Экономическая деятельность Лиственского месторождения ОАО "Удмуртнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Лиственское месторождения имеет сложную геологическую структуру. Башкирско-верейский объект имеет вязкие нефти. В настоящий момент запасы в центральных частях купольных залежей Башкирско-верейского объекта остаются невыработанными. В данной курсовой работе с целью довыработки запасов предлагается технологию одновременно-раздельной эксплуатации в скважинах Башкирско-верейского объекта Лиственского месторождения и провести анализ по сравнению экономического эффекта от ввода ОРЭ в эксплуатацию.

Целями данной курсовой работы являются:

- краткое экономическая характеристика ОАО ”УдмуртНефть”;

- краткое описание Лиственского месторождения;

-сравнение показателей по добыче жидкости, нефти и воды:

а) без ОРЭ;

б) с применением ОРЭ

- сравнение расчетных показателей;

- оценка экономической эффективности ввода ОРЭ;

- анализ произведенных расчетов.

1. Общая характеристика предприятия

1.1 Общие сведения о предприятии ОАО «Удмуртнефть»

Краткие данные

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Открытое акционерное общество «Удмуртнефть» -- лидер топливно-энергетического комплекса Удмуртской Республики.

Предприятие создано в 1967 году.

Основной вид деятельности: геологоразведка, разработка и эксплуатация месторождений углеводородов.

ОАО «Удмуртнефть» ведет разработку 24 нефтяных месторождений, расположенных на территории 12 районов республики, имеет 56 лицензий на добычу нефти и растворенного газа.

За весь период производственной деятельности из недр извлечено свыше 250 миллионов тонн нефти.

Годовой объем добычи в 6 миллионов тонн составляет почти 60 процентов от общего объема добычи нефти в Удмуртской Республике.

В эксплуатационном фонде находится 4063 скважины.

Общая протяженность промысловых трубопроводов составляет 4649 км, из них 2849 км - нефтепроводы.

В состав «Удмуртнефти» входят 5 нефтегазодобывающих управлений - НГДУ «Игра», «Воткинск», «Киенгоп», «Гремиха», «Сарапул».

Стратегия

Стратегической задачей ОАО «Удмуртнефть» на ближайшие годы является дальнейший рост добычи нефти. Потенциал для этого у предприятия есть. В 2007 году предприятие преодолело планку в 6 млн тонн нефти. С вхождением «Удмуртнефти» в состав ОАО «НК «Роснефть» предприятию удалось не только стабилизировать добычу нефти на своих месторождениях, большинство из которых находится в поздней стадии разработки, но и добиться увеличения объемов добычи сырья. В 2010 году на предприятии добыта 250-миллионная тонна нефти. Перспективы своего дальнейшего развития «Удмуртнефть» напрямую связывает со значительным увеличением объемов капвложений, произошедшим с вхождения предприятия в состав нефтяной компании "Роснефть" -- всего более 4 млрд рублей. Дополнительные инвестиции направлены на бурение новых скважин, на строительство и реконструкцию объектов инфраструктуры, на геологоразведочные работы. Важным направлением в стратегических планах ОАО «Удмуртнефть» является активная разработка нового Карсовайского месторождения, лицензионные права на которое приобретены в 2006 году. В мае 2007 года на месторождении началось бурение новых скважин. Карсовайская нефть уже пополняет общую копилку удмуртской нефти. В 2010 году завершено строительство объектов напорного нефтепровода протяженностью 36,5 км и дожимной насосной станции. Стратегические планы «Удмуртнефти» на долгосрочную перспективу предусматривают работу по нескольким ключевым направлениям. Это стабилизация и увеличение объемов добычи нефти, интенсификация геологоразведки, постоянный рост эффективности управления, наращивание сырьевой базы, экологическая и промышленная безопасность и высокая социальная ответственность. Акционерное общество «Удмуртнефть» обладает сегодня значительной сырьевой базой, современными производственными мощностями, высококвалифицированными кадрами, уникальным опытом разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

1.2 Состав и структура предприятия

Основной хозяйственно- экономической деятельностью ОАО "Удмуртнефть" является добыча и реализация нефти.

За 9 Месяцев 2010 года реализация нефти в стоимостном выражении без налогов составила 34 776 626 тыс. рублей, что на 3 103 910 тыс. рублей (или на 9,8 %) больше по сравнению с соответствующим периодом прошлого года. Доля выручки от реализации нефти в общей выручке предприятия от реализации продукции и услуг составила 98,5 %, что соответствует уровню соответствующего периода прошлого года.

Нефтегазодобывающее объединение «Удмуртнефть» и в его составе Игринское и Воткинское нефтегазодобывающие управления было создано 16 апреля 1973 год приказом Министерства нефтяной промышленности на базе управления «Удмуртнефть».

Конечной целью создания «Удмурнефти» явилось повышение эффективности экономической системы государства и переход от плановой экономики к рыночным отношениям.

В период с 1998 по 2003 годы проведена значительная реструктуризация и укрупнение подразделений и отдельных служб, входящих в ОАО. В частности, из состава «Удмуртнефть» выведены в общества с ограниченной ответственностью (ООО) и закрытые акционерные общества (ЗАО) такие смежные подразделения, как «Удмуртнефть-бурение», «Капитальный ремонт скважин», «Удмуртнефтестрой», «Специальный технологический транспорт», «Удмуртэнергонефть», «Механик», «Нефтетрубопроводсервис» и т.д.

Дочерние и зависимые хозяйственные общества эмитента.

ЗАО «Капитальный ремонт скважин»

ООО «РН-Сервис»

ЗАО "Удмуртнефть-Бурение"

ЗАО "ИННЦ"

ООО "Механик"

ООО «Удмуртнефть-Снабжение»

ООО "НБС"

ООО "Нефтетрубопроводсервис"

ООО "СпецТехТранс"

ООО "Удмуртэнергонефть"

1.3 Общие показатели деятельности предприятия

Накопленная добыча нефти в компании на 01.01.2010 г. составила 252 млн.тн или 58,36% от НИЗ. Годовой уровень добычи нефти 6 398 тыс.тн составляет 1,48% от начальных извлекаемых запасов.

В 2010 году ОАО «Удмуртнефть» разрабатывает 24 месторождения. Последнее крупное месторождение, введенное в эксплуатацию - Карсовайское месторождение с начальными извлекаемыми запасами по категории С1 -- 9 340 тыс.т. и С2 -- 9 429 тыс.т.

ОАО «Удмуртнефть» по праву считается лидером топливно-энергетического комплекса Удмуртской республики. На его долю приходится 61,8% от общего объема добычи нефти в Удмуртии.

За счет проведения серии успешных проектов ГТМ и возросших объемов бурения новых скважин и ЗБС, а так же эффективности данного бурения в течение последних лет ОАО «Удмуртнефть» удалось выйти на ежегодный уровень добычи, превышающий 6 млн. тонн. Тенденция роста добычи нефти показана ниже

Объемы добычи нефти по ОАО «Удмуртнефть» (2006-2010 гг.)

Основные месторождения, разрабатываемые Обществом, характеризуются значительной выработкой запасов и высокой обводненностью добываемого сырья (например, средняя обводненность скважин Киенгопского метосрождения составляет 97-98%). Основная доля запасов нефти ОАО «Удмуртнефть» относится к категории трудноизвлекаемых. В связи с этим возникает необходимость активного применения новых технологий по увеличению нефтеотдачи пластов (тепловые методы, кислотные обработки, ГРП), методов горизонтального бурения, испытания и внедрения современного нефтепромыслового оборудования.

Общие показатели деятельности компании показаны в таблице 1.

Таблица1

Общие показатели деятельности ОАО «Удмуртнефть» за 2007 год

Показатели	Ед.изм.	2006 г. факт	2007	отклонение
			бизнес- план	факт	к плану	к 2006 г.
1. Добыча нефти	т.тн	5970,412	6104,918	6145,310	40,392	174,898
2. Ввод скважин из бурения	скв.	13	28	28	0	15
3. Количество выполненных ремонтов, всего	рем.	3934	4122	3957	-165	23
-ТРС	рем.	2532	2440	2342	-98	-190
-КРС	рем.	1402	1682	1615	-67	-213
4.Выполнение ГТМ
-количество (по добывающим скважинам)	шт.	1018	1092	1077	-15	59
-эффективность	тыс.т	509,371	641,356	676,879	35,541	167,508
в том числе ГРП
-количество по (добывающим скважинам)	шт.	12	45	52	7	40
-эффективность	тыс.тн	20,407	133,286	131,943	-1,343	111,536
5.Эксплуатационный фонд скважин на конец года	скв.	3983	3968	4004	36	21
6. Бурение	т.м.	18,854	47,284	49,346	2,062	30,492
в т.ч. эксплуатационное	т.м.	18,854	47,284	49,346	2,062	30,492
7. Полная себестоимость товарной продукции	тыс.руб.	20570786	22217196	23875496	1658300	3304710
8. Капитальные вложения (освоение без учёта статьи «Покупка активов»), с НДС	млн. руб.	1830	3993	4039	46	2209
9. Финансирование по статье «Покупка активов», с НДС	млн.руб.	1558	287	112	-175	-1446
10. Выручка от реализации нефти и газа (с налогами)	млн.руб.	34346	45984	53356	7372	19010
11. Чистая прибыль	млн.руб.	6146	7730	11609	3879	5463

Чистая прибыль в 2007 году значительно увеличилась по сравнению с предыдущим. Но наряду также с увеличением прибыли растет и себестоимость добываемой продукции - с 20570786 до 23875496 тыс.руб (на 16%), и тенденция увеличения себестоимости продукции прослеживается уде не первый год, это связано с ухудшением структуры запасов. Рост себестоимости добываемой продукции объясняется ростом цен на электроэнергию, транспортировку нефти и применением ГТМ.

Из разрабатываемых месторождений в стадии растущей добычи находятся 9 месторождений, по 7 месторождениям - снижение добычи, т.к. большинство месторождений находятся в третьей стадии разработки, характеризующейся падающей добычей нефти, остальные месторождения имеют стабильную добычу. Прирост добычи от выполнения ГТМ не компенсирует темпов падения по базовой добыче нефти.

Фонд добывающих скважин на 01.01.2008 г. составил 4 004 скважины (3 983 скважины на 01.01.2007 г.), причем действующий фонд составил 3 672 скважины (3 548 скважин на 01.01.2007 г.). В отчетном году проводились мероприятия по выводу скважин из бездействия, переводу скважин в другие категории, ликвидации. Аналогичные мероприятия предусмотрены бизнес-планом и на 2008 г., поскольку процент бездействующих скважин пока превышает 10%, регламентированные правилами охраны недр и разработки месторождений (10,92%).

В 2007 г. планировалось ввести в эксплуатацию 28 новых добывающих скважин, которые впоследствии все были введены, в том числе Мишкинское - 7 скважин, Киенгопское -- 11 скважин, Чутырское -- 2, Карсовайское -- 5 скважин, Южно-Киенгопское -- 2 скважины, Заборское -- 1 скважина. дополнительная добыча составила 41,191 тыс, тонн нефти при плане 62,925 тыс, тонн.

В процессе разработки месторождений за отчетный период добыто 52 469,646 тыс, тонн жидкости при плане 52 207,653 тыс, тонн. Закачка воды составила 37 554,325 тыс, м3 при плане 37 191,502 тыс, м3.

В отчетном периоде проводились геолого-технические мероприятия, предусмотренные бизнес -- планом, которые были направлены на наращивание мощностей по добыче нефти. Выполнено 1 059 геолого-технических мероприятия (без БГС) по добывающему фонду, при плане 1 072 операций, дополнительно добыто 652,359 тыс, тонн нефти (план 614,346 тыс. т). Средний прирост дебита на 1 скважину составил 3,7 т/сут при плане 3,4 т/сут.

Показатели себестоимости приведены в таблице 2

Таблица 2 Калькуляция себестоимости добычи нефти и газа

Показатели	Един.	2006 г.	2007 г.	Отклонение
	изм.	факт	план	факт	к плану	к 2006 г.
1.Расходы на энергию по извлечению нефти	т. руб	387 498	468 154	486 816	18 662	99 318
2.Расходы по искусственному воздействию на пласт:	т. руб	722 338	823 778	813 249	-10 529	90 911
в т.ч.: закачка воды в пласт	т. руб	722 338	823 778	813 249	-10 529	90 911
повышение нефтеотдачи пласта	т. руб	0	0	0	0	0
3.Фонд оплаты труда:	т. руб	86 976	122 902	121 726	-1 176	34 750
в т.ч.: основная заработная плата	т. руб	77 042	109 514	106 117	-3 397	29 075
дополнительная заработная плата	т. руб	9 934	13 388	15 609	2 221	5 675
4.Отчисления на соц. нужды	т. руб	23 456	30 787	33 293	2 506	9 837
5.Износ скважин	т. руб	407 513	378 448	411 480	33 032	3 967
6.Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	т. руб	354 088	416 650	383 052	-33 598	28 964
7.Расходы по технологической подготовке нефти	т. руб	671 969	838 141	847 330	9 189	175 361
8.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	т. руб	2 383 686	2 741 627	2 492 453	-249 174	108 767
в т. ч.: подземный ремонт	т. руб	1 380 255	1 474 222	1 259 174	-215 048	-121 081
9.Цеховые расходы	т. руб	592 587	738 666	719 314	-19 352	126 727
10.Общепроизводственные расходы	т. руб	1 358 223	1 474 227	1 340 385	-133 842	-17 838
11.Расходы на подготовку и освоение производства	т. руб			481	481	481
12.Прочие производственные расходы	т. руб	13 760 881	12 974 158	14 984 623	2 010 465	1 223 742
ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ:
А) Валовой продукции	т. руб	20 749 215	21 007 538	22 634 202	1 626 664	1 884 987
Б) Товарной продукции	т. руб	20 569 032	20 859 813	22 478 687	1 618 874	1 909 655
12.Коммерческие расходы	т. руб	1 754	1 357 383	1 396 809	39 426	1 395 055
ПОЛНАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ	т. руб	20 570 786	22 217 196	23 875 496	1 658 300	3 304 710
Добыча нефти	т.тн.	5 970,412	6 104,918	6 145,310	40,392	174,90
Товарная добыча нефти	т.тн.	5 915,162	6 055,862	6 096,203	40,341	181,041
Себестоимость 1 тн.товарной нефти	руб.	3478	3669	3916	248	439

По сравнению с 2006 г. полная себестоимость товарной продукции увеличилась на 3 304 710 тыс. рублей, из них 1 409 706 тыс. рублей за счет роста по налогу на добычу полезных ископаемых, 1 395 055 тыс. рублей за счет появления коммерческих расходов вследствие осуществления поставок нефти на экспорт с апреля 2007 года.

Таблица 3 Анализ изменения показателей отчета о прибылях и убытках Общества за отчетный период

Наименование	За 2010 год	За 2009 год	Изменение	Изменение в %
1. Выручка от реализации продукции, услуг (без налогов)	49 720 042	44 218 538	5 501 504	12.4
в том числе: - продажа нефти и газа	48 976 439	43 579 195	5 397 244	12,4
- прочая реализация	743 603	639 343	104 260	16,3
2. Себестоимость реализованной продукции, услуг	31 818 280	25 575 619	6 242 661	24,4
в том числе: - нефть, газ	31 144 307	25 040 604	6 103 703	24,4
- прочая реализация	673 973	535 015	138 958	26
3. Прибыль (убыток) от продаж	17 901 762	18 642 919	-741 157	-4,0
в том числе: - нефть, газ	17 832 132	18 538 591	-706 459	-3,8
- прочая реализация	69 630	104 328	-34 698	-33,3
4. Результат от выбытия имущества и внереализационным доходам и расходам	-486 806	-440 149	-46 657	10,6
5. Балансовая прибыль (убыток)	17 414 956	18 202 770	-787 814	-4,3
Отложенные налоговые активы	-15 720	21 463	-37 183	-173,2
Отложенные налоговые обязательства	217 236	289 149	-71 913	-24,9
Налог на прибыль	3 357 458	3 521 335	-163 877	-4,7
6. Прибыль (убыток) от обычной деятельности	13 824 542	14 413 749	-589 207	-4,1
7. Сумма прибыли, сформировавшаяся в результате списания сумм переоценки в добавочном капитале	0	0	0
8. Чистая прибыль (убыток) отчетного периода	13 824 542	14 413 749	-589 207	-4,1

Увеличение выручки от реализации нефти без НДС и экспортной пошлины в 2010 году по сравнению с 2009 годом на сумму 5 397 244 тыс.руб. произошло в связи с увеличением средней цены реализации нефти.

Себестоимость нефти и газа увеличилась на 6 103 703 тыс.руб., в том числе за счет увеличения ставки налога на добычу полезных ископаемых и, как следствие, суммы платежей по НДПИ на 4 651 956 тыс.руб.

Кроме того, на увеличение себестоимости повлияли следующие факторы: рост суммы амортизации, коммерческих расходов (рост курса доллара, цены реализации и тарифов на услуги ОАО АК «Транснефть» по перекачке и диспетчеризации нефти).

В связи с более существенным увеличением себестоимости 2010 года по отношению к 2009 году в сравнении с увеличением выручки, прибыль от реализации нефти и газа 2010 г. меньше данного показателя 2009 г. на 706 459 тыс.руб.

Увеличение выручки и себестоимости по прочей реализации обусловлено ростом объемов реализации ТМЦ (с минимальной рентабельностью) подрядным организациям, ведущим работы по бурению скважин и капитальному строительству на объектах Общества. К снижению прибыли от прочей реализации в 2010 г. привело уменьшение объемов по оказанию более доходных услуг: подготовка нефти и сдача имущества в аренду сторонним организациям.

1.4 Экономическая среда, конкуренты

Добычу нефти на территории республики осуществляют 12 предприятий. Наиболее крупными из них являются ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Белкамнефть», обеспечивающие 97,8% от всего объема добываемой в республике нефти. На остальные предприятия приходится 2,2 %. Лидером является «Удмуртнефть», на долю которой приходится 59,3 % от общего объема добычи нефти в Удмуртии

В 2010 году ОАО «Удмуртнефть» добыло 6,398 млн. тонн нефти, что превышает показатели 2009 года на 44 тыс, тонн.

Рост добычи невелик, поскольку основные месторождения, разрабатываемые ОАО «Удмуртнефть» характеризуются значительной выработкой запасов и высокой обводненностью добываемого сырья. Кроме того, добываемая предприятием нефть характеризуется высокой (более 30 мПас) и повышенной (от 10 до 30 мПас) вязкостью, при небольшом газовом факторе (до 30 м3/тонну). Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмослистых и парафиновых углеводородных соединений.

Основная доля запасов нефти ОАО «Удмуртнефть» - 62,4% - относится к категории трудноизвлекаемых. Степень выработанности запасов 53,96% при текущей обводненности 88,7%.

Для стабилизации текущей добычи компания активно применяет новые технологии по увеличению нефтеотдачи пластов, методов горизонтального бурения, испытание и внедрение современного нефтепромыслового оборудования. Еще в СССР Гремихинское месторождение было выбрано как полигон для испытания тепловых методов. На месторождении были внедрены такие методы, как ИДТВ (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт), ИДТВ(П) (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт с паузой) и ТЦВП (теплоциклическое воздействие на пласт). Все они доказали свою эффективность.

Планирование работы по экологическому менеджменту позволило ОАО «Удмуртнефты» решать конкретные задачи управления окружающей средой: с этой целью определены приоритетные экологические аспекты с учетом прошлой, текущей и планируемой деятельности, идентифицированы нормативно - правовые требования, намечены цели и задачи, разработана программа экологического менеджмента, направленная на достижение поставленных целей и задач.

1.5 Рынки сбыта

В 2010 году реализация нефти проводилась ОАО «Удмуртнефть» по двум направлениям: внутренний рынок и экспорт. На российском рынке основной объем нефти поставлялся за пределы Удмуртской Республики. Экспортные поставки нефти осуществлялись по двум направлениям: в дальнее зарубежье (через порт г. Приморск - в страны Европы) и в ближнее зарубежье (Республика Беларусь).

Структура поставок нефти за 2010 года приведена в следующей таблице 4.

Таблица 4

Основные показатели по производству и реализации товарной продукции

Наименование продукции	Удельный вес в общем объеме реализации нефти, в тыс. тонн
1. Реализация нефти, всего	6398
в том числе:
1.1. внутренний рынок	3563,368
за пределы Удмуртской Республики	3559,2
на территории Удмуртской Республики	447,86
1.2. экспорт	2834,314
дальнее зарубежье	2309,678
ближнее зарубежье	518,238

Реализация нефти на внутренний рынок за пределы Удмуртской Республики производилась путем проведения тендеров по распределению на конкурсной основе объемов нефти из ресурсов ОАО «Удмуртнефть». Реализация нефти на внутренний рынок осуществлялась в соответствии с договором комиссии и договором купли-продажи с ОАО «НК «Роснефть». В конечном итоге вся нефть, реализуемая за пределы Удмуртской Республики, поставлялась на нефтеперерабатывающие заводы Российской Федерации.

Реализация нефти на территории Удмуртской Республики производилась в соответствии с договорами поставки нефти дочерним сервисным предприятием ООО «Удмуртэнергонефть» и ЗАО «Удмуртнефть - Бурение».

Реализация нефти на экспорт производилась по договору комиссии с ОАО «НК «Роснефть» в соответствии с утвержденным Министерством энергетики Российской Федерации Доступом нефтедобывающих организаций к системе магистральных нефтепроводов и терминалов в морских портах для транспортировки нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации и в государства участники-СНГ по направлениям отгрузки.

1.6 Характеристика финансового положения компании

ОАО «Удмуртнефть» разрабатывает 24 месторождения, с доказанными запасами нефти - 808 млн. баррелей, вероятные запасы составляют 396 млн. баррелей, а возможные запасы нефти- 250 млн. баррелей. В 2010 году ОАО «Удмуртнефть» добыло 6,398 млн. тонн нефти. За 2007 год получена чистая прибыль в размере 11 609 032 тыс, рублей.

Таблица 5. Прибыль и убытки

Наименование показателя	2009, 9 мес.	2010, 9 мес.
Выручка	32 145 933 000	35 323 673 000
Валовая прибыль	16 480 828 000	15 022 178 000
Чистая прибыль (нераспределенная прибыль (непокрытый убыток)	10 975 877 000	9 333 096 000
Рентабельность собственного капитала, %	44	39
Рентабельность активов, %	33	28
Коэффициент чистой прибыльности, %	34	26
Рентабельность продукции (продаж), %	43	35
Оборачиваемость капитала	1.25	1.41

За 9 месяцев 2010г. по сравнению с 9 месяцами 2009г. отмечается рост суммы выручки на 9,9% в связи с ростом средней цены реализации 1 тонны нефти (без НДС и экспортной пошлины). На фоне увеличения выручки от продаж отмечается увеличение себестоимости проданной продукции, что привело к уменьшению валовой прибыли (-8,9%) и чистой прибыли (-15%)

На текущие финансовые показатели повлияли следующие пункты (тыс.руб)

Таблица 6

Основные финансовые показатели ОАО «Удмуртнефть»

Наименование показателей	Бизнес-план 2010 год	Факт 2010 год	Отклонение, +/-
Выручка от реализации продукции	33 351 960	39 905 760	6 553 800
в том числе - нефти и газа	33 064 382	39 539 067	6 474 685
-прочая	287578	366693	79115
Себестоимость реализованной продукции	22 442 635	23 971 232	1 528 597
в том числе - нефть, газ	22 238 829	23 683 329	1 444 500
- прочая	203 806	287 903	84 097
Прибыль от реализации	10909325	15934528	5025203
в том числе - нефть, газ	10825553	15855738	5030185
- прочая	83 772	78 790	-4 982
Результат от выбытия имущества и внереализационным доходам и расходам	-610200	-382283	227917
Балансовая прибыль (убыток)	10299 125	15552245	5253 120
Отложенные налоговые активы	0	-19 371	-19 371
Отложенные налоговые обязательства	0	117202	117202
Текущий налог на прибыль	2 588 801	3 806 640	1 217 839
Прибыль (убыток) от обычной деятельности	7710324	11609032	-3898708
Сумма прибыли, сформировавшаяся в результате списания сумм переоценки в добавочном капитале	19542	0	-19542
Чистая прибыль (убыток)	7729866	11 609 032	3879 166

экономический себестоимость нефть газ

Увеличение выручки и себестоимости по прочей деятельности главным образом связано с непредусмотренной планом закупкой и дальнейшей продажей подрядчикам трубы, а также с реализацией ликвидных основных средств.

Размер собственного капитала ОАО «Удмуртнефть» на конец 2007 года составлял 25340,981 млн. руб. и он по сравнению с прошлым годом немного вырос. Основные изменения произошли за счет накопления нераспределенной прибыли отчетного года.

Результаты анализа основных средств представлены в таблице 7.

Таблица 7

Показатели использования основных средств

Показатели	2006 год (тыс.руб.)	на начало 2007 года (тыс.руб.)	на конец 2007 года (тыс.руб.)
Первоначальная стоимость основных средств,	33 972 678	34 799 487	37 542 058
в т.ч. активная часть,	6275833	6771 613	7881 408
Остаточная стоимость основных средств,	8796249	8940557	10463155
доля в имуществе основных средств, %	24,89	50,86	32,00
Коэффициент износа основных производственных средств	0,74	0,74	0,72
Коэффициент износа активной части основных производственных средств	0,67	0,65	0,62
Коэффициент обновления основных производственных средств	0,05		0,08
Коэффициент выбытия основных производственных средств	0,03		0,01

Несмотря на увеличение к концу года суммы капитальных вложений их доля в имуществе компании уменьшилась в течение отчетного года с 50,9% до 32,0% за счет значительного роста оборотной части активов. Увеличение доли активной части фондов и снижение коэффициента износа активной части основных производственных средств следует оценить положительно.

Можно отметить положительную динамику в увеличении коэффициента обновления основных средств. Однако данный показатель находится на достаточно низком уровне. Поэтому задача укрепления материально--технической базы является одной из основных стратегических задач, стоящих перед компанией.

1.7 Бухгалтерский баланс

Таблица 8 Бухгалтерский баланс на 30 сентября 2010 г.

АКТИВ	На начало отчетного года	На конец отчетного периода
1	3	4
I. ВНЕОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ
Нематериальные активы	952 752	917 953
Основные средства	12 347 315	12 670 190
Незавершенное строительство	1 199 792	1 609 336
Долгосрочные финансовые вложения	620 303	620 242
Отложенные налоговые активы	127 515	122 720
Геолого - разведочные активы	104 606	162 255
Прочие внеоборотные активы	75 220	74 746
ИТОГО по разделу I	15 427 503	16 177 442
II. ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ
Запасы	601 422	696 135
в том числе: сырье, материалы и другие аналогичные ценности	96 105	129 463
готовая продукция и товары для перепродажи	359 689	406 279
товары отгруженные	143 872	156 384
расходы будущих периодов	1 756	4 009
прочие запасы и затраты
Налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям	114 817	169 322
Дебиторская задолженность (платежи по которой ожидаются более чем через 12 месяцев после отчетной даты)	154 808	145 118
в том числе: покупатели и заказчики	98 444	91 937
Дебиторская задолженность (платежи по которой ожидаются в течение 12 месяцев после отчетной даты)	10 883 999	8 939 917
в том числе: покупатели и заказчики	10 240 373	8 757 267
Краткосрочные финансовые вложения		3 000 000
Денежные средства	29 426	3 926 230
ИТОГО по разделу II	11 784 472	16 876 722
БАЛАНС	27 211 975	33 054 164
ПАССИВ	На начало отчетного года	На конец отчетного периода
1	3	4
III. КАПИТАЛ И РЕЗЕРВЫ
Уставный капитал	3 562	3 562
Добавочный капитал	8 919 490	8 886 037
Резервный капитал	534	534
в том числе: резервы, образованные в соответствии с законодательством	534	534
Нераспределенная прибыль (непокрытый убыток) прошлых лет	9 577 273	5 972 752
Нераспределенная прибыль (непокрытый убыток) отчетного года		9 333 096
ИТОГО по разделу III	18 500 859	24 195 981
IV. ДОЛГОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
Отложенные налоговые обязательства	613 800	786 933
ИТОГО по разделу IV	613 800	786 933
V. КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
Кредиторская задолженность	7 567 175	7 679 167
в том числе: поставщики и подрядчики	1 194 148	1 131 462
задолженность перед персоналом организации	1 420	35 841
задолженность перед государственными внебюджетными фондами	17	11 568
задолженность по налогам и сборам	2 459 355	2 389 496
прочие кредиторы	3 912 235	4 110 800
Задолженность перед участниками (учредителями) по выплате доходов	433 758	209 517
Доходы будущих периодов	9 872	9 160
Резервы предстоящих расходов	86 511	173 406
в том числе: резервы под условные факты деятельности	2 458
ИТОГО по разделу V	8 097 316	8 071 250
БАЛАНС	27 211 975	33 054 164

Бизнес-план на 2011 г.

По бизнес-плану ОАО «Удмуртнефть» на 2011 год запланирована реализация нефти в объеме 6 365,847 тыс.тонн, в том числе: в 1 квартале 2011 года планируется реализовать 1 567,079 тыс.тонн нефти.

Приоритетные направления деятельности «Удмуртнефти»:

Реализация политики общества, направленной на стабилизацию добычи нефти.

Совершенствование действующих систем подготовки нефти.

Повышение стандартов в области охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды, совершенствование управления для обеспечения соответствия передовой международной практике.

Обеспечение оптимальной организационной структуры.

Оптимизация системы материально-технического обеспечения.

Оптимизация бизнес-процессов.

Реализация проектов по капитальному строительству и реконструкции объектов

Акционерное общество «Удмуртнефть» обладает сегодня значительной сырьевой базой, современными производственными мощностями, высококвалифицированными кадрами, уникальным опытом разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Доказанные запасы нефти - 808 млн. баррелей, вероятные запасы составляют 396 млн. баррелей, а возможные запасы нефти- 250 млн. баррелей.

1.8 Анализ финансового состояния компании

Для того чтобы оценить финансовое состояние компании, нам необходимо рассмотреть несколько коэффициентов

Таблица 14

Оценка ликвидности

Показатели	на начало 2006 года	на начало 2007 года	на конец 2007 года	Норматив
Коэффициент текущей ликвидности	3,78	1,70	2,74	>1,5
Коэффициент быстрой ликвидности	3,55	1,49	2,60	>0,85
Коэффициент абсолютной ликвидности денежных средств	0,01	0,00	0,04	>0,2
Собственные оборотные средства, (тыс, руб.)	17798536	2057323	11824479
Чистые активы (тыс, руб.)	24584690	13933135	25346396
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами	0,57	0,36	0,61	>0,1

В целом показатели находятся в пределах нормативов, что указывает на наличие у компании возможности погашать краткосрочные обязательства в установленные сроки.

Коэффициент абсолютной ликвидности остается ниже нормативного уровня, что обусловлено, в первую очередь, выполнением задачи, поставленной компанией по минимизации остатка денежных средств на конец периода.

Чистые активы напрямую связаны с величиной собственного капитала. За счет увеличения суммы нераспределенной прибыли за 2007 год выросли чистые активы и показатель обеспеченности собственными оборотными средствами. Также это свидетельствует о наращении средств акционеров, участвующих в формировании имущественного комплекса и подтверждает выводы на основе анализа структуры баланса и его разделов о высоком уровне финансовой независимости компании, а также об увеличении ее рыночной стоимости

В целом коэффициенты указывают на довольно стабильное финансовое положение ОАО «Удмуртнефть».

2. Технологический раздел

2.1 Общие сведения о Лиственском месторождении

Лиственское месторождение расположено на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики, в 10-30 км к северо-западу от г. Воткинска и в 60 км от г. Ижевска.

Месторождение было открыто в 1969 году. Разведочные работы продолжались до 1974 года. Ввод Лиственского месторождения в эксплуатацию осуществлен со значительным отставанием от срока, предусмотренного утвержденным проектным документом (1978г.). Проектными решениями ввод месторождения в промышленную разработку предусматривался в 1984 году, фактически осуществлен в 1986 году.

На месторождении было выделено три объекта:

I объект - верейско-башкирский (пласт B-II верейского горизонта и пласт А4 башкирского яруса);

II объект - визейский (пласты яснополянского надгоризонта);

III объект - турнейский (черепетский продуктивный пласт турнейского яруса).

Нефть визейских отложений в пластовых условиях - высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 26,70 до 43,55 мПа•с, составляя в среднем 33,86 мПа•с; со средней плотностью 0,8987 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,8946 до 0,9011 г/см3; средней газонасыщенностью равной 12,33 м3/т, изменяющейся от 7,29 до 15,35 м3/т, со средним давлением насыщения - 6,75 МПа, изменяющимся в диапазоне от 3,50 до 6,80 МПа.

Нефть турнейских отложений характеризуется как высоковязкая - динамическая вязкость изменяется от 35,03 до 43,55 мПа•с, составляя в среднем 39,29 мПа•с, со средней газонасыщенностью, которая изменяется от 7,51 до 8,77 м3/т, составляя в среднем 8,14 м3/т, со средней плотностью 0,8938 г/см3, изменяющейся в пределах от 0,8900 до 0,8976 г/см3, со средним давлением насыщения - 7,38 МПа, изменяющимся в диапазоне от 6,45 до 8,30 МПа.

2.2.Текущее состояние разработки

В настоящее время разработка Гремихинского месторождения ведется в соответствии с «Дополнением к Технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики».

Месторождение разбурено в полном объеме.

В промышленной эксплуатации находятся три объекта разработки - башкирско-верейский, визейский и турнейский.

Основная добыча приходится на визейский (48,4%) и башкирско-верейский (30,2%) объекты. Доля добычи с турнейского объекта составляет 21,4%.

По состоянию на 01.01.2009г. на Лиственском месторождении пробурено 264 скважины, из них 19 разведочных, 3 поисковых и 242 проектного эксплуатационного фонда.

По результатам проведенного анализа на данном объекте в последнее время наблюдается повышение удельной эффективности проведения ОРЭ, среди всех проводимых ГТМ.

Добыча ведется механизированным способом.

Обводненность продукции превышает проектное значение (83,6 % против 78,7%) и, как следствие, наблюдается превышение над проектными уровнями дебита жидкости и годовой добычи жидкости. Фактический дебит по нефти находится ниже проектного значение, но это отклонение не превышает 10%.

По состоянию на 01.01.2009г. в целом из залежей Лиственского месторождения с начала разработки добыто 6834,4 тыс.т нефти или 54,9% от НИЗ, жидкости - 20721,4 тыс.т. Текущий КИН составил 0,225. В пласты закачено 6355,7 тыс.м3 рабочего агента, из них в период с сентября 1988 года по 01.01.2004 было закачено 4426,4 тыс.м3 воды, загущенной полимером. Основная добыча приходится на визейский (48,4%) и башкирско-верейский (30,2%) объекты. Доля добычи с турнейского объекта составляет 21,4%. В добыче за всю историю разработки участвовало 240 скважин, средний отбор нефти на одну скважину - 28,47 тыс.т, жидкости - 86,34тыс.т.

За 2008 год добыто: 378,1 тыс.т нефти (3,04% от НИЗ), 2308,2 тыс.т жидкости, закачено 702,3 тыс.м3 воды. Средняя обводненность составила 83,6%. Текущая компенсация отборов закачкой составила 54,8%, накопленная - 43,9%. Средний дебит скважин по нефти составил - 6,3 т/сут, по жидкости - 38,6 т/сут.

2.3 Сущность и технология ОРЭ

Большинство нефтяных и газовых месторождений как у нас в стране, так и за рубежом являются многопластовыми. При этом несколько продуктивных пластов располагаются поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренными на каждый отдельный пласт, с точки зрения рациональной разработки, является наиболее предпочтительной. Однако опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка много-пластовых месторождений самостоятельными сетками скважин на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не всегда экономически и технологически оправдана. В этой связи часто при разработке многопластовых месторождений объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения, уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обустройство месторождений и т.д. В то же время одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многоплановые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной (ОРЭ). В зависимости от конкретных геолого-технических условий разработки залежей, технических и эксплуатационных характеристик скважин применяется одна из имеющихся в настоящее время схем ОРЭ. Обязательные требования ко всем схемам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта в отдельности, а также раздельного замера каждого пласта на обводненность, газосодержание и исследование каждого пласта на приток нефти и газа.

При принятии решения об использовании метода ОРЭ учитывается степень выработанности запасов, близость контура нефтеносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колонны скважин и т.д.

При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или концентрично. При одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов разработка пластов может вестись по следующим схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фонтан-закачка; газлифт-насос; газлифт-газлифт, газлифт-закачка; насос-насос; насос-закачка; закачка-закачка. Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.

3. Экономический раздел

3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения

Целью расчетов являлось оценка экономической эффективности повышения эффективности разработки за счет ОРЭ на визейском и турнейском объекте Лиственского месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии и охраны окружающей среды.

Экономическая эффективность от дополнительно добытой нефти оценивается системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

Для оценки проекта используются следующие оценочные показатели:

эксплуатационные затраты на дополнительную добычу нефти;

выручка от реализации дополнительно добытой нефти;

прибыль от реализации дополнительно добытой нефти;

доход государства

Прибыль от реализации (Пt) - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.

При оценке методов по повышению интенсификации добычи нефти эксплуатационные затраты рассчитывались на основе статей калькуляции себестоимости добычи нефти.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

энергетические затраты на извлечение жидкости;

сбор и транспорт нефти;

технологическая подготовка нефти;

затраты на проведение ремонта;

амортизационные отчисления.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Оценка методов по повышению интенсификации добычи нефти должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды страны и показан порядок их расчета:

налог на добавленную стоимость исчисляется в размере 18% от цены нефти;

налог на прибыль исчисляется в размере 20% от балансовой прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

Налоги и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат:

налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается по налоговой ставке, указанной в Налоговом кодексе и умноженной на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), 419 x Кц x Кв. руб./т;

3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Исходные данные для расчета экономических показателей данного проекта приведены в таблице 8 и таблице 8.1.

Таблица 8

Добыча до и после внедрения ОРЭ

	Добыча нефти, тыс. т.	Добыча жидкости, тыс. т.
До внедрения ОРЭ	42,7	53,4
После внедрения ОРЭ:
1 год	58,1	65,5

Таблица 9

Данные для расчета экономических показателей

№ п/п	Показатели	Значения
1.	Цена реализации:
	нефти на внутреннем рынке без НДС, руб./т	9000
2.	Налоги и платежи:
	НДС, %	18
	Налог на добычу полезных ископаемых, руб./т,	419*Кц*Кв
	Налог на прибыль, %	20
3.	Эксплуатационные затраты (по статьям калькуляции):
	Расходы по сбору и транспортировке нефти руб./т. жид.	31,4
	Расходы по технологической подготовке нефти руб./т. жид.	78,7
	Расходы на энергию по извлечению нефти руб./т. жид.	16,09

3.3 Расчет экономических показателей проекта

3.3.1 Выручка от реализации

Цена реализации нефти на внутреннем рынке принята 6 500 руб/т. без НДС. Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи в t - ом году:

Вi = Ц Ч Qнi,

где Ц - цена нефти без НДС, руб/т; Qнi - добыча нефти, тыс.т;

Расчет:

В1 = 9000руб * 58.1 = 522900 тыс.руб

3.3.2 Прибыль от реализации

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных затрат и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.

1. Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, тыс. руб.:

Пi = Вi - Эi,

Расчет:

П1 = 522900 тыс. руб. - 12578.005 тыс. руб. = 510321.995 тыс. руб.

Налог на прибыль, тыс. руб.:

Hпpi = Пi Ч апр/100%, при условии Пi > 0, где

Расчет:

Hпp = 510321* 0.2 = 102064,399 тыс.руб.

2. Экономический эффект от внедрения ОРЭ или прибыль от реализации дополнительно добытой нефти, тыс.руб.:

Пчi = Пi - Нпрi

Пч1 = 510321.995 тыс. руб. - 102064,399 тыс.руб. = 408257. 596 тыс. руб.

3.3.3 Платежи и налоги

Оценка методов по повышению интенсификации добычи нефти проводилась в соответствии с действующей налоговой системой РФ.

Таблица 10

Ставки налогов и отчислений в бюджетные фонды

Показатели	Ед. изм.	Значения
Налог на добавленную стоимость	%	18,0
Налог на добычу полезных ископаемых	руб.	419 * Кц * Кв
Ставка налога на прибыль	%	20,0

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти

Налог на добычу полезных ископаемых:

Тндпиi = Qнi * Hдпиi * Кц * Кв,

где Qнi - добыча нефти, тыс.т.; Hдпиi - размер налоговой ставки на добычу полезных ископаемых, руб./ т нефти; Кц - коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, д.ед.

Кц = (Ц - 15) * (Р / 261),

где Ц - средний уровень цен нефти сорта «Юралс» в долл. США/баррель.; Р - средний курс доллара США к рублю РФ, устанавливаемый ЦБ РФ; Кв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, д.ед.

Cредний уровень цен нефти сорта «Юралс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья составляет 108,69 долл. США за баррель. Среднее значение курса доллара США к рублю за все дни налогового периода -- 31,362, значение коэффициента Кц -- 11,2579.

Значение коэффициента Кв определяется в зависимости от степени выработанности (Св). Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). Так как на 01.01.2009 накопленная добыча нефти от НИЗ по визейскому объекту составляет 78,5% и по турнейскому - 69,6%, а это значит, что Св меньше 0,8, тогда Кв будет равно 1.

Расчет:

Тндпи1 = 58.1 *419 *11,2579*1 = 274061,191

Налоги, отчисляемые в бюджет

Налог на добавленную стоимость:

Нндсi = Цн Ч Qнi Ч андс/100%,

где андс - ставка налога на добавленную стоимость, %; Цн - продажная цена нефти без НДС, руб/т;

Расчет:

Нндс1 = 9000 руб. * 58,1 * 0,18 = 94122 тыс. руб.

3.3.4 Капитальные вложения

Затраты на приобретение оборудования:

Стоимость установки для ОРЭ УЭЦН-УСШН конструкции «ТатНИПИнефть» ООО «СП-БАРС» согласно калькуляции составляет 1 534,8 тыс. руб.

Коборi = Nдфi Ч Роборi,

где Роборi - стоимость одной установки для ОРЭ, тыс. руб./час.; Nдфi - действующий фонд скважин, скв.

Расчет:

Коборi = 4 скв. * 1 534,8 тыс. руб. = 6 139,2 тыс. руб.

3.3.5 Поток денежной наличности

Дисконтированный поток наличности

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения - определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

где

NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Пt - прибыль от реализации в t-м году;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

Определим дисконтированный поток наличности:

NPV=(522900 тыс.руб. - 6139,2 - 12475,685 - 376219,719) \ 1 = 128065,403 тыс. руб

Дисконтированный поток наличности за первый год эксплуатации ОРЭ положителен, следовательно, применение ОРЭ за один год окупило затраты на его установку.

Положительная величина чистого дисконтированного дохода (NPV>0) свидетельствует об эффективности проекта, поскольку поступлений от его реализации достаточно для того, чтобы возместить затраты и обеспечить минимально требуемый (равный норме дисконта - 15%) уровень доходности этого капитала.

3.3.6 Индекс доходности (РI)

Определим индекс доходности. Индекс доходности (РI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств:

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:

PI= (510321,995+ 102,32) \ 6139,2 = 83,14

Как видим, индекс доходности является положительным, то есть PI ? 1, а это является критерием эффективности проекта.

3.3.7 Срок окупаемости

Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

PP= (522900 - 6139,2 - 12578,005-376219,712+102,32) \ 522900 = 0,16

3.3.8 Расчеты затрат

Сбор и транспорт нефти:

Тсбтi = Тсбт Ч Qжi,

где Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, руб/т жид; Qжi - добыча жидкости из пласта, тыс.т

Расчет:

Тсбт1 = 31,4*65,5 = 2056,7 тыс.руб

Технологическая подготовка нефти:

Ттпi = Ттп Ч Qжпi,

где Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, руб./т; Qжпi - объем добытой нефти, идущей на технологическую подготовку, тыс.т.

Расчет:

Ттп1 = 78,7*65,5 = 5154,85 тыс. руб.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Тэниi = Ризвi Ч Qмехi,

где Ризвi - расходы на энергию, затрачиваемую на извлечение жидкости, руб./т жид; Qмехi - добыча жидкости мехспособом, тыс. т.

Расчет:

Тэни1 = 16,09 * 65,5 = 1053, 895

Затраты на проведение ремонта скважины:

Тремi = Nдфi Ч Рбрi Ч ti,

где Рбрi - стоимость бригадо-часа, тыс. руб./час.; ti - продолжительность ремонта, бр/час; Nдфi - действующий фонд скважин, скв.

Расчет:

Трем1 = 4 скв. * 2,95 тыс. руб. * 356,8 час = 4 210,240 тыс. руб.

Амортизационные отчисления:

Тамортi = Коборi / (5 *12)

где Коборi - капитальные вложения, тыс. руб.;

Расчет:

Тамортi = 6 139,2 тыс. руб. / (5 * 12) = 102,3 тыс. руб.

Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

Тi = Тсбтi + Ттпi + Тэниi + Тремi + Тамортi

Расчет:

Тi = 2056, 7 + 5154,85 + 1053,89 + 4210,24 + 102,32= 12578,005 тыс. руб.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти с налогами и платежами:

Эi = Тi + Тндпиi

Расчет:

Э1 = 12578,005 + 274061,191 = 286639, 196 тыс. руб

Себестоимость добычи 1 т нефти:

Cнi=Эi/Qнi

Расчет: Cн1= 286639,196 \ 58,1 = 4933,54 руб

3.3.9 Анализ экономической эффективности применения ОРЭ

Таблица 11

Показатели до и после внедрения оборудования ОРЭ

	До внедрения ОРЭ тыс.руб.
		После внедрения ОРЭ тыс.руб.
Затр. на энергию по извл. н.,	640,8	1053,895
Затр. по сбор. и транспорт. н.,	1676,76	2056,7
Затр. по технол. подгот. н.,	4202,58	5154,85
НДПИ,	201418,46	274061,191
Стоим. ОРЭ,	0	6 139,2 тыс. руб.
Затраты до/после ОРЭ,	6521,14	12578,005
Прибыль,	3777778,86	510321,995

Дополнительная прибыль от внедрения ОРЭ составила 132543,135 тыс. руб.

Таблица 12

Экономическая эффективность от внедрения оборудования для ОРЭ

Показатели	Единицы измерения	До внедрения ОРЭ
			После внедрения ОРЭ
Доп. добыча по нефти	тыс. т		15,4
Доп. добыча по жидкости	тыс. т		12,1
Выручка	тыс. руб	384300	522900
Кап. затраты	тыс. руб		6 139,2
Эксп. затраты	тыс. руб	6521,14	12578,005
Прибыль	тыс. руб	377778,86	510321,995
NPV	тыс. руб		128065,403
PI			83,14
Срок окупаемости	год		0,16

Заключение

Одной из стратегически важных задач для предприятия можно выделить стабилизацию объемов рентабельной добычи нефти на разрабатываемых месторождениях, увеличение межремонтного периода скважинного оборудования, поиск, отбор и внедрение новых эффективных видов скважинного оборудования, новых технологий для поддержания работоспособности скважин (в т.ч. химические реагенты).

В данной работе рассмотрено предложение о внедрении оборудования для ОРЭ. Технология одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной подтвердила свою перспективность.

При осуществлении метода ОРЭ наблюдаются следующие преимущества:

- практически в 2 раза сокращаются затраты на строительство скважин

- снижаются затраты на обустройство месторождений,

- снижаются потребности в добывающем оборудовании;

- приобщаются к разработке непромышленные запасы;

- улучшаются условия эксплуатации низкопродуктивных пластов (увеличиваются сроки фонтанирования, периодически работающие скважины переводят на непрерывный режим, возрастают межочистные периоды, предотвращается замерзание водоводов и др.) за счет приобщения к другим объектам разработки.

Предлагаемый проект ОРЭ является экономически привлекательным за счет дополнительной добычи нефти, высокого индекса доходности и низкого периода окупаемости.

Список литературы

Дополнение к проекту разработки Лиственского месторождения,2009

Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004

Авторский надзор за разработкой Лиственского месторождения

Годовой отчет ОАО «Удмуртнефть» за 2010 год.

Размещено на Allbest.ru