Влияние внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти (на примере НГДУ "Елховнефть")

Наибольшее влияние на это повлияло уменьшение затрат, зависящих от деятельности подразделений на 405 279 тыс.руб., что в 2015 году составил

4 966 477 тыс.руб. А именно: уменьшение прочих денежных расходов на 532 186 тыс.руб. или на 4,86%.

Материальные затраты увеличились на 43 136 тыс.руб. или на 0,85% и составили в 2015 году 1 101 542 тыс.руб. Наибольшее влияние оказали увеличение расходовэнергии со стороны на 24 782 тыс.руб. и вспомогательных материалов на 19 939 тыс.руб.

Удельный вес затрат, не зависящих от деятельности подразделений составляет 38,62% и 41,64% в 2014 году и 2015 году соответственно. Затраты увеличились на 3,02% на что повлияли: прочие денежные расходы составили 1 128 202 тыс.руб., что повысились на 3,63%; амортизация увеличилась на 116 784 тыс.руб. Произошло также увеличение налогов на 106 886 тыс.руб. или на 1,37%.

Наиболее наглядна на рисунке 2.5 представлена динамика затрат на производство НГДУ «Елховнефть».

Рисунок 2.5 - Динамика затрат на производство НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг., тыс.руб.

Группа затрат (по калькуляционным статьям) используется при составлении калькуляций (расчет себестоимости единицы продукции), позволяющих определить, во что обходится предприятию единица каждого вида продукции, себестоимость отдельных видов работ и услуг [5, с. 74].

Необходимость данной классификации вызвана тем, что расчет себестоимости по вышеприведенным элементам затрат не позволяет учесть, где и в связи с чем произведены затраты, а также их характер.

В то же время определение затрат по калькуляции как способ их группировки относительно конкретной единицы продукции позволяет отследить каждую составляющую себестоимости продукции (работ, услуг) на любом уровне [32, с. 11].

Группировка затрат по статьям калькуляции учитывает затраты по месту их возникновения и направления, а потому дает возможность определить уровень себестоимости по отдельным видам продукции на предприятиях с широкой номенклатурой изделий.

Исходя из технологических и организационных особенностей производственного процесса, при планировании и учете себестоимости добычи нефти и газа используется следующая номенклатура статей расходов.

1) энергетические затраты (стоимость различных видов энергии, используемых для приведения в движение станков-качалок на скважинах, а также стоимость сжатого воздуха или газа);

2) расходы по искусственному воздействию на пласт - состоят из затрат, связанных с проведением методов интенсификации добычи [33, с. 64].

Они включают зарплату работников, занятых осуществлением этих методов, стоимость воды, воздуха, материалов, э/энергию, амортизацию нагнетательных скважин и других основных средств;

3) заработная плата производственного персонала с отчислениями - это основная заработанная плата производственных рабочих и ИТР;

4) дополнительная заработная плата;

5) отчисления на соц. страхование;

6) амортизация скважин представляет собой отчисления по установленным нормам от первоначальной стоимости:

- нефтяных и газовых контрольных скважин;

- прочие основные средства, включая подземное и наземное эксплуатационное оборудование скважин, для возмещения указанных средств труда.

7) расходы по сбору и транспортировке нефти и газа включают затраты по содержанию и эксплуатации газовых сетей и промысловых компрессорных станций;

8) расходы по технологической подготовке нефти включают затраты по содержанию деэмульсионных установок, включая зарплату обслуживающих их работников и отчисления на соц. страхование, стоимость материалов, электроэнергии, пара, расходуемых при эксплуатации установок, амортизация установок и т.д., расходы по перекачке и хранению нефти состоят из затрат по эксплуатации системы промыслового сбыта, транспорта и хранения нефти;

9) расходы на содержание и эксплуатацию оборудования - по текущему ремонту основных средств объединяют затраты по ремонту подземного и наземного оборудования скважин, включая зарплату бригад по подготовке скважины к ремонту;

10) цеховые расходы - все расходы по выпуску данной продукции по цехам предприятия;

11) общепроизводственные расходы - охватывают расходы по управлению нефтедобывающего предприятия, включая зарплату с отчислениями административно-управленческого персонала, содержание зданий и сооружений межцехового значения, расходы по содержанию пожарной, военизированной и сторожевой охраны;

12) прочие производственные расходы состоят из отчислений на содержание вышестоящих организаций, НИИ, на подготовку кадров, отчисления на добычу полезных ископаемых (ВМСБ и плата за недра).

С 1 по 11 статьи образуют производственную себестоимость.

Полная себестоимость - складывается из производственной себестоимости, т.е. включает все результаты производственного процесса и прочие производственные расходы. Они исчисляются по валовой и товарной продукции.

Калькуляция себестоимости нефти и газа содержит затраты только на добычу нефти, т.е. затраты только по основному производству.

Все же остальные затраты, а именно: услуги вспомогательных хозяйств друг другу, строительству, капитальному ремонту, на сторону и непромышленным хозяйствам - калькуляцией не учитываются.

Для предприятия, работающего в условиях рыночной экономики, часто имеют место экономические ситуации, связанные с колебаниями загрузки производственных мощностей, что влечёт за собой изменение производства и продаж, а это в свою очередь, существенно влияет на себестоимость продукции, а, следовательно, на финансовые результаты. С этим связанно деление затрат на постоянные и переменные.

Переменные затраты возрастают или уменьшаются пропорционально объему производства продукции, т. е. зависят от деловой активности организации. Они характеризуют стоимость собственно продукта (все остальные - стоимость самого предприятия).

Переменные затраты на единицу - постоянны. Переменные совокупные затраты имеют линейную зависимость от объема производства (показателя деловой активности).

Переменные затраты могут носить производственный и непроизводственный характер. Переменные производственные затраты -прямые материальные, трудовые, вспомогательные материалы, полуфабрикаты.

Переменные непроизводственные затраты - расходы на упаковку готовой продукции для отгрузки потребителю, транспортные расходы, комиссионные вознаграждения посреднику, зависящие от объема производства.

Затраты, которые остаются практически неизменными в течение отчетного периода, не зависят от деловой активности - постоянные расходы.

Это расходы на рекламу, арендная плата, амортизация ОС, нематериальных активов. Постоянные совокупные расходы не изменяются под влиянием изменения объема производства. Постоянные на единицу - наоборот.

В реальной жизни редко можно встретить издержки, которые являются исключительно постоянными или переменными. Следовательно, затраты часто являются условно-переменными (условно-постоянными, смешанными).

Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. представлена в ПРИЛОЖЕНИИ В.

Уменьшение суммы затрат в 2015 году произошло по таким статьям расходов, как на энергию по извлечению нефти на 94 836 тыс.руб.;по искусственному воздействию на пласт на 233 094 тыс.руб.; по технологической подготовке нефти на 19 380 тыс.руб.; на содержание и эксплуатацию оборудования на 284 008 тыс.руб. и цеховые расходы на 87 115 тыс.руб.

Более наглядно структура эксплуатационных затрат приведена на рисунках 2.6 и 2.7.

Расходы на энергию по извлечению нефти в 2015 году уменьшились на 0,92% и составили 7,38% или 1 971 609 тыс.руб.

Далее по величине находятся расходы по искусственному воздействию на пласт, которые в 2015 году составили 6,92% от общей структуры себестоимости валовой продукции.

Удельный вес расходов на содержание и эксплуатацию оборудования в 2015 году составил 4,89%, а в 2014 г. составлял 6,38%, уменьшение к уровню предыдущего года составляет 1,49%.

В статье расходы по сбору и транспортировке нефти и газа произошли следующие изменения: в 2014 году их удельный вес занимал 2,77%, а в 2015 году занимает 2,78%, что на 0,01% выше уровня предыдущего года.

Удельный вес амортизации скважин составил 2,61% в 2015 году, в 2014 году был равен 2,48%.



Рисунок 2.6 - Структура производственной себестоимости валовой продукции НГДУ «Елховнефть» за 2014 г., %

Рисунок 2.7 - Структура производственной себестоимости валовой продукции НГДУ «Елховнефть» за 2015 г., %

По сравнению с уровнем 2015 года расходы по искусственному воздействию на пласт уменьшились и составили 1 847 694 тыс.руб.

Наименьшую долю в структуре эксплуатационных затрат НГДУ «Елховнефть» в 2015 году занимают общепроизводственные расходы - 2,28% или 608 305 тыс.руб., цеховые расходы - 1,28% или 340 875 тыс.руб., расходы на освоение природных ресурсов и подготовку производства - 1,46% или 388 896тыс.руб., расходы по технологической подготовке нефти -1,36% или 362 157 тыс.руб., основная и дополнительная зарплата производственных рабочих - 0,59% или 157 961 тыс.руб., отчисления на социальное страхование 0,22% или 59 175тыс.руб.

Полная себестоимость валовой продукции в 2015 году составила 26 709 775 тыс. руб., что на 1 812 621 тыс.руб. выше уровня 2014 года.

2.4 Анализ энергетических затрат по технологической цепочке добычи нефти

На конец 2015 года на балансе энергохозяйства НГДУ находится: 34 подстанции 110/35/6 кВ, 1 940 КТП 6/0,4 кВ, 252 фидера ВЛ - 6 кВ общей протяженностью 201,0 км; 3 ВЛ - 110 кВ - 24,05 км., 7 котельных установок, оснащенных 20 котлами, в том числе 10 паровых и 10 водогрейных котлов 36,299 км тепловых сетей и другие объекты.

В таблице 2.2 представленыэнергозатраты НГДУ.

Общепроизводственное потребление электроэнергии в 2015 году составило - 307,480 млн кВтч, в 2014 году - 309,075 млн кВтч (снижение на 0,5%). На добычу нефти - 285,611 млн кВтч, в 2014 году - 290,455 млн кВтч. Кроме того, структурным предприятиям отпущено 7,209 млн кВтч, в 2014 г - 6,032 млн кВтч. Удельный расход электроэнергии на добычу нефти 92,8 кВтч/т., в 2014 году 98,2 кВтч/т.

Таблица 2.2 - Энергозатраты НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг.

Показатель	2014 год	2015 год	Отклонения
			+,-	%
Общепроизводственное потребление электроэнергии, млн кВтч	309,075	307,480	-1,595	-0,52
на добычу нефти, млн кВтч	290,455	285,611	-4,844	-1,67
структурным предприятиям отпущено, млн кВтч	6,032	7,209	1,177	19,51
Удельный расход электроэнергии на добычу нефти, кВтч/т	98,2	92,8	-5,4	-5,50
Удельный расход на извлечение нефти на дневную поверхность, кВтч/т	54,1	50,4	-3,7	-6,84
Удельный расход на закачку воды в пласт, кВтч/	6,04	6,0	-0,04	-0,66
Удельный расход на подготовку нефти, кВтч/т	4,65	4,42	-0,23	-4,95
Удельный расход на переработку нефти, кВтч/т	30,46	32,7	2,24	7,35
Затраты всего, тыс.руб.	469 245	456 486	-12 759	-2,72
в т.ч на электроэнергию	362 438	357 451	-4 987	-1,38
на содержание сетей	106 807	99 036	-7 771	-7,28
Услуги по добычи нефти	1 597 201	1 515 122	-82 079	-5,14
Итого по статье, тыс.руб.	2 066 445	1 971 609	-94 836	-4,59
Затраты на добычу 1 т жидкости, руб.	34	34	0	0,00
Затраты на добычу 1 т нефти, руб.	159	161	2	1,26

Удельный расход на извлечение нефти на дневную поверхность составил 50,4 кВтч/т, в 2014 году - 54,1 кВтч/т (снижение на 6,8%);

- на закачку воды в пласт 6,0 кВтч/, в 2014 году - 6,04 кВтч/ (снижение на 0,7%);

- на подготовку нефти 4,42 кВтч/т, в 2014 году - 4,65 кВтч/т;

- на переработку нефти 32,7 кВтч/т, в 2014 году - 30,46 кВтч/т.

Энергетические затраты в денежном выражении составили в 2015 году 1 971 609 тыс.руб., в 2014 году - 2 066 445 тыс.руб. (снижение на 4,59%).

На рисунке 2.8 более наглядно представлена динамика удельных расходов электроэнергии за 2014-2015 гг.

Рисунок 2.8 - Динамика удельных расходов электроэнергии НГДУ за 2014-2015 гг., кВтч/т



Причиной роста энергетических затрат является следующее:

- рост энергопотребления за счет увеличения добычи нефти на 119,932 тыс.т.;

- рост тарифа на электроэнергию на 2,7% при среднем росте по ПАО «Татнефть» на 3,4%. Доля ВН составляет 53,8%, СН1 - 45,4% (ПАО «Татнефть» ВН - 65,2%, СН1 - 34,3%).

Отклонения фактического потребления от планового в среднем за 2015 год составили 2,5%, что значительно лучше показателя 2014 года - 2,83% (НГДУ «Елховнефть» находится на 6 месте среди НГДУ ПАО «Татнефть», в 2014 году был также на 6 месте).

В течение 2015 года достаточно эффективно проводились регулировочные мероприятия по снижению нагрузки в часы контроля мощности. Снижение сетевой мощности относительно ровного графика нагрузки в контрольные часы достигнут 2-й результат с показателем 1,81%, что на 0,05% ниже 1-го результата. Снижение генераторной мощности в контрольные часы по итогам 2015 года составило 5,73% - 3-й результат среди НГДУ. Показатель переноса нагрузки в ночные часы составил 2,44% - 3-й результат. Перенос нагрузки в выходные дни - 3,69% лучший показатель среди НГДУ.

Следует, улучшен показатель отклонения фактического электропотребления от заявленного с процентом отклонения - 2,5% (в 2014 г 2,83%). Эффективное выполнение регулировочных мероприятий по переносу нагрузок и повышение качества заявок электропотребления в течение года позволило сэкономить средств на оплату электроэнергии за счет снижения тарифа в сумме 18,3 млн руб.



3. ВЛИЯНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ НА СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

3.1 Состояние техники и технологии на предприятии и методы повышения эффективности производства

Анализ состояния техники и эффективности технологий осуществляется для определения их соответствия современным требованиям производства. Данный анализ позволяет также диагностировать необходимость дальнейшего развития техники и является основой деятельности инженерно-технических служб предприятия.

За 2015 год в НГДУ «Елховнефть» выполнялась работа по внедрению мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования утвержденная главным инженером ПАО «Татнефть».

В производство внедрено 27 мероприятий, в том числе разработки института «ТатНИПИнефть» - 16 меропритий, разработки структурных подразделений ПАО «Татнефть» -8 мероприятий, сторонние организации - 3 мероприятия. Производственные отделы осуществляли работы по организации внедрения, координации и контролю выполнения утвержденного плана мероприятий [2, c. 8].

Ежеквартально выполнялся анализ показателей работы внедряемого оборудования и технологий с соответствующим документальным оформлением.

В таблице 3.1 представлен экономический эффект от мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования.

Экономический эффект от внедрения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования составил в 2015 году 1 258 571 тыс.руб., в том числе 1 147 658 тыс.руб. за счет дополнительной добычи нефти и 110 913 тыс.руб. за счет экономии ресурсов. Фонд премирования составил в 2015 году 289 464,6 тыс.руб.

Таблица 3.1 - Экономический эффект от мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования

Период	Дополнительная добыча нефти по мероприятиям, тыс.т	Экономия ресурсов, тыс.руб.	Экономический эффект от доп.добычи нефти, тыс.руб.	Фонд премирования, тыс.руб.
2014 год	157,2	118 082,5	726 150,5	194 327,3
2015 год	215,1	110 913,0	1 147 658,0	289 464,6

За 2015 год наращивались объемы по автоматизации и телемеханизации технологических процессов по всем обслуживаемым объектам НГДУ. Выполнена автоматизация и телемеханизация 37 новых скважин из бурения, 22 скважин с ОРД, 3 скважин из других категорий.

Выполнена автоматизация и телемеханизация скважин после перемонтажа СК, ГТМ на 276 действующих добывающих скважин, более наглядно можно увидеть на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Телемеханизация добывающих скважин. Доля дебита скважин от действующего фонда, %

Количество телемеханизированных добывающих скважин достигло 901 (для сравнения, 877 в 2014 году).

Все средства автоматизации и телемеханизации находятся на сервисном обслуживании ООО «Татинтек».

Выполнено оснащение сернистых КНС датчиками загазованности (14 штук).

В рамках выделенных ООО «Татинтек» инвестиций по капитальному строительству поименованных объектов в 2015 году практически завершена реконструкция АСУТП ЦППД - 1.

Выполнен монтаж узла учета нефти на базе массомера для приема СВН на ЦКППН - 1.

Выполнено оснащение массомером узла учета воды на узле сепарации ЦКППН - 2.

Смонтирован и запущен в работу узел учета №208а на Акташской УПВСН ЦКППН.

Выполнено оснащение 98 шт. блоков реагента при ДНС и скважинах датчиками Вегабар 17 для организации автоматического учета подаваемого реагента.

Выполнено техперевооружение системы голосовой связи с бригадами ПРС (сеть «Акшионет» заменили на репитерыGSM).

Выполнен текущий ремонт индикаторов веса в бригадах ЦПРС (17 бригад).

Выполнено внедрение сети голосовой связи и передачи данных «Тетра» на территории деятельности ЦДНГ - 3,4,7.

Выполнен вывод информации в ТМ «ДИСК - 110» показаний со счетчиков электроэнергии ПС - 131,136, об удельном потреблении электроэнергии насосных агрегатов ДНС в буфер ТМ КИС АРМИТС.

По выполнению производственной программы, в части эксплуатации оборудования, проведения работ по обслуживанию и ремонту НПО с привлечением УК ООО «ТМС - групп» в 2015 году:

- действующий фонд приводов ШГН составил 2 383 приводов ШГН, из них:

- СК - 2 144 единицы;

- ПЦ - 193 единиц;

- ГП - 47 единиц; (в 2014 году 2 366, СК - 2 165, ПЦ - 173, ГП - 28).

- простой приводов ШГН составил в 2015 году - 7,7 скв./сут, в 2014 году - 8,2 скв./сут; недоборы 24,61 тонн/сут, в 2014 - 25,69 тонн/сут, в нормативные значения по простоям и недоборам выполнены, но имеет место небольшой рост показателей, обусловленный увеличением конструктивных заявочных ремонтов с 5 981 до 6 562;

- выполнено 275 монтажей и перемонтажей (в 2014 - 526), 187 демонтажей приводов ШГН (в 2014 - 221);

- произведено 930 изменений параметров работы приводов ШГН;

- узловой ремонт выполнен на 150 скважинах (в 2014 - 143);

- покраска произведена на 791 приводах ШГН (в 2014 году на 1 068).

В 2015 году на приводах ШГН произошло 87 аварий, из них 86 на СК, 1 на ПЦ (в 2014 - 102, на СК - 102, на ПЦ - 0). В динамике отмечается уменьшение количества аварий в сравнении 2014 года [2, c. 11].

Анализ аварийности показал, что основными причинами явились: падение траверсы балансира - 27, обрыв шатуна - 15, выход нижней пальца шатуна из кривошипа - 15 и другие. В связи с этими были реализованы мероприятия по снижению количества и предупреждению аварийности, включающие в себя работу с проблемным фондом (разработан регламент), разработан стандарт отбраковки крепежных элементов опоры траверсы, работа с персоналом цехов добычи в части оперативной и правильной оценки технического персоналом цехов добычи в части оперативной и правильной оценки технического состояния, современности предоставления информации, заявки на устранение неисправностей, которыемогут повлечь аварийный выход из строя, также работа с персоналом сервисного предприятия по выполнению в полном объеме и качественно работ по обслуживанию и ремонту, ведется постоянный мониторинг нагрузок на ГБ приводов ШГН, заявок по неисправностям как на приводах ШГН, так и на ГНО, контроль выполнения работ по ЭПБ и оперативному устранению замечаний на приводах ШГН после проведения экспертизы.

При оценке наличия и текущего технического состояния эксплуатируемого оборудования, ситуация сложилась следующим образом: общее количество насосов перекачки в НГДУ - 119, отработавших нормативный срок 38, что составляет 31,9 процентов от общего количества.

Из 21 сварочного агрегата, отработавших нормативный срок - 2 ед., в 2015 году произведена закупка сварочных выпрямителей ARC - 250, Форсаж 2100м, ИНЭМ - 200 т в количестве 4 штук.

Сосудов работающих под давлением и емкостного оборудования в НГДУ - 188, их них отработавших нормативный срок 122 ед., износ составляет 64 процента.

С целью увеличения срока службы емкостного оборудования по результатам экспертизы промышленной безопасности и капитального ремонта, проведено внутреннее антикоррозионное покрытие трех сосудов работающих под давлением, их них на ЦКППН в количестве 2 ед., объем 200, ЦДНГ - 1 ед. нефтегазосепаратор, объемом 50 [2, c. 64] .

Основные направления по обеспечению работоспособности оборудования представлены в таблице 3.2.

Силами механической службы Елховского НПУ произведены следующие виды работ: в рамках выполнения запланированных мероприятий и проведения капитального ремонта ЕНПУ выполнены текущий и средний ремонт насосно - компрессорного оборудования в количестве 153 единиц, 9 в 2014 - 177), капитальный ремонт 3 единиц (2014 г - 2).

Также выполнены работы по освидетельствованию 39 единицы емкостного оборудования (в 2013 - 31), 14 единиц ГПМ (в 2014 - 14), диагностирование трубопроводов, печей и другого технологического оборудования - 92 ед. Для структурных подразделений выполнена тарировка 231 ППК, в 2014 - 280.

Таблица 3.2 - Основные направления по обеспечению работоспособности оборудования

Наименование оборудования	Планируемые мероприятия
1. Приводы ШГН	Проведение экспертизы промышленной безопасности, обеспечение выполнения в полном объеме и качественно комплекса работ по обслуживанию и ремонту, мероприятий по снижению аварийности
2. Насосы перекачки	Проведение ЭПБ, вибродиагностики при эксплуатации, обслуживание и ремонт по фактическому состоянию, приобретение и замена насосов по адресной замене
3. Грузоподъемные краны	Проведение ЭПБ, выполнение регламентных и ремонтных работ
4. Сосуды, работающие под давлением	Проведение ЭПБ, организация ремонтных работ, применение антикоррозионного покрытия для защиты от коррозии и обеспечения длительного периода эксплуатации

Таким образом, в НГДУ «Елховнефть» имеются возможности для увеличения эффективности производства, позволяющие увеличить прибыль. Внедрение различных инновационных технологий поможет снизить издержки производства и себестоимость продукции.

3.2 Технологическое обоснование мероприятий, направленных на снижение энергетических затрат в себестоимости добычи нефти

3.2.1 Характеристика и анализ эффективности внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях

Электромеханические устройства РЗА, долгое время эксплуатировавшиеся на энергообъектах НГДП, выработали свой ресурс, их эксплуатация трудоёмка, требуют специфической подготовки персонала, не позволяет эффективно включить систему РЗА в современную автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП). В связи с этим в объединении проведена масштабная модернизация оборудования релейной защиты и автоматики.

По своим техническим и ценовым характеристикам они наиболее соответствуют требованиям, предъявляемым к релейной защите подстанций НГДП. Сегодня на объектах энергетики России и за её пределами эксплуатируются свыше 100 000 МТ производства НТЦ «Механотроника».

В настоящее время заменено 19% от общего числа электромеханических РЗиА (устанавливались МПУ типа SEPAM производства французской компании «Шнайдер-Электрик») [39, c.52].

В связи с высокой стоимостью МПУ типа SEPAM повсеместное массовое оснащение ими подстанций требует значительных финансовых ресурсов. Поэтому было принято решение - для замены аналоговых реле защиты на подстанциях ПАО «Татнефть» использовать отечественные аналоги МПУ.

Управлением энергетики совместно со специалистами НГДУ, Инженерного центра и ООО «Диагностика-Энергосервис» были рассмотрены несколько вариантов защит МПЗ:

- УЗА производства фирмы «ЭнергоМашВин»;

- SPAC концерна ABB (сборка Чебоксарского электроаппаратного завода);

- блок микропроцессорной релейной защиты (далее БМРЗ) производства фирмы «Механотроника» (г. С-Петербург).

По совокупности характеристик наиболее приспособленными к использованию на подстанциях ПАО «Татнефть» были признаны устройства БМРЗ. В числе их преимуществ: более гибкая логика, высокая чувствительность и надежность, широкий диапазон рабочих температур (от -40 до +60° С), простота и удобство монтажа. БМРЗ обладают высокими эксплуатационными характеристиками, имеют полный набор необходимых защит и функций автоматики, относительно невысокую стоимость.

Типовые решения по РЗА, применённые при оснащении подстанций объединения 110/35/6 (10) кВ на базе МТ БМРЗ-100 и новых МТ БМРЗ-150, представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Перечень МТ РЗА для оснащения ПС 35/6 (10) кВ

Оборудование ПС	На базе БМРЗ - 100	На базе БМРЗ - 150	Основные отличия
1	2	3	4
Силовой трансформатор Основная и резервная защиты двухобмоточного трансформатора	Основная защита: БМРЗ-ТД-08-20-12 (БМРЗ-ТД-03-20-11) Резервная защита: БМРЗ-102-1-С-ТР (БМРЗ-102-2-С-ТР)	Основная защита: БМРЗ-153-1-Д-УЗТ-01 (БМРЗ-153-2-Д-УЗТ-01) Резервная защита: БМРЗ-153-1-Д-УЗТ-01 (БМРЗ-153-2-Д-УЗТ-01)	основная и резервная защиты в одном блоке; - расширенные возможности по организации автоматики за счет большего числа дискретных входов и выходов; - интерфейс USB; -коммуникации MODBUS, МЭК 60870-101, -103, -104, 61850 через RS-485 и Ethernet. Синхронизация времени PPS и TCIP, NMEA, SNTP, PTP через RS-485 и Ethernet.
Ввод РЗА выключателяввода	БМРЗ-103-1-С-ВВ (БМРЗ-103-2-C-ВB)	БМРЗ-152-1-Д-ВВ-01 (БМРЗ-152-2-Д-ВВ-01)	- расширенный диапазон измерений тока (0,25?250 А); -расширенные возможности по организации автоматики за счет большего числа дискретных входов и выходов; - интерфейс USB; -коммуникации MODBUS, МЭК 60870-101, -103, -104,
Секционный выключатель РЗА секционного выключателя	БМРЗ-103-1-С-СВ (БМРЗ-103-2-С-СВ)	БМРЗ-152-1-Д-СВ-01 (БМРЗ-152-2-Д-СВ-01)
Отходящая линия РЗА отходящей линии	БМРЗ-101-1-С-КЛ (БМРЗ-101-2-С-КЛ)	БМРЗ-152-1-Д-КЛ-01 (БМРЗ-152-2-Д-КЛ-01)
-	-	-	Синхронизация времени PPSиTCIP, NMEA, SNTP, PTPчерезRS-485 иEthernet.
Батарея статических конденсаторов РЗА БСК	БМРЗ-101-1-С-КЛ (БМРЗ-101-2-С-КЛ)	БМРЗ-152-1-Д-БСК-01 (БМРЗ-152-2-Д-БСК-01)	Специализированный блок для РЗА, управления и сигнализации батареи статических конденсаторов напряжением 6-10 кВ.
Двигатель РЗА двигателя	БМРЗ-101-1-С-КЛ (БМРЗ-101-2-С-КЛ)	БМРЗ-152-1-Д-ЭД-01 (БМРЗ-152-2-Д-ЭД-01)	Специализированный блок для РЗА, сигнализации синхронных и асинхронных электродвигателей напряжением 6 10 кВ.

Далее, на рисунке 3.2 представлено решение по РЗА подстанции.

Рисунок 3.2 - Решение по РЗА подстанции 35/6 (10) кВ

При использовании МТ БМРЗ-150 могут быть достигнуты более высокие количественные показатели РЗА. В сравнении с МТ БМРЗ-100 они имеют более широкий диапазон контролируемых значений входного тока (0,05?50•Iном), что позволяет сохранять высокую точность измерений как в области сверхтоков (в режимах КЗ), так и в режимах номинальных нагрузок. Это важно для таких защит, как дифференциальная и дистанционная. БМРЗ-150 также имеют высокую чувствительность по входу тока нулевой последовательности - от 0,004 А [35, с. 63].

Дополнительно МТ БМРЗ-150 имеет расширенные возможности по организации автоматики за счёт большего числа дискретных входов и выходов, включения пользовательских алгоритмов, реализации протоколов MODBUS RTU, МЭК 60870-5-101, -103, -104, МЭК 61850, а также синхронизации времени PPS и TCIP, NMEA, SNTP, PTP с использованием RS-485 и Ethernet. Кроме этого в них реализован алгоритм мониторинга высоковольтного выключателя с расчётом его остаточного ресурса.

Третьим весомым преимуществом МТ БМРЗ-150 является унификация исполнений, что позволяет потребителю уменьшить запас приборов на складах.

Кроме того возможна привязка терминалов БМРЗ к используемым схемам вторичной коммутации. Программное обеспечение терминалов дополнено функциями, необходимыми для защиты синхронного двигателя: защита от перегрузки, токовая отсечка, защита минимального напряжения, защита максимального напряжения, защита от асинхронного хода.

Для обеспечения качества и безаварийности работ по переоснащению РЗА ПС разработаны технологические карты. Ими регламентируется выполнение следующих действий:

1) подготовка панели отсека РЗА в условиях базы -- монтаж на панель МТ, приборов, устройств коммутации и светосигнальной арматуры с последующей проверкой схемы, нанесение маркировки;

2) демонтаж старых защит и лицевой панелиотсека РЗА, подготовка вторичных цепей к монтажу МТ;

3) установка подготовленной в условияхбазы панели отсека РЗА с МТ, монтаж вторичных цепей в соответствии с принципиальной схемой;

4) проверка монтажа путём «прозвонки», программирование МТ, контрольные испытания действия РЗА присоединения или ввода.

Проведенный анализ внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях представлен в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Исходные данные для БМРЗ

Наименование	Ед. изм.	1 год
Объем внедрения, всего	шт.	206
в т.ч. переходящий объем	скв.	206
Стоимость 1 ТО (техническое обслуживание): - базовый вариант	тыс.руб.	3,14
- внедряемый вариант	тыс.руб.	2,44
Количество ТО в году: - базовый вариант	раз./год	1
- внедряемый вариант	раз./год	0,33
Стоимость 1 ТР (технический ремонт): - базовый вариант	тыс.руб.	21,42
- внедряемый вариант	тыс.руб.	23,09
Количество ТР в году: - базовый вариант	раз./год	0,33
- внедряемый вариант	раз./год	0,17
Продолжительность эффекта	лет	10
Норма дисконта	%	10
Ставка налога на имущество	%	2,20
Ставка налога на прибыль	%	20
Текущая стоимость аннуитета	д.ед.	6,76
Амортизационные отчисления	тыс.руб.	18,72

Исходя из анализа данных таблицы 3.4, очевидно, что, возможно снижение стоимости ТО на 1 тыс.руб. при уменьшении количества ТО на 0,67 раз в год и снижении стоимости ТР на 1,67 тыс. руб. Кроме того, количество ТР в год снижается на 0,16 раз. при продолжительности эффекта в течении 10 лет. Из этого следует, что применение БМРЗ позволяет повысить надежность работы релейной защиты на подстанциях и снизить эксплуатационные расходы по сравнению с электромеханическими устройствами РЗиА.

3.2.2 Характеристика и анализ снижения потребления реактивной составляющей электроэнергии за счет установки БСК (0,4кВ) в станциях управления СК

В настоящее время одной из приоритетных задач, стоящих перед службами НГДУ, является реализация мероприятий по снижению энергопотребления в процессах добычи нефти.

Компенсация реактивной энергии в местах её потребления возможна за счёт использования БСК (батареи статических конденсаторов) в станциях управления СК [37, c.33].

Батареи статических конденсаторов БСК - эффективное средство управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения.

Величина напряжения в различных точках энергосистемы изменяется в зависимости от нагрузки и схемы сети. Этот параметр согласно ГОСТ 13109-87 должен находиться в пределах от 5 до 20 процентов, представлена в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Напряжение в энергосистеме

Номинальное напряжение (линейное) Uном, кВ	6	10	20	35	110	220	330	500	750	1150
Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ	7,2	12	24	40,5	126	242	363	525	787	1200
Превышение наибольшего рабочего напряжения над номинальным напряжением, %	20	20	20	15	15	10	10	5	5	5

Кроме того, ограничение по наибольшему рабочему напряжению электрооборудования диктуется надежностью работы изоляции электрооборудования, т.к. постоянно повышенное напряжение вызывает ускоренное старение изоляции и выход ее из строя. У большинства потребителей электроэнергии допускаются длительные отклонения напряжения от номинального не более чем на ±5 процентов. Превышение номинального напряжения приводит к сокращению срока службы оборудования, снижает производительность и экономичность электроприемников, пропускную способность линий электропередачи, может нарушить устойчивость работы синхронных и асинхронных электродвигателей. Как видно из таблицы 3.5, с повышением номинального напряжения допустимые повышения напряжения уменьшаются с 20 до 5 процентов. Это связано с ростом стоимости изоляции в установках более высоких напряжений, минимизацией затрат на изоляцию и выполнением оборудования практически на номинальное напряжение. Допустимые снижения напряжения в энергосистеме также лимитированы и составляют от 10 до 15 процентов [38, c.10].

Как видно, в электросетях возможны колебания напряжения от -15 до +20 процентов. Поэтому при изменении параметров схемы, величины нагрузки, и режима работы электрической сети необходимо регулировать уровень напряжения посредством технических мероприятий. Напряжение у потребителя определяется формулой 3.1:

U = Uцп - (PнRэ + QнXэ) / Uцп (3.1)

где Uцп - напряжение центра питания;

Pн и Qн - активная и реактивная мощность нагрузки потребителя;

Rэ и Xэ - эквивалентное активное и индуктивное сопротивление между центром питания и потребителем.

Из приведенной формулы 3.2 очевидно, что можно влиять на напряжение у потребителя, изменяя реактивную мощность Qн, например, регулируя её с помощью батареи статических конденсаторов.

Доля технологических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях напряжением 6-10 кВ в среднем составляет 8-12 процентов от величины электроэнергии, отпущенной в сеть данного напряжения. Величина потерь электроэнергии определяется параметрами электрической схемы, конструкцией сетей и режимом нагрузки. Для сетей 10 кВ, потери электроэнергии существенно зависят от величины реактивной мощности, передаваемой потребителям по элементам сети. Например, при изменении коэффициента мощности (tg?) от 0,5 до 0,8 потери электроэнергии увеличиваются примерно на 20 процентов. Известночто значения коэффициентов мощности на шинах 10 кВ источников питания и на подстанциях 35-110/10 кВ изменяются в процессе эксплуатации и достигают значений 0,77-0,85, то есть, потери электроэнергии при передаче реактивной мощности становятся существенными.

В таблице 3.6 представлена номенклатура и мощность БСК и КРМ.

Таблица 3.6 - Номенклатура и мощность БСК и КРМ

Номенклатура БСК и КРМ	Мощность
1. КРМ 0,4 - 0,66 кВ	50 - 2 000 кВАр
2. БСК 6 - 10 кВ	5 - 50 МВАр
3. БСК 35 кВ	10 - 50 МВАр
4. БСК 110 кВ	20 - 60 МВАр
5. БСК 220 кВ	52 - 104 МВАр

Батареи статических конденсаторов на напряжения 6, 10, 35, 110 и 220 кВ мощностью от 5 до 200 МВАр производятся на базе косинусных однофазных конденсаторов, путем параллельно-последовательного соединения их в звезду или треугольник в зависимости от режима работы нейтрали. Внедрение батарей статических конденсаторов позволяет увеличить напряжение на шинах подстанций на 3-4 процентов, снизить потери в сетях 6-110 кВ, скорректировать перетоки энергии и урегулировать напряжение в энергосистеме [38, с. 40]. Кроме того, при превалировании тяговой нагрузки, вследствие ее неравномерности и обусловленной тем самым неравномерной загрузки линий, возникает необходимость регулирования показателей качества передаваемой электроэнергии применением компенсирующих устройств (БСК или реакторов, в зависимости от режима).

БСК состоит из групп силовых конденсаторов, собранных в стальные несущие блоки, закрепленные на полимерных изоляторах. БСК выполняется на трех стойках с размещенными на них конденсаторами, токоограничивающими реакторами и трансформаторами тока.

Между стойками БСК предусмотрены шестиметровые проезды для автокрана, предназначенные для монтажа блоков конденсаторов. БСК поставляется в исполнении У1 для температур от -55 до +45 град. С. Для более низких температур БСК монтируется в утепленном быстровозводимом контейнере [39, c. 33].

Стальные конструкции выполняются из сварных профилей, защищенных от коррозии гальваническим цинкованием (цинковое покрытие - не менее 650 г/м2). Конструкции собраны в блоки по 6-8 конденсаторов, монтируются на месте, и имеют в комплекте крепеж, наконечники и медные шины для соединения конденсаторов, а также гибкие медные переходы. В БСК применяются силовые конденсаторы 600 кВАр; 6-10 кВ, 560 кВАр; 11,7 кВдля напряжений 35 кВ, 542 кВАр; 7,94 кВ для напряжений 110-220 кВ с двумя фарфоровыми изоляторами и встроенными предохранителями.

Трансформаторы тока ТФЗМ (по 1 на фазу) подключаются первичной обмоткой в разрыв двух параллельных групп, и в случае разбаланса выдают сигнал на устройства РЗА для отключения головного выключателя. Токоограничивающие реакторы (по 1 на фазу) ограничивают ток при включении БСК. Соединения выполняются гибкой медной шиной, для предотвращения повреждения изоляторов при температурном расширении (сжатии), либо при воздействии электродинамических сил.

В таблице 3.7 представлены исходные данные монтажа БСК.

Таблица 3.7 - Исходные данные

Наименование	Ед.изм.	Базовый вариант	Новый вариант
1.Стоимость оборудования	тыс.руб.	-	564,0
2.Стоимость БСК-0,4 кВ с монтажем	тыс.руб./шт	-	7,05
3.Среднее потребление э/эн 1 скв в год	тыс. кВт/ч	67,733	61,576
4.Годовая экономия электроэнергии	%	-	10
5.Тариф электроэнергии	руб.кВт/ч	2,12	2,20
6.Срок службы	лет	-	11
7.Норма амортизации	%	-	9,09
8.Амортизационные отчисления	тыс.руб.	-	51,3
9.Налог на имущество	%	-	2,2
10.Налог на прибыль	%	-	20
11.Ставка дисконта	%	-	10
12.Всего	штук в год	-	80



Технологический эффект от внедрения БСК будет формироваться за счет снижения потребления электроэнергии на 10 процентов. Среднее потребление электроэнергии в год за счет установки БСК снизилась на 6,157тыс.кВт/ч, что составляет 10 процентов.

Таким образом, анализируемая технология характеризуется значительной технологической эффективностью применения. Установка БСК позволит снизить энергопотребление.

3.3 Оценка экономической эффективности мероприятий, направленных на снижение энергетических затрат в себестоимости добычи нефти

3.3.1 Расчет экономической эффективности внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях

В настоящее время в ПАО «Татнефть» эксплуатируется 319 распределительных подстанций класса 110 и 35 кВ. Большинство присоединений на этих подстанциях укомплектовано электромеханическими устройствами РЗиА. Данные устройства физически и морально устарели (срок их эксплуатации достигает 40 и более лет). С целью повышения надежности работы электрооборудования и снижения роста аварийных отключений на подстанциях проведена работа по замене электромеханических реле на микропроцессорные устройства (МПУ). Экономический эффект от внедрения рассчитывается согласно основным положениям РД 39-01/06-0001-89 методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:



ЭТ = З1- З2 (3.2)

где ЭТ - экономический эффект от внедрения;

З1и З2 - затраты по базовому и новому вариантам, соответственно.

Среднегодовой экономический эффект за 2015 год составил 4,49 тыс.руб. Исходные данные для расчета экономического эффекта представлены в таблице 3.4. Объем внедрения составляет 206 шт., стоимость технического ремонта составит 3,14 тыс.руб. Расчет эффективности внедрения защит БМРЗ на подстанциях представлен в ПРИЛОЖЕНИИ Г. Исходя из проведенных расчетов экономического эффекта, очевидно понятно, что благодаря внедрению защит БМРЗ на подстанциях, экономический эффект от переходящих объемов составит 91,46 тыс.руб. за один год. Динамика изменения чистой прибыли, экономии электроэнергии и ЧДД после внедрения мероприятия представлена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Динамика изменения чистой прибыли, ЧДД и экономии электроэнергии, тыс.руб.

ЧДД больше нуля и составляет 4942,23тыс. руб. за 10 лет расчета. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то время как продолжительность эффекта составит 10 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,73 д.ед., то есть ИДДЗ > 1.

Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

3.3.2 Расчет экономической эффективности снижения потребления реактивной составляющей электроэнергии за счет установки БСК в станциях управления СК

В НГДУ эксплуатируется большое количество электродвигателей СК, мощность которых значительно превышает необходимую. При таких недогрузках электродвигатели в большом количестве потребляют реактивную энергию. Коэффициент мощности составляет 0,2-0,3 при нормативном значении 0,92. Транспортировка реактивной энергии по линиям электропередачи сопровождается потерями активной энергии.

Эффективным способом снижения потерь электрической энергии в сетях является установка батарей статических конденсаторов. Выбор мощности и мест установки компенсирующих устройств проводится по условию минимума приведенных затрат с учетом стоимости компенсирующих устройств и ожидаемой экономии от снижения потерь электрической энергии [39, c. 24].

Расчет экономической эффективности снижения потребления реактивной составляющей электроэнергии за счет установки БСК в станциях управления СК представлен в ПРИЛОЖЕНИИ Д. Исходя из проведенных расчетов экономического эффекта, очевидно, что благодаря внедрению БСК чистая прибыль в первый год внедрения составит 816,5 тыс.руб., на весь срок внедрения сумма чистой прибыли составит 9 031,1 тыс.руб.

Динамика ЧДД, экономии электроэнергии и чистой прибыли от внедрения предлагаемого мероприятия представлена на рисунке 3.4.



Рисунок 3.4 - Динамика ЧДД, чистой прибыли и экономии электроэнергии от внедрения БСК, тыс.руб.

В первый год внедрения ЧДД больше нуля и составит 303,8 тыс. руб., а за 11 лет составит 5662,0 тыс. руб. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то время как продолжительность эффекта 11 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,7 д.ед., то есть ИДДЗ > 1. Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

3.4 Влияние применения мероприятий направленных на себестоимость добычи нефти

Снижение себестоимости приводит к увеличению суммы прибыли и уровня рентабельности. Поэтому анализ влияния внедрения мероприятий на себестоимость добычи нефти крайне важен. Анализ влияния энергосберегающих мероприятий на себестоимость добычи нефти представлен.



Таблица 3.8 - Анализ влияния энергосберегающих мероприятий на себестоимость добычи нефти

Наименование	До внедрения	Внедренные мероприятия	После внедрения
	всего	на 1 т	БСК	БМРЗ	всего	на 1 т
1	2	3	4	5	6	7
Расходы на энергию по извлечению нефти	1 971 609	641	- 1083,7	- 91,46	1 970 434	640
Расходы по искусственному воздействию на пласт	1 847 694	626	-	-	1 847 694	626
Основная и дополнительная зарплата производственных рабочих	157 961	53	-	-	157 961	53
Отчисления на обязательное страхование	59 175	20	-	-	59 175	20
Амортизация скважин	696 700	236	74,90	18,72	696 794	226
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	743 230	252	-	-	743 230	252
Расходы по технологической подготовке нефти	362 157	123	-	-	362 157	123
Расходы на освоение природных ресурсов и подготовку производства	388 896	132	-	-	388 896	132
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	1 305 226	442	-	-	1 305 226	442
Расходы цеховые	340 875	115	-	-	340 875	1,28
Общепроизводственные расходы	608 305	206	-	-	608 305	2,28
Прочие производственные расходы	18 227 947	6 172	-	-	18 227 947	68,24
Производственная себестоимость валовой продукции	26 709 775	9 044	1008,80	-72,74	26 708 693	8 680
Валовая добыча нефти	3 077	-	-	-	-	-
Снижение себестоимости	- 1 082	- 364	-	-	-	-

Как видно из таблицы 3.8, производственная себестоимость уменьшилась на 1 082 тыс.руб., на что повлияли следующие статьи затрат:

- расходы на энергию по извлечению нефти по первому мероприятию уменьшились 1083,7 тыс.руб., по второму мероприятию на 91,46 тыс.руб. В результате расходы составили 1 970 434 тыс.руб., наибольшее влияние оказало установка БСК в станциях управления СК;

- сумма амортизации скважин после внедрения мероприятий составила 696 794 тыс.руб., за счет установки БСК в станциях управления СК увеличилась на 74,90 тыс.руб., за счет внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях на 18,72 тыс.руб.

Изменение себестоимости после внедрения определяется в зависимости от предлагаемого организационно - технического мероприятия и их влияния на отдельные статьи затрат. Наглядно динамика себестоимости 1 т валовой продукции до и после внедрения мероприятий приведена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Динамика себестоимости 1 т валовой продукции до и после внедрения мероприятий, руб.т

Благодаря внедрению энергосберегающих мероприятий себестоимость на 1 т валовой нефти снизилась на 364 руб., что само по себе говорит о целесообразности их проведения.



3.5 Влияние предложенных мероприятий на технико - экономические показатели предприятия

Влияние рассмотренных в данной работе мероприятий по энергосбережению на основные технико-экономические показатели предприятия представлено в таблице 3.8.

Таким образом, благодаря внедрению энергосберегающих мероприятий:

- себестоимость 1 т валовой нефти снизилась на 364 руб. и составила 8 680руб.т;

- рентабельность увеличилась на 0,01% и составила 19,23%;

- валовая прибыль увеличилась на 1 113 тыс.руб. или 0,025%.

Таблица 3.8 - Сопоставление ТЭП до и после реализации мероприятий по энергосбережению

Наименование	До внедрения	После внедрения	Отклонения
			+,-	%
Объем добычи нефти, т.	3 077	3 077	-	-
Цена реализации, руб.	10 348,90	10 348,90	-	-
Выручка от реализации, тыс.руб.	31 843 565	31 843 565	-	-
Производственная себестоимость валовой продукции, тыс.руб.	26 709 775	26 708 693	-1 082	- 0,004
Валовая прибыль, тыс.руб.	5 133 790	5 134 872	1 082	0,025
Себестоимость 1 т нефти, руб.т.	9 044	8 680	- 364	- 4,02
Рентабельность продукции, %	19,22	19,23	0,01	0,05

Наглядно динамика валовой прибыли до и после внедрения мероприятий приведена на рисунке 3.6.



Рисунок 3.6 - Динамика изменения валовой прибыли после внедрения мероприятий, тыс.т

Валовая прибыль увеличилась на 1 082 тыс.руб. и составила 5 134 872 тыс.руб., на изменение повлияла уменьшение производственной себестоимости.

Изменение себестоимости валовой продукции можно увидеть на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Динамика производственной себестоимости до и после внедрения мероприятий, руб.

Как видно из рисунка 3.7, мероприятия оказали значительное влияние, и производственная себестоимость уменьшилась на 1 082 тыс.руб. и составила 26 708 693 тыс.руб.

На рисунке 3.8 представлена динамика рентабельности продукции до и после внедрения мероприятий.

Рисунок 3.8 - Динамика изменения рентабельности продукции после внедрения мероприятий, %

Из рисунка 3.8 видно, что рентабельность продукции увеличилась на 0,1% и составила 19,23%, что является положительной тенденцией.

В целом, в результате предложенных мероприятий увеличилась прибыль и рентабельность продукции, что немаловажно для предприятия. Рост этих показателей говорит о повышении эффективности производственно-хозяйственной деятельности предприятия, а также об относительном повышении доходов предприятия на каждый рубль затрат.

Таким образом, проведенные мероприятия позволяют укрепить экономическое положение НГДУ «Елховнефть», и в связи с этим их можно считать экономически целесообразными.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В связи с тем, что большинство месторождений находятся на последних стадиях разработки, их эксплуатация осложнена добычей высоковязкой нефти и образованием водонефтяной эмульсии (ВНЭ), при этом себестоимость добычи нефти соответственно возрастает.

При этом опережающими темпами растут и энергетические затраты.

Хотя сегодня энергия и стоит достаточно дешево, она будет и дальше подниматься в цене. Существенна экономия даже 1% энергозатрат.

Поэтому поиск и внедрение мероприятий по экономии энергоресурсов приобретают наибольшую актуальность.

Ввиду того, что нереализованный потенциал в области энергосбережения достаточно велик компания ПАО «Татнефть» и ее структурные подразделения отводят большое внимание повышению эффективности работы фонда скважин и развитию энергосберегающих технологий.

Обобщая полученные результаты работы можно отметить, что в целом по НГДУ технико-экономические показатели на протяжении многих лет остаются достаточно стабильными.

В 2014 г. добыча нефти составила 2 958,1 тыс.т, что по сравнению с 2013 г. больше на 4 тыс.т. Увеличение добычи нефти произошло за счет использования гидродинамических и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Наибольшую долю составляют затраты, зависящие от деятельности подразделений3 686 874,5 тыс.руб. (82,47%) в 2013 году и 5 371 756 тыс.руб. (61,38%) в 2014 году. Данное сокращение произошло в основном из-за уменьшения таких показателей, как: прочие денежные расходы на 10,33%,энергия со стороны на 2,36% и вспомогательные материалы на 0,70%

Затраты, не зависящие от деятельности подразделений сократились на 5,25% и составили 38,62% или 3 379 995 тыс.руб. в 2014 году, на это повлияли: ГТМ уменьшились на 103 496 тыс.руб. или 3,54%; прочие денежные расходы на 842 932 тыс.руб. и амортизация на восстановление на 1,30% или 179 194 тыс.руб.

В 2013 году точка безубыточности в стоимостном выражении составляла 15 947 132,2тыс.руб., или 1 572,38тыс.т в натуральном выражении. В 2014 году точка безубыточности в стоимостном выражении составила 17 612 258,5тыс. руб., или 1 701,84 тыс.т в натуральном выражении.

Точка безубыточности в процентах к максимальному объему в 2013 году составляла 53,22%, а зона безопасности составляла46,77%. Это означает что объем реализации, при котором производство не принесет ни прибыли, ни убытков равен 1 572,38тыс.т что не превышает 53,22% от фактического объема добычи нефти в 2013 году.

В 2014 году точка безубыточности в процентах к максимальному объему составила 57,53%, а зона безопасности составила 42,46%.

Это означает что объем реализации, при котором производство не принесет ни прибыли, ни убытков равен 1 701,85 тыс.т что не превышает 57,53% от фактического объема добычи нефти в 2014 году.

Компенсация реактивной энергии в местах её потребления возможна за счёт использования БСК в станциях управления СКН.

В первый год внедрения ЧДД>0 и составляет 303,8 тыс. руб., а за 11 лет составит 5662,0 тыс. руб. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то время как продолжительность эффекта 11 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,7 д.ед., то есть ИДДЗ > 1. Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

БМРЗ обладают высокими эксплуатационными характеристиками, имеют полный набор необходимых защит и функций автоматики, относительно невысокую стоимость. Применение БМРЗ позволит повысить надежность работы релейной защиты на подстанциях и снизить эксплуатационные расходы по сравнению с электромеханическими устройствами РЗиА.

ЧДД > 0 и составляет 4942,23тыс. руб. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то времякак продолжительность эффекта 10 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,73 д.ед., то есть ИДДЗ > 1. Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

Благодаря внедрению энергосберегающих мероприятий себестоимость на 1 т валовой нефти снизилась на 364 руб.

Таким образом, все рассчитанные показатели говорят об экономической эффективности данных мероприятий по энергосбережению.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Годовой отчет НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015

2. Пояснительная записка к годовому отчету НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015

3. Артёменко В.Г. Экономический анализ: учебное пособие / В.Г. Артёменко, Н.В. Анисимова. -- М.: КНОРУС, 2013. -- 288 c.

4. Агафонова Т.Н., Розанова В.Н. Теория экономического анализа: учебно-методический комплекс. М.: МГУТУ, 2014. - 153 с.

5. Бернер М.С., Лоскутов А.В., Понаровкин Д.Б., Тарасова А.Н. Зарубежный опыт мотивации энергосбережения // Энергосбережение. - 2013. №3. - С.44-48