению издержек производства. Себестоимость 1 тонны добываемой нефти составила в 2007 г. — 3957 руб/тн., что на 44% выше 2006 г., а в 2006 уже 5030 руб/тн. Себестоимость 1 тонны нефти ниже среднего показателя по ОАО «Татнефть».

На всех месторождениях ведется промышленная разработка бобриковского горизонта, который является объектом особого внимания. Практически все его основные запасы нефти введены в разработку, разбуренность отложений составляет от 54% (Пионерское) до 100% по остальным. Девонские отложения также полностью вовлечены в разработку и практически разбурены. В настоящее время вовлекаются в разработку залежи со значительно худшими геологическими характеристиками.

2.4 Программа стабилизации добычи нефти

Постоянному снижению издержек производства способствуют постоянные работы по программам стабилизации добычи нефти и «Энергоресурсосбережения». НГДУ «Нурлатнефть» не допускает превышение установленных норм расхода деэмульгаторов, удельных норм расхода электроэнергии, теплоэнергии, норм расхода котельно-печного топлива.

Ресурсоэффективность как одно из направлений повышения конкурентоспособности производства означает экономное использование всех традиционных средств, участвующих в процессе производства и воспроизводства экономической, технической и технологической, социальной жизни компании.

Согласно национальному стандарту РФ ГОСТ Р 52 104?2003 «Ресурсосбережение. Термины и определения» под ресурсосбережением понимается «организационная, экономическая, техническая, научная, практическая и информационная деятельность, методы, процессы, комплекс организационно-технических мер и мероприятий, сопровождающих все стадии жизненного цикла объектов и направленных на рациональное использование и экономное расходование ресурсов».

Данным Стандартом рекомендуется руководствоваться при написании стандартов предприятий по ресурсосбережению группы компаний ОАО «Татнефть».

Данным Стандартом охвачены:

? энергетические ресурсы, в том числе:

? электроэнергия,

? котельно-печное топливо,

? теплоэнергия,

? горюче-смазочные материалы;

? материальные ресурсы, в том числе:

? металл,

? химические материалы;

? прочие материалы;

? природные ресурсы, в том числе:

? вода,

? нефть,

? газ попутный нефтяной;

? трудовые ресурсы.

Под экономией природных ресурсов понимается сокращение расхода либо рациональное использование природных ресурсов на технологические нужды. Например, сокращение факельного сжигания попутного нефтяного газа за счет использования его для производства электроэнергии, сокращение расхода технической воды за счет совершенствования технологии.

2.3.1 Основные термины и определения

— Базовое потребление — абсолютная величина фактического производственного потребления ресурса за год, принятый за базовый. Величина базового потребления доводится ревизионно-статистической группой.

— Базовые показатели — показатели, экономические величины, принятые в качестве основы, базы сравнения, сопоставления с другими показателями.

— Вторичные ресурсы — материальные накопления сырья, веществ, материалов и продукции, образованные во всех видах производства и потребления, которые не могут быть использованы по прямому назначению, но потенциально пригодные для повторного использования в народном хозяйстве для получения сырья, изделий и/или энергии.

— Вторичный функциональный блок — функционально завершенная и автономно дееспособная часть утилизируемого объекта, пригодная для дальнейшего использования.

— Вторичный комплектующий элемент — автономный элемент, получаемый в результате демонтажа недееспособного узла, блока, прибора, агрегата, пригодный для дальнейшего использования.

— Внутренняя норма рентабельности (ВНР) — есть ставка дисконта, при которой чистая приведенная стоимость предполагаемых к получению в будущем наличных денежных средств равняется нулю.

— Геолого-технические мероприятия — мероприятия, направленные на повышение производительности добывающих и нагнетательных скважин.

— Дисконтирование денежных потоков — приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени.

— Индекс доходности (ИД) — отражает эффективность инвестиционного проекта.

— Инвестиции — средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество), вкладываемые в мероприятия с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта.

— Капитальные вложения — инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы (ПИР) и другие затраты.

— Лимит — ограничение, предел, предельное количество или предельная норма.

— Материальная заинтересованность — совокупность экономических методов управления и приемов воздействия на работников, обеспечивающих побуждение их к определенному поведению в процессе труда для достижения целей организации.

— Норма — необходимое количество сырья, материалов, топлива, энергии, затрат труда (времени) и т. д. на изготовление единицы продукции (выполнение работ).

— Норматив материального поощрения — экономический показатель (в процентах), устанавливающий норму материального вознаграждения за экономию и рациональное использование ресурсов.

— Показатели премирования — установленные показатели количественного или качественного характера, при улучшении которых у работника создается повышенная материальная заинтересованность.

— Предприятия нефтяного сервиса ОАО «Татнефть» — группа компаний, образованных в процессе реструктуризации структурных подразделений ОАО «Татнефть», оказывающих услуги структурным подразделениям и дочерним обществам ОАО «Татнефть».

— Производственная группа «Татнефть» — группа, включающая в себя структурные подразделения и дочерние общества ОАО «Татнефть», а также предприятия, образованные в процессе реструктуризации структурных подразделений ОАО «Татнефть».

— Рациональное использование ресурсов (ресурсоэффективность) — достижение максимальной эффективности использования ресурсов в хозяйстве при существующем уровне развития техники и технологии с одновременным снижением негативного воздействия на окружающую среду.

— Ресурсосбережение — организационная, экономическая, техническая, научная, практическая и информационная деятельность, методы, процессы, комплекс организационно-технических мер и мероприятий, сопровождающих все стадии жизненного цикла объектов и направленных на рациональное использование и экономное расходование ресурсов.

Производство продукции должно выполняться с рациональным использованием и экономным расходованием всех видов ресурсов (вещества, энергии) при безопасном воздействии на человека и окружающую среду. Вопросы устойчивого развития регионов и страны в целом решаются сокращением потребления вещества и энергии, внедрением высоких технологий, экологическим управлением, социальным регулированием. Ресурсосбережение снижает объемы отходов, сбросов и выбросов, что в свою очередь уменьшает их негативное воздействие на человека и окружающую среду.

— Ресурсоемкость продукции — показатели материалоемкости и энергоемкости при изготовлении, ремонте и утилизации продукции. Ресурсоемкость определяет показатели ресурсопотребления и ресурсосбережения, включающие конструктивно-технологические свойства продукции (в том числе показатели, обусловливающие фактическое потребление материальных и энергетических ресурсов на стадии изготовления продукции).

— Ресурсосберегающая технология — технология, при которой потребление всех типов ресурсов сведено к рациональному (минимальному) уровню.

— Ресурсы — используемые и потенциальные источники удовлетворения потребностей общества. Ресурсы делятся на природные, материальные и трудовые.

— Себестоимость продукции — стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат на ее производство и реализацию.

— Скважина — вертикальная или наклонная горная выработка большой длины и малого поперечного сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли.

— Стандарт — нормативно-технический документ, устанавливающий единицы величин, термины и их определения, требования к продукции и производственным процессам, требования, обеспечивающие безопасность людей и сохранность материальных ценностей, и т. д.

— Тонна условного топлива — принятая при технико-экономических расчетах единица, служащая для сопоставления тепловой ценности различных видов органического топлива. При сжигании 1 тонны условного топлива выделяется 7 гигакалорий тепловой энергии.

— Трудовые ресурсы — экономически активное, трудоспособное население, часть населения, обладающая физическими и духовными способностями к участию в трудовой деятельности.

— Удельный расход ресурсов — затраты ресурса данного вида на производство единицы продукции (в натуральном или стоимостном выражении); определяется отношением затрат ресурсов определенного вида продукции к объему произведенной продукции.

— Услуга — продукция, работа, услуга.

— Чистый дисконтированный доход (ЧДД) — накопленный дисконтированный эффект за расчетный период.

— Чистая текущая стоимость (ЧТС) — сумма текущих стоимостей всех спрогнозированных с учетом ставки дисконтирования, денежных потоков.

— Экономическая оценка ресурсосбережения — совокупность технико-экономических методов определения уровня экономии ресурсов в результате внедрения и осуществления ресурсосберегающих мероприятий в натуральном и стоимостном выражении.

— Энергосбережение — реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии.

Раздел 3. Методические основы и анализ издержек производства НГДУ «Нурлатнефть»

3.1 Анализ динамики и структуры затрат на производство НГДУ «Нурлатнефть»

Для эффективного управления издержками производства с целью их минимизации, что является важнейшим источником роста прибыли предприятия, особую роль играет систематическое определение и анализ структуры затрат на производство.

Затраты на производство промышленной продукции планируются и учитываются по первичным экономическим элементам и статьям расходов.

Группировка по первичным экономическим элементам позволяет разработать смету затрат на производство, в которой определяются общая потребность предприятия в материальных ресурсах, сумма амортизации основных фондов, затраты на оплату труда и прочие денежные расходы предприятия. На нефтедобывающем предприятии НГДУ «Нурлатнефть» группировка затрат на добычу производится по следующим экономическим элементам:

— Сырье и основные материалы. Включаются расходы на приобретение сырья и материалов; запасных частей и расходных материалов, используемые для ремонта оборудования, инвентаря, комплектующих изделий и полуфабрикатов; топлива, воды и энергии всех видов; стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними организациями или индивидуальными предпринимателями.

— Расходы на оплату труда. Входят все начисления определенные по тарифным ставкам, должностным окладам, сдельным расценкам; начисления стимулирующего характера (все виды премий и поощрений) начисления стимулирующего и компенсирующего характера, связанные с режимом работы и условиями труда (за вредные условия труда, за разъездной характер работ, за работу в вечернее, ночное время); оплаты очередных и дополнительных отпусков; суммы платежей работодателей по договорам обязательного и добровольного страхования и прочие виды выплат.

Отчисления на социальные нужды осуществляется по определенным нормативам от фонда оплаты труда в пенсионный фонд, фонд социального страхования, фонд занятости, фонд обязательного медицинского страхования. Величина этих нормативов устанавливается в законодательном порядке, поэтому может пересматриваться.

— Амортизация. Отражает величину амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов предприятия. Амортизация является накопительным источником, из которого впоследствии приобретаются основные фонды. При расчете амортизационных отчислений для целей налогообложения используют линейный и нелинейный методы расчета сумм амортизации.

— Прочие расходы. К ним относятся налоги и сборы; расходы на сертификацию продукции и услуг; командировочные; суммы комиссионных сборов и иных подобных расходов за выполненные сторонними организациями работы, расходы на оплату услуг по охране имущества, арендные (лизинговые) платежи; расходы на ремонт основных средств; расходы на НИОКР; затраты на обучение и переобучение кадров предприятия; расходы на обязательное и добровольное страхование имущества и другие расходы.

Управление текущими затратами подразумевает разработку и контроль за исполнение сметы затрат на производство. Это внутренняя процедура предприятия, которая позволяет не только контролировать общий уровень затрат и их динамику, но и сопоставлять их величину по структурным подразделениям и филиалам. Это называется оперативным учетом затрат предприятия. Оперативный учет является одним из самых действенных методов налаживания учета затрат на предприятии. Сегодня редко встречаются организации, где бы не акцентировалось внимание на внедрение оперативного (текущего) учета затрат

Соотношение отдельных экономических элементов в общих затратах определяет структуру затрат на производство.

Структура затрат на добычу нефти НГДУ «Нурлатнефть» в динамике 2007;2008 г. г. показана в табл.3.1

Таблица 3.1. Структура затрат НГДУ «Нурлатнефть» за 2007;2008гг.

Из приведенных в таблице данных видно, что фактические затраты в 2008 г. больше затрат по элементам предыдущего года на 1 297 791 тыс. руб. или 16%. Такое повышение затрат могло быть вызвано различными причинами, среди которых: