73

Министерство образования и науки Российской Федерации

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет___ Экономики и управления_____________________________

Кафедра ____Экономика предприятий_____________________________

Специальность (направление)_080502.65____________________________

Оценка «Проект допущен к защите»

_________________________ Зав.кафедрой______________(Краснова Л.Н.)

«____»______________201__г.

__________________________ «______»____________________201__г.

(подпись секретаря ГАК)

Дипломный проект

На тему: «Анализ влияния внедрения потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти на ТЭП предприятия (на примере НГДУ «Бавлынефть»)

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Руководитель дипломного проекта Экономист ОИ НГДУ «Бавлынефть», Мазитов Р.М..__________________________________ (должность, звание, фамилия, инициалы, подпись)	Дипломник группы ___67-72___ _Салафонова Елена Геннадьевна _ (фамилия, имя, отчество)
Консультант по технологическому разделу к.т.н., доцент Хаярова Д.Р. (должность, звание, фамилия, инициалы, подпись)	____________________________ (подпись)
Соруководитель дипломного проекта от выпускающей кафедры профессор кафедры ЭП, АГНИ, к.э.н., Краснова Л.Н. (должность, звание, фамилия, инициалы, подпись)	____________________________ (дата)

Альметьевск 2013

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ 2

ВВЕДЕНИЕ 8

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 10

1.1. Краткая характеристика деятельности предприятия НГДУ «Бавлынефть» 10

1.2. Анализ применения технологий потокоотклонения на предприятии и методы повышения эффективности производства 15

1.3. Характеристика и анализ технологической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий 19

1.3.1. Анализ технологической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ПГК (полимер-глинистая композиция) 19

1.3.2. Анализ технологической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ЩПК (щелочно-полимерная композиция) 22

1.3.3. Анализ технологической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ВДС (волокнисто-дисперсная суспензия) 26

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ СТАБИЛИЗАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ 29

2.1. Отечественный и зарубежный опыт, обзор мировых тенденций в области внедрения потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти 29

В России МУН начали применяться в середине 70-х годов прошлого столетия. С переходом нефтяной промышленности на новую систему хозяйствования, перестали действовать механизмы стимулирования увеличения нефтеотдачи, существенно уменьшилась активность научных исследований, объемы применения методов стали снижаться. Обострилась тревожная тенденция постоянного снижения среднего проектного коэффициента нефтеотдачи при продолжающемся увеличении доли трудноизвлекаемых запасов. 29

С ростом мировых цен на нефть, когда дополнительно добываемая нефть с использованием МУН стала рентабельной, работы вновь возобновились и получают новое развитие. 29

2.2. Теоретические аспекты и классификация основных ТЭП, используемых при внедрении потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти 32

2.3. Методологические подходы, методологии расчета показателей, характеризующих финансово-хозяйственную деятельность предприятия 38

2.4. Характеристика программы внедрения новой техники и технологий в добыче нефти, принятой в ОАО «Татнефть» и НГДУ «Бавлынефть» на 2008-2015 гг. 47

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ 51

3.1. Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Бавлынефть» 51

3.1.1. Организационная структура НГДУ «Бавлынефть» 51

3.1.2. Анализ технико-экономических показателей НГДУ «Бавлынефть» за 2010-2011 гг. 53

3.2. Оценка эффективности сложившейся практики внедрения потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти 58

3.3. Анализ себестоимости продукции НГДУ «Бавлынефть» 61

3.3.1. Анализ динамики и структуры затрат на производство 61

3.3.2. Анализ себестоимости продукции по элементам затрат 64

3.3.3. Анализ динамики и структуры себестоимости 69

3.3.4. Выделение и анализ условно-постоянных и условно-переменных затрат себестоимости добычи нефти 76

Условно-постоянные затраты на 1т. добычи нефти составляют 1680,92 руб., условно-переменные 3318,97 руб. Доля условно-постоянных затрат в себестоимости добычи нефти составляет 33,62%, тогда как доля условно-переменных затрат равняется 66,38%, в два раза больше. В составе условно-переменных затрат основная часть приходится на НДПИ – более 92%. В составе условно постоянных большую часть составляют расходы на содержание и эксплуатацию оборудования – 50%. 77

Доля условно-постоянных затрат в себестоимости добычи нефти составляет 32,35%, тогда как доля условно-переменных затрат равняется 67,65%, в два раза больше. В составе условно-переменных затрат основная часть приходится на НДПИ – более 96%. В составе условно постоянных большую часть составляют расходы на содержание и эксплуатацию оборудования – 38%. 79

Себестоимость добычи 1 т нефти в 2011 году увеличилась на 1737,85 руб. и составила – 6737,77 руб. Условно-постоянные затраты на добычу 1 т. нефти в 2011 году увеличились по сравнению с 2010 годом на 498,39 руб., условно-переменные - 1239,46 руб. 79

3.3.5. Факторный анализ выполнения производственной программы 80

Производственная программа – это план производства основной продукции предприятия. В НГДУ – это план добычи нефти и газа и их сдача транспортирующим организациям НПЗ, ГПЗ и других. 80

Объем продукции в НГДУ планируют и учитывают в виде валовой и товарной. Они исчисляются в натуральной и денежной формах. В натуральной форме нефть измеряется тоннами, газ – тысячами кубометров, в денежной форме – оптовой и неизменной ценой. В денежной форме товарная добыча нефти и газа исчисляется в действующих оптовых ценах предприятия, валовая продукция – в неизменных ценах. 80

Хозяйственную деятельность производственных предприятий оценивают по следующим показателям: выполнение плановых заданий по объему реализации продукции; добыче (поставке) нефти (с газовым конденсатом) и газа. 80

Реализованной считается продукция, оплаченная покупателем. 80

Кроме показателей объема продукции производственная программа НГДУ включает показатели объема работ в эксплуатации и использования скважин. 80

Объем работ в эксплуатации исчисляется в скважиномесяцах – это время работы одной скважины за один условный месяц (30 дней или 720 часов). 80

Различают следующие показатели объема работ в эксплуатации: 80

- скважиномесяцы, числившиеся по всему эксплуатационному фонду скважин Сч.э., характеризующие время tч.э., в течение которого скважины всего эксплуатационного фонда числились в действии или бездействии; 80

- скважиномесяцы, числившиеся по действующему фонду Сч.д., показывающие время tч.д., в течение, которого все скважины действующего фонда числились в эксплуатации. 80

Годовой объем добычи нефти рассчитывается по следующей формуле: 80

, (3.3) 80

где q_i – среднесуточный дебит нефти, т/сут; 81

T_i – количество дней в году, сут.; 81

К_экс – коэффициент эксплуатации; 81

N_скв – количество скважин. 81

Проведем факторный анализ изменения добычи нефти. 81

Исходные показатели для проведения факторного анализа представлены в таблице 3.8. 81

Таблица 3.8 81

Исходные показатели для факторного анализа объема добычи нефти 81

№№ п/п 81

Показатель 81

Ед. измер. 81

2010 г. 81

2011 г. 81

1 81

Годовой объем добычи нефти 81

т 81

2081000 81

2075000 81

2 81

Среднесуточный дебит нефти 81

т/сут 81

4,00 81

4,02 81

3 81

Количество дней в году 81

сут. 81

365 81

365 81

4 81

Коэффициент эксплуатации 81

доли ед 81

0,946 81

0,938 81

5 81

Количество скважин 81

скв. 81

1508 81

1506 81

Объем добычи нефти в 2011 году по сравнению с 2010 годом уменьшился на 6 тыс.т. нефти. Проанализируем факторы, повлиявшие на изменение объема добычи нефти с помощью цепной подстановки: 81

- =4*365*0,946*1508=2081000 т.; 81

- =4,02*365*0,946*1508=2093203 т.; 81

- =4,02*365*0,946*1508=2093203 т.; 81

- =4,02*365*0,938*1508=2075502 т.; 81

- =4,02*365*0,938*1506=2075000 т. 81

3.3.6. Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью 82

3.7. Анализ прибыли, рентабельности и издержек по системе директ-костинг 87

3.4. Определение упущенных возможностей и предложения по решению проблем в области увеличения добычи нефти 93

4. РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ СТАБИЛИЗАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ТЭП 96

96

4.1. Новые подходы и методы решения задач в области потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти 96

4.2. Экономическое обоснование и расчет экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти 102

4.2.1. Расчет экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ПГК (полимер–глинистая композиция) 102

4.2.2. Расчет экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ЩПК (щелочно-полимерная композиция) 104

4.2.3. Расчет экономической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе ВДС (волокнисто-дисперсная суспензия) 105

4.2.4. Сводная оценка результатов эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий стабилизации добычи нефти 107

4.3. Выбор источников финансирования для внедрения предлагаемых мероприятий 110

Источники финансирования предприятия делятся на внутренние и внешние. Внутренние источники финансирования предприятия - это его собственные средства: себестоимость, прибыль и амортизационные отчисления (износ). 110

Внешние источники финансирования - это различные заемные и привлеченные средства: поступления от эмиссии и размещения акций, кредиты банков, продажа долей в уставном капитале и так далее. Внутренние и внешние источники финансирования предприятий имеют свои особенности. Так, использование для развития собственных ресурсов позволяет руководству предприятия сохранять независимость в производственной деятельности, быстро принимать решения и не нести затрат на возвращение средств. 110

Однако довольно часто собственные средства предприятия не могут покрыть всей потребности в финансировании, и тогда привлечение внешних источников является единственной возможностью развивать компанию. 110

Разделение внешних источников финансирования на заемный и привлеченный капитал также делается не случайно: 110

-заемный капитал - это, как правило, банковские кредиты, возвращение которых происходит за счет всех активов предприятия, при этом банки не контролируют процесс использования кредитных средств; 110

- привлеченный капитал - это, как правило, инвестиции, возврат которых должен происходить только за счет реализации конкретной бизнес-идеи, под которую они были привлечены, и их использование проходит под контролем инвестирующей структуры. 110

4.4. Анализ влияния внедрения мероприятий на экономические показатели НГДУ «Бавлынефть» 112

4.4.1. Анализ влияния внедрения потокоотклоняющих технологий на объем добычи нефти 112

4.4.2. Анализ влияния внедрения потокоотклоняющих технологий на себестоимость добычи нефти 113

4.4.3. Сопоставление технико-экономических показателей НГДУ «Бавлынефть» до и после внедрения мероприятий 114

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 117

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 121

2. Отчет об устойчивом развитии и социальной ответственности за 2010 год, стр.25 121

14. Маруз И.И., Шапиро В.Д. Управление проектами. – 6-е издание- М.: издательство «Омега-Л», 2010 -960с. 122

16. Ример М.И. Экономическая оценка инвестиций / Под ред. М. Римера. 3-е изд., перераб. и доп. (+CD с учебными материалами). — СПб.: Питер, 2009. — 416 с. 122

20. Храмцов Р.И., Храмцова Н.А. Экономика организации (предприятия)/ Н.А. Сафронов – Омск:СибАДИ Экономисть, 2010. - 156 с. 123

ПРИЛОЖЕНИЯ 124