2357

СУ-1 системы управления (автоматические) технологическими объектами (установками);

СУ-2 системы управления цехами;

СУ-3 структурными единицами (предприятиями);

СУ-4 системы управления производственными объединениями. Системы управления СУ-0 и СУ-1 выполняют функции автоматиза-

ции технологических процессов: измерение технологических параметров; управление агрегатами. На этих уровнях управления осуществляется автоматическое сведение балансов ресурсов, необходимых для ведения технологических процессов и фактически расходуемых путём автоматического регулирования заданных значений технологических параметров: температуры, уровня, уровня раздела фаз, расхода и соотношения расходов материальных потоков, а также качественных показателей материальных потоков. При этом экономия ресурсов получается за счёт более точного сведения баланса ресурсов на основе средств автоматизации. Выполняемые на этих уровнях управления функции аварийного отключения и автоматической диагностики оборудования позволят получить экономию за счёт сокращения времени простоя оборудования и стоимости ремонтных работ; функции автоматического включения резерва и самозапуска насосных агрегатов при кратковременных отключениях электроэнергии позволяют получить экономию трудозатрат и увеличить коэффициент эксплуатации оборудования; функции оперативного контроля состояния оборудования позволяют через функции управления верхнего уровня уменьшить время простоя и сократить трудозатраты и транспортные расходы за счёт расшифровки причин остановок оборудования, а также путём функций интеллектуального анализа возникшей ситуации, подсказок по действиям технологическому персоналу и ведению информационной базы. Системы управления СУ-2, СУ-3, СУ-4 выполняют функции: сбора и обработки информации с систем управления с систем нижнего уровня; учёта и контроля состояния оборудования, технологических режимов и выполнения плановых заданий; расчёта оптимальных режимов, работы агрегатов, установок, сетей и их реализации техническими средствами СУ-0 и СУ-1; расчёта оптимального режима разработки месторождения, текущего плана производства и плановых заданий по объектам, цехам и предприятию, обеспечивающих оптимальное использование капитальных вложений, материальных, энергетических и трудовых ресурсов; управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования; управление всеми видами ресурсов; ведение плановых, учётных и отчётных документов. Выполнение этих функций даёт экономию за счёт автоматизации управления всеми видами ресурсов и оптимизации процесса разработки месторождения и технологических режимов. Отметим, что если полученная информация или решаемая функция не имеет обратной связи через объект, т.е. на основе принятых решений не

220

осуществляется воздействие на объект с помощью ресурсов, или не контролируется результат воздействия, то такая автоматизация экономического эффекта не даёт, и, как правило, является бесполезной и от ее применения невозможно будет получить выгод.

По участию в производственной цепочке выделяют мероприятия, направленные на повышение эффективности работы:

в добыче нефти и газа;

подготовке нефти и транспортировке нефти и газа;

ремонте скважин;

строительно-монтажных работах;

утилизации бытовых отходов;

прочих (транспортировке, обслуживании производственного про-

цесса).

Для каждого нефтегазодобывающего предприятия классификация по данному признаку будет основываться на собственной организационной структуре.

Кмероприятиям ресурсосберегающего типа относятся мероприятия, направленные на рациональное использование:

водных ресурсов (сокращение использования пресной воды на технологические нужды);

земельных ресурсов (сокращение отвода земельных угодий под строительство скважин и обустройство нефтяных месторождений, а также их возврат землепользователю после рекультивации);

нефтяных (сохранение потерь углеводородов в процессе добычи, хранении и транспортировки нефти) [62, 63].

Кмероприятиям мало-безотходных производств относятся такие, которые [49]: полностью соответствуют экологическим нормативам; направлены на повышение полноты и комплексности переработки сырья и отходов добычи нефти и газа.

Мероприятия, направленные на улучшение экологической ситуации, включают такие, которые направлены на обеспечение предельнодопустимых нормативов ПДВ и ПДС [44], к ним относятся: ремонтноизоляционные работы; устранение негерметичности эксплуатационных колонн; исследование технического состояния скважин; перевод скважин на использование по другому назначению; замена и капитальный ремонт резервуаров, нефтепроводов и водоводов. Для экономической оценки этих природоохранных мероприятий пользуются коэффициентом соответствия экологическим требованиям.

К мероприятиям, связанным со снижением техногенного и экологического риска, относятся: мероприятия, связанные с увеличением надежности работы нефтепромыслового оборудования (повышение межремонт-

221

ного периода работы скважин, снижение аварийности трубопроводов, увеличение срока службы резервуаров). Такие мероприятия должны формироваться с учетом фактора экологического риска и сертификации производства по экологическому принципу.

4.3. Особенности оценки экономической эффективности технико-экономических мероприятий в нефтегазодобывающем предприятии

При оценке экономической эффективности технологических мероприятий в НГДП необходимо учитывать следующие особенности. Во-первых, как правило, оценка экономической эффективности проводится при решении вопроса о целесообразности реализации техникоэкономических мероприятий на действующем предприятии. В связи с этим необходимо учитывать сравнительные оценки эффективности работы предприятия «с проектом» и «без проекта». Формирование варианта «без проекта» в нефтедобыче требует прогнозирования основных показателей предприятия с учетом изменения геолого-промысловых характеристик. Вовторых, проведение экономической оценки эффективности техникоэкономических мероприятий необходимо проводить с учетом влияния реализации программы на значение интегральных показателей эффективности деятельности НГДП. В-четвертых, при оценке технико-экономических мероприятий необходимо учитывать специфические научно-технические риски.

В НГДП технико-экономические мероприятия реализуются, как правило, на действующих предприятиях. При оценке их эффективности следует учитывать следующее:

возможное влияние реализации технико-экономических мероприятий на технико-экономические и финансовые показатели предприятия в целом;

возможность использования для реализации мероприятия основ-

ных фондов, материальных запасов и трудовых ресурсов, имеющихся на предприятии.

При оценке эффективности комплекса технико-экономических мероприятий рассматриваются:

­предлагаемое или реализуемое решение научно-технической проблемы;

­техническое средство, технология, их характеристики;

­характеристики потенциально возможных и/или имеющихся прогрессивных вариантов решения технологической проблемы, включая инновационные задачи, приобретение техники, органи-

222

зацию производства на основе лицензий или совместного производства;

­характеристики затрат и результатов в динамике по рассматриваемым вариантам решения проблемы производства;

­объемы вложений;

­внешние экономические условия: цены на продукцию на рынках сбыта, налоговая система (налоги, отчисления, платежи, способы

их изъятия, ставки, льготы), кредитно-финансовая система (проценты по кредитам, вкладам), нормы амортизационных отчислений, квота продаж на свободном рынке и др.

Реализация технологических мероприятий влияет на следующие основные показатели деятельности предприятия:

•расходные нормы потребляемых материалов и энергии;

•объем выпускаемой продукции;

•производительность труда;

•численность работающих;

•себестоимость продукции;

•балансовую прибыль;

•фондоотдачу;

•рентабельность и др.

Основные средства, временно используемые при реализации мероприятия, учитываются:

а) по остаточной стоимости на момент начала их использования путем включения их в единовременные затраты;

б) в случае аренды основных фондов арендная плата за время их использования включается в текущие затраты.

Капиталовложения и эксплуатационные затраты по техникоэкономическим мероприятиям определяются в соответствии с их назначением, параметрами, объемами внедрения. В нефтедобыче, при применении методов воздействия на нефтяные залежи, расчет капитальных и текущих затрат осуществляется в соответствии с «Методикой экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений», включенной в Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [34]. Во многих случаях для определения капитальных вложений целесообразно учитывать всю структуру капитальных затрат по отдельным объектам с выделением стоимости оборудования и строительномонтажных работ, которые определяются на основе фактических данных по аналогии. Капитальные вложения по новой технике для эксплуатации, ремонта, освоения, исследования скважин, для поддержания пластового давления, применения методов повышения нефтеотдачи и т.д. опре-

223

деляются на основе цены на приобретаемое оборудование, транспортноскладских расходов и затрат на его монтаж.

Дополнительные затраты при реализации многочисленных методов воздействия на призабойную зону скважин, осуществляемых без капитальных затрат за счет текущих издержек на добычу нефти, учитываются в себестоимости добычи нефти в соответствии с количеством проведенных скважино-операций. Если проведению мероприятий предшествовали НИОКР, то затраты по ним учитываются (в той или иной доле) как единовременные. Расчет эксплуатационных затрат в нефтедобыче по вариантам новой техники и технологических процессов осуществляется с учетом положений «Инструкции по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа» [48]. Для расчетов эффективности мероприятий с непродолжительным (1 2 года) технологическим эффектом (различные методы воздействия на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.) используют плановую или отчетную (при расчете фактического эффекта) калькуляцию себестоимости добычи нефти с ее статьями и расшифровками к ним.

При оценке эффективности внедрения нового оборудования с длительными сроками службы плановыми показателями невозможно воспользоваться из-за их отсутствия на этот период. Если внедрение нового оборудования приводит лишь к уменьшению (экономии) текущих издержек без увеличения объема добычи нефти, то эффект вычисляют по вариантам в виде разницы в этих затратах. В случае дополнительной добычи нефти и, соответственно, появления дополнительной выручки от ее реализации требуется произвести расчет на длительную перспективу не только изменяющихся по вариантам текущих издержек на эксплуатацию оборудования, но и полной себестоимости добычи нефти, с учетом затрат по всей технологической цепочке до врезки в магистральный нефтепровод.

Налоги определяются на основе действующего налогового законодательства (налоговой ставки, налогооблагаемой базы). Для определения налогов, налогооблагаемой базой которых является фонд оплаты труда, необходимо его определение в начальном году расчета базового варианта. Удельный вес фонда оплаты труда в общих текущих издержках принимается равным доле фонда оплаты труда в издержках в целом по предприятию. Для расчета налога на имущество в базовом варианте необходимо определить остаточную стоимость скважин и прочих основных фондов на начало первого расчетного года. Этот показатель можно определить на основе остаточной стоимости скважин и прочих основных фондов в целом по предприятию пропорционально доле добычи нефти базового варианта в общем объеме добычи по предприятию. При отсутствии такой информации расчет остаточной стоимости на начало первого расчетного года в базовом варианте можно выполнить на основе балансовой стоимо-

224

сти скважин и прочих основных фондов по базовому варианту, определив последнюю обратным счетом по сумме амортизационных отчислений и норм амортизации. При переходе от балансовой стоимости к остаточной следует использовать коэффициенты износа по скважинам и прочим основным фондам на начало первого года расчета в целом по предприятию. При этом по замещаемой технике коэффициент износа принимается на начало первого года расчета равным нулю.

Эффективность технико-экономических мероприятий на нефтегазодобывающем предприятии рекомендуется оценивать по приростному методу. Этот метод позволяет установить является ли мероприятие выгодным для предприятия.

Расчет по предприятию в целом осуществляется путем сопоставления вариантов развития предприятия «с внедрением» мероприятия и «без внедрения». Сначала формируется вариант «без внедрения», в результате которого прогнозируются денежные потоки по предприятию в целом без учета реализации мероприятия.

Исходной информацией о действующем предприятии для формирования варианта «без внедрения» должна служить следующая:

1)отчетные балансы и исчисляемые на их основе финансовые показатели предприятия за последние отчетные периоды;

2)объемы продаж и выручки от реализации;

3)операционные издержки по статьям затрат, платежи и налоги, относимые на себестоимость продукции и финансовые результаты;

4) балансовая и остаточная стоимость основных производственных фондов;

5)объем и структура текущих активов и пассивов, условия взаиморасчетов за поставляемые и приобретаемые товары и услуги;

6)объемы капитальных вложений, без учета затрат на оцениваемое мероприятие.

В нефтедобыче формирование варианта «без мероприятия» предполагает получение информации об основных технико-экономических показателях нефтедобычи за расчетный период по объекту внедрения: объем добычи нефти, объем добычи жидкости, количество добывающих и нагнетательных скважин и т.п. Эти данные необходимы для определения выручки, текущих затрат и налогов. Эффектообразующими факторами при реализации технологического мероприятия являются прирост продукции, сокращение эксплуатационных расходов, сокращение капитальных вложений, сокращение штрафов за загрязнение окружающей среды и др.

Затем формируются технико-экономические показатели предприятия по варианту, учитывающему внедрение технико-экономических мероприятий. При этом необходимо учитывать следующее:

225

Прирост чистого дисконтированного дохода:

где ЧДД прирост дисконтированного потока реальных денег за счет внедрения нового варианта по сравнению с базовым за расчетный период Т;

ПДДt прирост дисконтированного потока денег в году Т;

ПЧБt , ПЧНt чистая прибыль (прибыль после уплаты налогов) от реализации продукции соответственно в базовом и новом вариантах в году Т;

АБt , Анt, амортизационные отчисления на реновацию соответственно в базовом и новом вариантах в году Т;

ВБt, Внt вложения соответственно в базовом и новом вариантах в году Т; ЕБ, Ен ставка дисконтирования соответственно в базовом и новом ва-

риантах в году Т; Т период расчета; t год расчета.

Оценка влияния технико-экономических мероприятий на показатели деятельности нефтегазодобывающего предприятия (ее подразделений) основывается на сравнении притоков и оттоков денежных средств по каждому мероприятию, намеченному к реализации или уже осуществляемому, и замещаемым технике, технологическому процессу, материальному ресурсу и т.д. в базовом варианте.

Втабл. 4.2 показаны возможные притоки и оттоки денежных средств

ввиде разности показателей по вариантам с использованием мероприятий и без использования их.

Таким образом:

П= П1+ П2 + П3; О= О1+ О2 + О3;

ПД= ( П1+ П2) ( О1+ О2);

СД = П – О = ( П1+ П2 + П3 )– ( О1+ О2 + О3),

где П, П1, П2, П3 притоки денег соответственно общий, в инвестиционной сфере, операционной и финансовой сферах; О, О1, О2, О3 оттоки денег соответственно общий, в инвестиционной, операционной и финансовой сферах; ПД поток денег; СД сальдо денег.

227

Таблица 4.2

Денежные потоки за счет осуществления технико-экономических мероприятий (в сравнении с базовым вариантом)

III.Финансовая сфера

1.Превышение амортиза- 1. Платежи по аренде привлекаемых основных фондов ционных отчислений по сравнению с базовой техникой (технологией) А

1.Собственный капитал 1. Уплата процентов по кредитам Пкр. (прибыль, амортизац. отчисления, акции и др.) Ксоб.

2.Краткосрочные кредиты 2. Погашение задолженности по кредитам Зкр

228

4.4. Моделирование и оптимизация механизма формирования программ повышения эффективности работы нефтеперерабатывающего предприятия

Для нефтегазодобывающей отрасли характерно не только постепенное истощение запасов нефти в процессе эксплуатации, но и устойчивая тенденция к снижению годовых объемов добычи по каждому месторождению и рост эксплуатационных затрат, вызванных ухудшением условий деятельности производства. Для обеспечения стабилизации НГДП планируется реализация геолого-технических и организационно-технических мероприятий, направленных на изменение параметров нефтепромысловых установок и объектов (мощности, производительности и глубины спуска подземного оборудования, пропускной способности системы наземных коммуникаций, гидродинамического сопротивления призабойной зоны и т.п.). При планировании программ повышения эффективности НГДП важным моментом является правильный выбор комплекса мероприятий, включение которых должно обеспечивать максимизацию эффективности производства при минимальных затратах на их осуществление.

Первоочередной задачей при формировании программ является определения основных проблем предприятия, выбор приоритетных направлений его развития и повышения эффективности. Рассмотрим возможности использования предложенного механизма формирования программ на примере НГДП Урало-Поволжья, которое разрабатывает месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации. При анализе производст- венно-хозяйственной деятельности НГДП было выявлено качественное ухудшение сырьевой базы.

229