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

ДЗ_нв = ДА ^. С_и ^. К₁ , (4.9)

где С_и - удельные затраты на 1 т нефти по статье “Расходы по искусственному воздействию на пласт”, руб/т;

К₁ - удельный вес условно-переменных затрат по статье “Расходы по искусственному воздействию на пласт”.

- Изменения расходов по основной, дополнительной заработной плате и отчислениям на социальные нужды определяются в случае, когда внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности рабочих или изменению их квалификации. В статье расчет ведется только по рабочим, непосредственно участвующим в добыче нефти, (рабочие цехов по добыче нефти). Если предлагаемое мероприятие отражается на численности других подразделений НГДУ, то расчет дополнительных затрат по заработной плате производят в той статье затрат, в которую включаются затраты цеха или планово-учетного подразделения, где произойдут изменения численности производственного персонала.

При изменении численности основных работников и разряда рабочих изменение фонда заработной платы рассчитывается на основании принятой системы оплаты труда, тарифных ставок, фонда рабочего времени, продолжительности отпуска, установленного территориального коэффициента и размера премии по премиальным системам оплаты труда.

Изменение отчислений на социальные нужды определяются в зависимости от установленного размера отчислений и суммы отклонения по основной и дополнительной заработной плате.

- Расходы по амортизации скважин рассчитываются, если мероприятие предусматривает ввод новых скважин. Расчет ведется на основании балансовой стоимости скважин и установленных норм амортизации. В статье отражается изменение амортизационных отчислений по нефтяным, газовым, оценочным, наблюдательным и контрольным скважинам. Амортизационные отчисления по нагнетательным скважинам включаются в статью “Расходы по искусственному воздействию на пласт”.

- Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа и технологической подготовке нефти пересчитываются аналогично расходам по искусственному воздействию на пласт.

В случае, если мероприятие направлено на совершенствование производства по сбору, транспортировке и подготовке нефти расчет экономической эффективности производится на базе технико-экономических показателей цеха подготовки и перекачки нефти. В расчетах необходимо определить объем капитальных вложений, обусловленных внедряемым мероприятием, изменение объема реализации продукции, эксплуатационных затрат на подготовку, перекачку и хранение нефти.

- Расходы на подготовку и освоение производства при определении экономической эффективности мероприятий, проводимых в НГДУ, обычно остаются без изменения.

- В статью “Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования” включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных и контрольных скважин, а также текущим и капитальным подземным ремонтам указанных скважин.

Расходы на содержание и эксплуатацию наземного и подземного оборудования состоят из затрат прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок, цеха автоматизации производства и цехов подземного и капитального ремонта скважин. Поэтому изменение затрат по этой статье необходимо определить в зависимости от места проведения и характера предлагаемых мероприятий.

Наиболее часто увеличение или уменьшение затрат по статье происходит вследствие ввода в эксплуатацию новых средств труда при замене одного вида средств труда на другой, что вызывает изменение величины амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт.

Изменение амортизационных отчислений (ДЗ_а) определяется

ДЗ_а = d_н - d_с , (4.10)

где d_н , d_с - сумма амортизационных отчислений по вновь вводимым и выбывающим основным фондам, руб.

Изменение затрат на текущий ремонт и содержание оборудования может быть определено в зависимости от дополнительной стоимости основных фондов (или амортизационных отчислений) и установленного размера затрат (в %) на их текущий ремонт.

Если мероприятие вызывает сокращение ремонтных работ (числа наземных или подземных ремонтов), то для расчета изменения затрат (_ДЗ_р) пользуются формулой

, (4.11)

где Т_С, Т_Н - межремонтный период работы оборудования (скважин) до и после внедрения мероприятия, сут;

n - количество единиц внедряемого оборудования или мероприятий, меняющих межремонтный период;

С_р - стоимость одного ремонта, руб.

В случае если число ремонтов не меняется, а изменяется продолжительность ремонтных работ и расход материалов, используемых в ремонтах, расчет ведется по соответствующим статьям расходов.

Если предлагаемое в дипломном проекте мероприятие требует проведения работ бригадами подземного или капитального ремонта скважин, то для определения затрат на проведение мероприятия необходимо составить наряд и на его основе рассчитать смету затрат. При совершенствовании техники и технологии подземного или капитального ремонта скважин экономический эффект определяется на основе сравнения стоимости ремонта до и после совершенствования. Затраты на осуществление мероприятия, дающего эффект ряд лет, учитываются в статье только в первом году расчетного периода.

- Цеховые и общепроизводственные расходы изменяются в редких исключениях. В основном это условно-постоянные расходы.

- Прочие производственные расходы включают налоги и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат. Они рассчитываются по установленным ставкам:

1. От цены нефти за вычетом налога на добавленную стоимость и акцизного сбора рассчитываются: плата за недра, налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), отчисления в дорожный фонд, отчисления в страховой фонд;

2.От эксплуатационных затрат на добычу нефти определяется фонд НИОКР. Плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения и ставки земельного налога в руб/га.

3. Налог на имущество рассчитывается зависимости от стоимости вводимых основных фондов и установленного норматива налога (2 %).

В заключение результаты расчетов необходимо представить в специальной таблице

Свод показателей проведенных мероприятий (пример заполнения таблицы)

Статьи затрат	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия	Изменение затрат (+, -)
Расходы на энергию по извлечению нефти, тыс.руб
Расходы по искусственному воздействию на пласт и т.д.,
Итого затрат, тыс.руб Добыча нефти, тыс.т. Себестоимость добычи 1 т. нефти, руб

1. Себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятия (С₂) определяется

С₂ = , (4.12)

где З₁ - общие эксплуатационные затраты до внедрения мероприятия, тыс.руб;

ДЗ - изменение эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия, тыс.руб;

А₁ - объем добычи нефти до внедрения мероприятия, тыс.т;

ДА - изменение объема добычи нефти после внедрения мероприятия, тыс.т.

Если производится экономическая оценка вариантов разработки, то расчет необходимо вести по каждому варианту отдельно по всем эксплуатационным статьям затрат.

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

4.2.1 Расчет экономической эффективности по проведению ГРП

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.

Мировой и отечественный опыт позволяет утверждать, что успех операции ГРП и его эффективности зависит в равной степени как от техники и технологии исполнения процесса, так и от правильного обоснования выбора объекта (скважины).Для наиболее качественного подбора скважин, имеющих разнообразные геолого-технические характеристики институтом "ТатНИПИнефть" разработан "Регламент по подбору скважин-объектов для проведения гидравлического разрыва пластов на месторождениях ОАО"Татнефть", утвержденный главным геологом ОАО "Татнефть" 28.01.2005 г. В данном документе приведены основные положения и критерии, определяющие выбор скважины-кандидата для ГРП, а также перечень параметров продуктивного пласта ,необходимых для расчета и оптимизации технологического процесса. Технология ГРП предназначена для оптимизации разработки трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах и увеличения коэффициента нефтеизвлечения:

- за счет повышения эффективности кислотного гидроразрыва в карбонатных пластах увеличением развития трещин и сохранением высокой проводимости трещин без их закрепления твердым расклинивающим материалом путем нагнетания в скважину кислотосодержащей жидкости гидроразрыва пласта с последующей закачкой в трещины смеси соляной кислоты с моносульфатным щелоком при соотношении 1:1 до 5:1;

- за счет проведения гидроразрыва по способу, включающему установку НКТ с хвостовиком и с воронкой в нижней части, закачку оторочки вязкоупругого состава и проталкивания этой оторочки до местоположения создаваемых трещин , затем нагнетание в НКТ жидкости разрыва с периодической остановкой нагнетания для создания гидроразрывов на обрабатываемый пласт;

- за счет создания связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами путем гидроразрыва и интенсивного отбора продукции через высокопроницаемый интервал запасов нефти низкопроницаемого пласта;

- за счет выбора скважин для проведения гидравлического разрыва пластов в многопластовых зонах, разрабатываемых по способу с созданием стягивающих зон в многопластовых зонах путем освоения нагнетательных скважин в зонах с минимальным количеством пластов;

- за счет проведения гидроразрыва в скважинах, расположенных в тупиковых зонах, в линзах и в скважинах, расположенных в центральных стягивающих рядах, а также в скважинах с достаточными остаточными запасами, определенных геологическим и гидродинамическим моделированием;

- за счет проведения гидроразрыва пластов в скважинах, расположенных вдоль линий вклинивания продуктивных пластов.

Для определения технологической и экономической эффективности внедряемой технологии за базу сравнения принят вариант без применения ГРП. Фактические результаты полученные от проведения ГРП сравниваются с базовыми показателями до проведения ГРП.

Экономический эффект от внедрения данного мероприятия получается за счет дополнительной добычи нефти при использовании технологии.

Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения ГРП представлены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1. Исходные данные для расчета экономической эффективности ГРП

№ п/п	Показатели	Ед.измер	Значения
1	Дополнительная добыча нефти	тн	23534
	В том числе:
	скв.2008 г.	тн	13192
	скв.2007 г.	тн	8305
	скв.2006 г.	тн	2037
2	Цена реализации - нетто	руб/тн	7008,85
3	НДПИ	руб/тн	3307,73
4	Выручка - нетто	тыс.руб
5	Удельные усл.-пер.расх. на добычу нефти	руб/тн	115,27
6	Условно-перемен. расходы на добычу нефти	тыс.руб	2712,8
9	Затраты на внедрение технологии, всего	тыс.руб	15749,8
10	Удельные затраты на НИОКР	тыс.руб	35,57
11	Коммерческие затраты по дополнительной нефти	тыс.руб	275,28
12	НДПИ	тыс.руб	47729,3

Далее на основании исходных данных приведем расчет экономической эффективности от мероприятия.

Таблица 4.2.1.а Расчёт годовой экономической эффективности технологии ГРП

№ п/п	Показатели	С применением ГРП
1	Дополнительная добыча нефти, т.	23534
	Скважины 2008г.	13192
	Скважины 2007г.	8305
	Скважины 2006г.	2037
3	Выручка от реализации дополнительной нефти, тыс.р.	164946
4	Условно - переменные затраты на добычу нефти	2712,76
5	Затраты на внедрение ГРП	15749,8
6	Удельные затраты на НИОКР	35,57
7	Коммерческие затраты по дополнительной нефти	275,28
8	НДПИ по дополнительной нефти	47729,3
9	Балансовая прибыль, тыс.р.	98443,3
10	Налог на прибыль	19688,7
11	Чистая прибыль, тыс.р.	78754,6
12	Притоки	164946
13	Оттоки	86191,4
14	Индекс доходности затрат	1,91

Таким образом, чистая прибыль от внедрения технологии гидроразрыва пластов за 2008 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 78 754,6 тыс.рублей.

4.2.2 Расчет экономической эффективности ввода добывающих скважин из длительного бездействия

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 и, конечно, активное разбуривание месторождений, разрабатываемые управлением.

Однако, на фоне вышеуказанных мероприятий, не стоит забывать и о внутренних, уже существующих, резервах НГДУ. В данном случае весьма показательна работа с пробуренным фондом скважин на месторождениях ЦДНГ-3.

В период (2006 - 2008 г.г.) годовая добыча по цеху увеличилась с 562,400 тыс. тонн до 694,533 тыс. тонн (+132,133 тыс. тонн или на 23,5%). Несомненно, основой для достижения столь внушительных результатов явились множество факторов, основными из которых являются: бурение и ввод новых добывающих скважин, проведение различных геолого-технических мероприятий и т.д.

Необходимо отметить существенный вклад в достижении высоких результатов цеха скважин, ранее пробуренных, но не эксплуатировавшихся в силу различных причин. Эксплуатационный фонд скважин изменился с 386 до 547 скважин (+161 скважина или на 41,7%). На фоне увеличения эксплуатационного фонда скважин отмечается тенденция снижения неэксплуатационного фонда.

Первоначально, работы по вовлечению в разработку неэксплуатирующихся скважин производились на объектах с гарантированной эффективностью проведенных работ, с уже опробованными и исследованными пластами. В дальнейшем, опираясь на удовлетворительные результаты, работы по вводу в эксплуатацию неработающего фонда приняли массовый характер. Начиная с 2004 года, эксплуатационный фонд цеха ежегодно увеличивался на 10 - 15 единиц только за счет ввода в работу ранее пробуренных объектов.

Активному вводу в эксплуатацию неработающего фонда также способствовало появление свабного способа добычи нефти, при котором можно было достаточно длительный срок изучать добывные возможности отдельных скважин на разных режимах эксплуатации, а также применять различные методы стимуляции работы скважины. В дальнейшем, на основании полученных результатов, руководством НГДУ принималось решение об обустройстве данных скважин. Так из 62-х скважин, введенных из неэксплуатационного фонда, первоначально свабированием эксплуатировалось 26 скважин. На сегодняшний день количество этих скважин сократилось до 9-ти.

Всего же, за рассматриваемый период, введено в эксплуатацию 62 неработающие скважины (из них 51 - новая), а накопленная дополнительная добыча нефти из данных скважин составила 183,071 тыс. тонн.

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 2006 - 2008 годы по цеху было введено в эксплуатацию 62 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. И данные показатели - это только то, что мы имеем в настоящий момент.

Для расчета экономической эффективности от ввода добывающих скважин из длительного бездействия применим расчет инвестиционного проекта, основными показателями при оценке которого являются:

- чистый дисконтированный доход;

- внутренняя норма доходности;

- потребность в дополнительном финансировании;

- индексы доходности;

- срок окупаемости.

Эффективность инвестиционного проекта оценивается в течение всего расчетного периода (жизненного цикла), охватывающего интервал во времени от первоначального вложения средств до его прекращения, воплощающегося в прекращении получения полезного результата и демонтаже оборудования. Расчетный период разбивается на шаги - отрезки времени, в пределах которых осуществляется промежуточный расчет результата реализации проекта. Шагам расчета даются номера: 0, 1, 2, …n. Время в расчетном периоде измеряется в годах, долях года и отсчитывается от фиксированного момента t0 = 0, принимаемого за базовый. Обычно из соображений удобства работы в качестве базового года принимается момент начала или конец нулевого шага. При сравнении нескольких проектов базовый момент для них (нулевой шаг) рекомендуется выбирать один и тот же.

Реализация инвестиционного проекта порождает денежные потоки (потоки реальных денег). Денежный поток инвестиционного проекта - полученные или уплаченные денежные средства за определенный период (шаг) и за весь расчетный период. Значение денежного потока обозначается через (t), если оно относится к моменту времени t, или через (m), если оно относится к m-му шагу. Когда речь идет о нескольких денежных потоках, для них вводятся специальные обозначения.

При каждом шаге значение денежного потока характеризуется:

­ притоком, равным размеру денежных поступлений на этом шаге;

­ оттоком в размере расходов или платежей данного шага;

­ сальдо, равным разности между притоком и оттоком денежных средств.

Общий (суммарный) денежный поток состоит из совокупности потоков от отдельных видов деятельности:

­ денежного потока от инвестиционной деятельности - ;

­ денежного потока от операционной деятельности - ;

­ денежного потока от финансовой деятельности - .

Для денежного потока от инвестиционной деятельности характерны:

­ оттоки - единовременные затраты, включающие затраты на научно-исследовательские работы (НИР), опытно-конструкторские работы (ОКР), пуско-наладочные работы, капитальные вложения в основной капитал (основные средства), затраты на расширение, реконструкцию, техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин и оборудования;

­ притоки - выручка от продажи активов в течение и по окончании инвестиционного проекта, поступления за счет уменьшения оборотного капитала.

Для денежного потока по операционной деятельности к притокам относятся выручка от реализации продукции (работ, услуг), а также прочие внереализационные и операционные доходы, в том числе поступления средств, вложенных в дополнительные фонды. К оттокам от операционной деятельности относятся издержки на производство продукции, выполнение работ, оказание услуг, операционные и внереализационные расходы, налоги, отчисления во внебюджетные фонды.

Потоки от финансовой деятельности учитываются, как правило, только на этапе оценки эффективности участия в проекте.

Сальдо денежного потока по отдельным видам деятельности рассчитывается путем алгебраического суммирования притоков денежных средств (со знаком «плюс») и оттоков (со знаком «минус») от конкретного вида деятельности на определенном шаге. Суммарное сальдо отражает суммарный итог (приток и отток) денежных средств по двум или трем видам деятельности, рассчитанный на каждом шаге расчета. Накопленное сальдо денежного потока может определяться как разница между накопленным притоком и накопленным оттоком денежных средств или как накопленное сальдо (накопленный эффект) денежного потока нарастающим итогом по шагам расчета.

Дисконтированием денежных потоков называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается через tо. Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в текущих или дефлированных ценах и в единой валюте. Для этой цели используется норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Дисконтирование денежного потока на таком шаге осуществляется путем умножения значения m на коэффициент дисконтирования m, рассчитываемый по формуле:

(4.2.2.1.)

где: t_m - момент начала (или окончания) m-го шага.

Е - норма дисконта в долях единицы в год,

t₀ - момент приведения. Разница (t_m - t₀) в формуле

выражена в годах.

Норма дисконта (Е - в процентах или долях единицы) является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности ИП.

Чистым доходом (другие названия - ЧД, Net Value, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период:

ЧД = , (4.2.2.2)

где - эффект (чистый доход, сальдо реальных денег) на m-м шаге, а сумма распространяется на все шаги расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход - это накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. В отечественной практике в методических рекомендациях критерий (ЧДД) назывался интегральным экономическим эффектом, в методических рекомендациях - чистым дисконтированным доходом, а за рубежом его чаще называют чистой приведенной ценностью (Net Present Value - NPV). Величина этого критерия находится как сумма дисконтированных разностей между ежегодными потенциальными валовыми доходами, которые иногда называют текущими результатами, и расчетными годовыми затратами на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта (нового технического решения) на всем протяжении срока его службы - Т.

ЧДД рассчитывается по формуле:

ЧДД = , (4.2.2.3)

где - коэффициент дисконтирования.

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта собственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени.

Разность ЧД - ЧДД нередко называют дисконтом проекта, она отражает влияние дисконтирования на величину интегрального эффекта. Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным. При сравнении альтернативных проектов, предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности). Если же ЧДД=0, то проект находится на грани между эффективным и неэффективным. На практике такие проекты рассматриваются как неэффективные, справедливо считая, что даже незначительное колебание рыночной конъюнктуры или какого-то технического параметра превратит такой проект в неэффективный.

Индекс доходности (ИД) сравнительно недавно введен в отечественную практику благодаря Методическим рекомендациям. Основное применение индекса доходности сравнение различных альтернативных проектов.

Индексы доходности характеризуют относительную «отдачу проекта» на вложенные в его средства. Они могут рассчитываться как для дисконтированных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности часто используются:

­ индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам);

­ индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

­ индекс доходности инвестиций (капиталовложений (ИД, ИДК, PI) - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Он равен увеличенному на единицу отношению ЧД к накопленному объему инвестиций К:

ИДК = ЧД/К+1; (4.2.2.4.)

­ индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД, ИДДК) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИДД равен увеличенному на единицу отношению ИДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧД>0. Аналогично индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧДД положителен.

Сроком окупаемости («простым» сроком окупаемости, payback period) называется продолжительность наименьшего периода по истечении которого накопленный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Срок окупаемости исчисляется от момента, указанного в задании на проектирование (обычно это начало нулевого шага или начало операционной деятельности, момента ввода в эксплуатацию основных фондов, момента начала инвестиций). Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход ЧД(k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает только в качестве ограничения, т.к. учитывает денежные потоки только в пределах периода окупаемости.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования». Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый дисконтированный доход ЧДД (k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Для уточнения положения момента окупаемости обычно принимается, что в пределах одного шага сальдо накопленного потока меняется линейно. Тогда «расстояние» x от начала шага, на котором определена окупаемость проекта, до момента окупаемости (выраженное в продолжительности шага расчета), определяется по формуле:

X = , (4.2.2.5)

где: j, j+1 - номера шагов, на которых накопленное сальдо денежного потока (либо накопленное сальдо дисконтированного денежного потока) меняется свой знак с “-“ на “+” ;

Sj, Sj+1 - значения накопленного сальдо денежного потока (либо накопленного сальдо дисконтированного денежного потока) на шагах j, j+1 соответственно.

В этой формуле - абсолютная величина значения S.

Вышерассмотренные методические положения предназначены для оценки эффективности инвестиционных проектов по освоению и разработке как новых, так и разрабатываемых нефтяных и газонефтяных месторождений. При проведении экономической оценки действующих месторождений на перспективу показатели индекса доходности инвестиций, внутренней нормы доходности и срока окупаемости (Ток) не определяются, так как здесь большое влияние на эффективность разработки оказывают инвестиции прошлых лет. Поэтому, на наш взгляд, для оценки экономической целесообразности проведения мероприятий увеличения нефтеотдачи, вполне, достаточны, использовать два критерия: чистый дисконтированный доход и индекс доходности дисконтированных затрат.

При выборе критериев необходимо исходить из природно-геологических условий эксплуатации скважин. Для этого предусмотрено разграничить показатели, отражающие технологическую и экономическую эффективность, в зависимости от характера проводимого мероприятия и причин получения эффекта.

Расчет экономического эффекта от ввода добывающих скважин из длительного бездействия представлен в таблице 4.2.2.

Таким образом, чистая прибыль от внедрения ввода из длительного бездействия за 2008 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 648524 тыс.рублей. индекс доходности инвестиций составил 1,87, что доказывает высокую эффективность проекта.

4.2.3 Расчёт экономической эффективности бурения бокового ствола

В связи с вступлением основных нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» в позднюю стадию разработки и естественным ограничением возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается количество нерентабельных скважин. В то же время в продуктивных пластах остается еще значительное количество невыработанных запасов углеводородов в застойных зонах и в «линзах».

Решением проблемы извлечения таких запасов и реанимации бездействующих скважин является восстановление этих скважин строительством боковых стволов. Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ОАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда добывающих скважин и потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40%, чем бурение новых скважин. В условиях острого дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Строительство боковых стволов позволяет:

- восстановить фонд эксплуатационных скважин;

увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин;

сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки;

- вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиком и пропущенных нефтяных пластов.

Для проведения сравнительной оценки в качестве рассматриваемых технологий принимаются следующие варианты:

Вариант 1. Проведение зарезок БС и БГС на имеющемся фонде скважин, где в качестве скважин для проведения мероприятия принимаются скважины из нерентабельного фонда скважин.

Вариант 2. Строительство новых наклонно-направленных скважин дублеров, как альтернатива для первого варианта[19].

Показатель экономического эффекта определяется как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия. При определении экономического эффекта по условиям производства используются:

- действующие цены и тарифы на продукцию и услуги;

- установленные действующим законодательством нормативы платы за производственные ресурсы;

- действующие нормативы отчисления из прибыли предприятий и объединений в государственный или местный бюджеты и т.п.

Экономический эффект от внедрения данных мероприятий получается за счет дополнительной добычи при использовании ПДС и определяется согласно РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

Эt = Рt - Зt , (4.1)

где Эt - экономический эффект от внедрения мероприятия (равен балансовой прибыли предприятия), тыс.руб

Рt - результаты осуществления мероприятия (выручка от реализации

дополнительно добытой нефти), тыс.руб.

Зt - затраты на осуществление мероприятия (эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти, внедрение технологии, налоги и бюджеты всех уровней), тыс.руб.

Результаты осуществления мероприятия (выручка от реализации дополнительно добытой нефти) осуществляется по формуле:

, (4.2)

где Pi - стоимостная оценка результатов в i-том году расчётного периода

a_i - коэффициент приведения

t_н и t_k - соответственно начальный и конечный годы расчётного периода

Начальный год расчетного периода - это год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия. Конечный год расчётного периода определяется моментом завершения всего жизненного цикла мероприятия (нормативные гарантийные сроки).

Затраты на реализацию мероприятий за расчётный период включают затраты при производстве и при использовании мероприятия:

, (4.5)

где - затраты на производство продукции за отчётный период;

- затраты на использование продукции (без учёта затрат на приобретение самой продукции) за расчётный период.

Оценка экономической эффективности мероприятий основывается на определении таких интегральных показателей как:

- дисконтированный поток наличности (NPV);

- внутренняя норма доходности (IRR);

- индекс доходности понесенных затрат;

- срок окупаемости по дисконтированному потоку наличности.

Экономический эффект от внедрения технологии для предприятия заключается в получении положительного потока наличности за срок проявления технологического эффекта с учетом фактора дисконтирования при сопоставлении потоков после проведения мероприятия.

(4.6)

где NPV - прирост потока наличности,

PV- дисконтированный поток доходов от проекта;

Id - дисконтированная сумма инвестиционных затрат.

Для приведения будущих денежных поступлений и затрат к текущей стоимости используется коэффициент дисконтирования, который рассчитываются по следующей формуле:

(4.7)

где r - норма дисконтирования;

n - число периодов получения доходов.

Значение степени (n-1) применяется когда инвестиционные затраты осуществляются в начале каждого периода.

Для оценки экономической эффективности внедрения различных технологий рассчитываются следующие показатели:

- Производственные затраты на добычу нефти рассчитываются путем умножения объема добытой нефти на условно-переменные затраты в расчете на 1 тонну.

- Валовая прибыль равна выручке от реализации за вычетом производственных расходов и амортизационных отчислений.

- Притоки представляют собой выручку от реализации добытой по проекту нефти.

- Притоки дисконтированные равны выручке от реализации добытой по проекту нефти умноженные на коэффициент дисконтирования.

- Оттоки представляют собой сумму инвестиций, производственных затрат, налога на имущество и налога на прибыль за год.

- Индекс доходности - представляет собой отношение суммы дисконтированных притоков к сумме дисконтированных оттоков.

- Срок окупаемости капитальных вложений - количество лет, за которое вложенные средства полностью окупаются, и накопленный дисконтированный поток наличности приобретает положительное значение [25].

Далее предложены три варианта строительства скважин:

а) строительство многозабойных скважин на имеющемся фонде скважин;

б) строительство многозабойных наклонно-направленных скважин-дублеров;

в) строительство наклонно-направленных скважин без бурения боковых стволов.

Для расчета экономической эффективности по каждому из перечисленных вариантов достаточно будет рассмотреть на примере одной скважины. Затем будет определено, какой из них наиболее эффективен.

Оценка экономической эффективности строительства многозабойных скважин на имеющемся фонде скважин

Сущность многозабойного способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают. Дополнительные стволы могут переходить в горизонтальные.

При расчете эффективности забуривания БС и БГС основные технологические показатели (начальный дебит, стоимость 1м проходки, средняя длина ствола) приняты на основе фактических затрат на зарезку БС и БГС за 2008 г. Ежегодное падение дебита учтено в размере 7%. Срок эксплуатации скважины после проведения мероприятия - 7 лет.

Расчет затрат на зарезку БС и БГС на имеющемся фонде скважин НГДУ «Нурлатнефть» представлен в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Расчет затрат на зарезку БС и БГС на имеющемся фонде скважин по НГДУ «Нурлатнефть» за 2008 год

Показатели	Ед.изм.	Значения
1. Затраты на зарезку БС и БГС	тыс.руб.	5 106,80
1.1. Затраты на зарезку одного ствола	тыс.руб.	4 806,80
Средняя стоимость 1 м. проходки зарезки БС и БГС	руб./м.	12 017,00
Средняя длина бокового сьвола при зарезке БС и БГС	м.	400,00
1.2. ПЗР на скважине перед проведением зарезки	тыс.руб.	300,00
2. Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти	тыс.руб.	5 653,10
Среднесуточный дебит скважины после зарезки БС и БГС	т./сут.	7,40
Коэффициент эксплуатации скважин	д.ед.	0,907
Годовая добыча нефти	т.	2 449,81
Условно-переменные затраты на добычу 1т. нефти	руб./т.	171,97
Ставка НДПИ	руб./т.	2 135,60
Всего	тыс.руб.	11 059,90

Затраты на проведение мероприятия складываются из затрат на забуривание ствола и затрат на ПЗР перед проведением зарезки. В среднем затраты на зарезку одного ствола составят 4,8 млн. руб. из расчета средней длины ствола в 400,0 м и стоимости 1 м проходки на уровне 12 017,0 руб. Затраты на ПЗР перед проведением мероприятия составили 300,0 тыс. руб.

Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, рассчитываются, как произведение годовой добычи нефти и условно-переменных затрат на 1 т нефти (включая НДПИ). Годовой объем добычи нефти рассчитывается как произведение дебита скважины после проведения мероприятия на количество дней в году и коэффициента эксплуатации скважин. Начальный дебит скважин в среднем по мероприятиям (БС и БГС) составит 7,4 т/сут. Сведения о фактическом начальном дебите скважин после проведения мероприятий взяты на основе анализа выполнения инвестиционной программы по бурению БС и БГС выполненного Управлением инвестиций ОАО «Татнефть». Величина условно переменных затрат на добычу 1 т. по состоянию на 2007 год составляют 171,97 руб./т. (см.табл.3.6) [19].

Условия сбыта продукции в расчетах заложены в размере сложившихся в ОАО «Татнефть» за 2007 год. В связи с этим принято, что нефть может быть реализована, как на внутреннем, так и на внешнем рынке.

Средневзвешенная цена реализации нефти по рынкам сбыта составит 6 441,7 руб. за тонну.

Расчеты

1. Затраты на зарезку одного БС = Ср.стоимость 1м. проходки · Ср.длина бокового ствола + ПЗР на скважине = 12, 017 · 400,0 + 300,0 = 5 106,8 тыс.руб.

2. Годовая доп.добыча нефти (Q_{год доп}) = q_ср· k_э · 365 = 7,4 · 0,907 · 365 = 2 449,81 тн.,

где q_ср - среднесуточный дебит скважины после зарезки БС и БГС,

k_э - коэффициент эксплуатации скважин.

3. Переменные затраты на доп.добычу нефти (З_перем) = Q_{год доп} · З¹_перем = 2 449,81 · 171,97 = 421 293,3 руб. или 421,29 тыс.руб.,

где З¹_перем - условно-переменные затраты на добычу 1 тн. нефти.

4. Выручка от реализации продукции = Q_{год доп} · Цена_ср реализации 1 т. нефти = 2 449,81· 6 441,7 = 15 780 941,1 руб. или 15 780,9 тыс.руб.

5. НДПИ = Q_{год доп} · ставка НДПИ = 2 449,81·2 135,6 = 5 231 814,2 руб. или 5 231,8 тыс.руб.

6. С/ст-сть реализованной продукции = З_перем + НДПИ + Затраты на зарезку БС = 421,29 + 5 231,8 + 5 106,8 = 10 359,89 тыс.руб.

7. С/ст-сть 1 тн. доп. добычи = С/ст-сть реализованной продукции / Q_{год доп} = 10 359,89 · 1000 / 2 449,81 = 4 228,85 руб./т.

8. Прибыль от реализации = Выручка от реализации - С/ст-сть реализованной продукции = 15 780,9 - 10 359,89 = 5 421,01 тыс. руб.

9. Налог на прибыль = Прибыль от реализации · Ставка налога = 5 421,01 · 24% / 100% = 1 301,04 тыс. руб.

10. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия = Прибыль от реализации - Налог на прибыль = 5 421,01 - 1 301,04 = 4 119,97 тыс. руб.

Расчеты показали, что чистый дисконтированный доход в среднем при зарезке БС и БГС составит 26 394,6 тыс. руб. Индекс доходности понесенных затрат - 1,78 д. ед. Срок окупаемости мероприятия по дисконтированному доходу составит 0,6 года. По всем критериям инвестиционный проект эффективен.

Оценка экономической эффективности строительства многозабойных наклонно-направленных скважин-дублеров

Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

- при бурении в обход осложненных зон горных пород;

- при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

- при глушении открытых фонтанов;

- при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

- морские месторождения углеводородов;

- месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

- залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

- низкопроницаемые неоднородные пласты-коллекторы малой мощности;

- карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью;

- переслаивающиеся залежи нефти и газа;

- залежи на поздней стадии разработки.

Направленная скважина представляет собой сложное подземное сооружение, включающее вертикальную или наклонную выработку в глубь земной коры, переходящую в горную выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных колонн и цементных оболочек, фильтр в зоне разрабатываемого нефтяного или газового пласта.

Расчет затрат на строительство многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера НГДУ «Нурлатнефть» представлен в табл. 4.2.

Затраты на строительство многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера складываются из затрат на бурение, затрат на обустройство и оборудование и затрат на зарезку бокового ствола. [19].

В среднем затраты на бурение наклонно-направленной скважины-дублера составляют 17,2 млн. руб. из расчета средней длины ствола в 1800 м и стоимости 1м проходки на уровне 9 583,0 руб. Затраты на обустройство и оборудование составили 4 392 тыс. руб., затраты на зарезку бокового ствола - 5 106,8 тыс.руб. (см.табл.4.2).

Среднесуточный дебит новой многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера составляет 8,0 т/сут., коэффициент эксплуатации скважин равен 0,907 д. ед.

Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, рассчитываются аналогично п.4.2.

Таблица 4.2

Расчет затрат на строительство многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера НГДУ «Нурлатнефть» за 2008 год

Показатели	Ед.изм.	Значения
1.Затраты, связанные со строительством новой наклонно-направленной скважины
1.1. Затраты на бурение наклонно-направленной скважины	тыс.руб.	17 249,4
Средняя стоимость 1 м. проходки при строительстве новых наклонно-направленных скважин	руб./м.	9 583,0
Средняя глубина новых наклонно-направленных скважин	м.	1 800,0
1.2. Затраты на обустройство и оборудование новых наклонно-направленных скважин	тыс.руб.	4 392,0
2. Затраты на зарезку БС и БГС	тыс.руб.	5 106,80
2.1. Затраты на зарезку одного ствола	тыс.руб.	4 806,80
Средняя стоимость 1 м. проходки зарезки БС и БГС	руб./м.	12 017,00
Средняя длина бокового ствола при зарезке БС и БГС	м.	400,00
2.2. ПЗР на скважине перед проведением зарезки	тыс.руб.	300,00
3. Затраты, связанные с добычей нефти	тыс.руб.	6 111,5
Среднесуточный дебит наклонно-направленной скважины (дублер)	т./сут	8,0
Коэффициент эксплуатации скважин	д.ед.	0,907
Годовая добыча нефти	т.	2 648,4
Условно-переменные затраты на добычу 1 т. нефти	руб./т.	171,97
Ставка НДПИ	руб./т.	2 135,60
Всего	тыс.руб.	32 859,7

Условия сбыта продукции и средневзвешенная цена реализации нефти приняты аналогично п.4.2.

Расчеты

1. Затраты на строительство ННС = Ср.стоимость 1м. проходки · Ср.длина бокового ствола + Затраты на обустройство = 9,583 · 1 800,0 + 4 392,0 = 21 641,4 тыс.руб.

2. Затраты на зарезку одного БС = Ср.стоимость 1м. проходки · Ср.длина бокового ствола + ПЗР на скважине = 12, 017 · 400,0 + 300,0 = 5 106,8 тыс.руб.

3. Годовая доп.добыча нефти (Q_{год доп}) = q_ср· k_э · 365 = 8,0 · 0,907 · 365 = 2 648,4 тн.,

где q_ср - среднесуточный дебит скважины после зарезки БС и БГС,

k_э - коэффициент эксплуатации скважин.

4. Переменные затраты на доп.добычу нефти (З_перем) = Q_{год доп} · З¹_перем = 2 648,4 · 171,97 = 455 445,3 руб. или 455,45 тыс.руб.,

где З¹_перем - условно-переменные затраты на добычу 1 тн. нефти.

5. Выручка от реализации продукции = Q_{год доп} · Цена_ср реализации 1 т. нефти = 2 648,4 · 6 441,7 = 17 060 198,28 руб. или 17 060,2 тыс.руб.

6. НДПИ = Q_{год доп} · ставка НДПИ = 2 648,4 ·2 135,6 = 5 655 923,04 руб. или 5 655,9 тыс.руб.

7. С/ст-сть реализованной продукции = З_перем + НДПИ + Затраты на строительство ННС + Затраты на зарезку БС = 455,45 + 5 655,9 + 21 641,4 + 5 106,8 = 32 859,7 тыс.руб.

8. С/ст-сть 1 тн. доп. добычи = С/ст-сть реализованной продукции / Q_{год доп} = 32 859,7 · 1000 / 2 648,4 = 12 749,38 руб./т.

9. Прибыль (Убыток) от реализации = Выручка от реализации - С/ст-сть реализованной продукции = 17 060,2 - 32 859,7 = -15 799,5 тыс. руб.

10. Налог на прибыль = Прибыль (Убыток) от реализации · Ставка налога = -15 799,5 · 24% / 100% = -3 791,88 тыс. руб.

11. Прибыль (Убыток), остающаяся в распоряжении предприятия = Прибыль (Убыток) от реализации - Налог на прибыль = -15 799,5 - (-3 791,88) = -12 007,62 тыс. руб.

Из вышеприведенных расчетов следует, что в первый год реализации мероприятия получен отрицательный результат - убыток. Получение прибыли наблюдается лишь на 4-5 гг.

Чистый дисконтированный доход для многозабойной наклонно-направленной скважины-дублера составил 14 855,8 тыс. руб. Индекс доходности понесенных затрат - 1,48 д. ед. Срок окупаемости мероприятия по дисконтированному потоку составит 4,2 года. По всем критериям инвестиционный проект эффективен.

5. Анализ влияния ввода добывающих скважин из длительного бездействия на технико-экономические показатели производства НГДУ «Нурлатнефть»

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

Для любого предприятий, снижения себестоимости выпускаемой продукции - одно из важнейших задач. Одной из целей внедрения новой техники и технологии в ОАО «Татнефть» является снижение себестоимости добычи нефти.

Внедрение ввода добывающих скважин из длительного бездействия и метода гидроразрыва пластов подтвердило их работоспособность и эффективность - это доказали расчеты экономического эффекта.

Экономический эффект от внедрения данных мероприятий получается за счет получения дополнительной добычи нефти при использовании технологии. Снижение себестоимости 1 тн добытой нефти происходит за счет увеличения доли переменных издержек при неизменных постоянных затратах. Для того чтобы провести анализ изменения себестоимости добычи нефти сведем итоговые данные в табл. 5.1.

Таблица 5.1.

Изменение себестоимости 1 тонны добычи нефти до и после внедрения мероприятий по вводу добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП НГДУ «Нурлатнефть»

№ п/п	Статьи затрат	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия	Изменение затрат
		тыс.руб	тыс.руб	тыс.руб
1	Условно постоянные затраты	3302003	3302003	0
2	Условно-переменные издержки	6847608	6854058	+6449,76
3	Производственная себестоимость	10149611	10156061	+6449,76
4	Добыча нефти, тыс.тн	1954,88	2013,28	+58,4

Снижение себестоимости одной тонны нефти определяется по формуле:

, (5.1)

где С1- себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий;

С2 - себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятий

Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий составляет:

С1 =

Себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятий (С₂) определяется

С₂ = , (5.2)

где З₁ - общие эксплуатационные затраты до внедрения мероприятия, тыс.руб;

ДЗ - изменение эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия, тыс.руб;

А₁ - объем добычи нефти до внедрения мероприятия, тыс.т;

ДА - изменение объема добычи нефти после внедрения мероприятия, тыс.т.

Себестоимость оной тонны нефти после проведения мероприятий по одновременно-раздельной эксплуатации скважин составит:

С₂ = , (5.3)

Таким образом снижение себестоимости составит:

= 5191,9-5044,5 =147,4 тыс.руб./тн

Итак, проведенные мероприятия позволили снизить себестоимость 1 тонны добычи нефти на 147,4 тыс.руб.за счет дополнительно добытой нефти.

5.2 Влияние предложенных мер на точку безубыточности и зону безопасности

Проведенные мероприятия по внедрению мероприятий по вводу добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП позволили снизить себестоимость добычи нефти. Необходимо провести анализ влияния их на изменение точки безубыточности и зоны безопасности предприятия.

Для этого сведем данные для определения точки безубыточности НГДУ «Нурлатнефть» в табл. 5.2.

Таблица 5.2.

Исходные данные для расчета точки безубыточности до и после внедренных мероприятий.

№ п/п	Показатели	Ед.изм.	До	После
1	Объем товарной нефти за 2008г	тн	2007007	2007007
2	Цена нефти (р)	т.руб/тн	7,009	7,009
3	Выручка (В)	тыс.руб	14067112	14067112
4	Постоянные затраты (А)	тыс.руб	3308453	3302003
5	Переменные расходы на единицу товарной нефти (b)	т.руб/тн	5,045	5,045
6	Переменные расходы на весь объем товарной продукции (З пер)	тыс.руб	6854058	6854058
7	Прибыль от реализации ТП (П)	тыс.руб.	3904601	3911051
8	Маржинальный доход (МД=В-Зпер)	тыс.руб	7213054	7213054
9	Доля маржинального дохода в выручке (Дмд)		0,51	0,51
10	Ставка маржинального дохода (С мд)	тыс.руб	3,594	3,594

Для определения безубыточного объема продаж в стоимостном выражении необходимо сумму постоянных затрат разделить на долю маржинального дохода в выручке:

До внедрения мероприятий: В кр =

После внедрения мероприятий: В кр =

Безубыточный объем продаж в натуральном выражении составит:

До внедрения мероприятий: VPПкр =

После внедрения мероприятий: VPПкр =

Точка критического объема реализации составит:

До внедрения мероприятий: Т = 3308,453:7213,054= 0,459=45,9%

После внедрения мероприятий: Т = 3302,003:7213,054 = 0,458 = 45,7%

Объем реализации продукции для получения определенной суммы прибыли составит:

До внедрения мероприятий: VPП =

После внедрения мероприятий:VPП =

Зоны безопасности аналитическим методом по стоимостным показателям составит:

До внедрения мероприятий: ЗБ =

или 53,8%

После внедрения мероприятий: ЗБ =

или 53,9%

В результате проведенных расчетов мероприятия позволяют снизить долю постоянных затрат на единицу продукции с 1,648 тыс.р/тн до 1,645 тыс.руб./тн, уменьшить безубыточный объем продаж на 6725 тонн нефти и увеличить зону безопасности на 0,1% с 53,8% до 53,9%. Все это говорит о целесообразности проведенных мероприятий.

5.3 Сопоставление основных ТЭП до и после внедрения мероприятий

На основе проведенных в предыдущих главах дипломного проекта расчетах проанализируем влияния методов по внедрению мероприятий по вводу добывающих скважин из длительного бездействия и проведения ГРП на основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Нурлатнефть». В таблице 5.3. указаны основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Нурлатнефть»