Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
4.2 Анализ
себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ «Туймазанефть»
Себестоимость
продукции отражает величину текущих затрат имеющих производственный некапитальный
характер, обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии. Она
представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства
природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов,
трудовых ресурсов и других затрат на производство и реализацию продукции.
В таблице 33
представлена себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год.
Таблица 33. Себестоимость
добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год
Статья затрат
|
Всего затрат, тыс. руб.
|
Затраты на одну тонну нефти, руб.
|
В том числе
|
Условно-постоянные расходы, руб.
|
Условно-переменные расходы, руб.
|
1 Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти
|
66985
|
73,28
|
39,57
|
33,71
|
2 Расходы по искусственному воздействию на пласт
|
125177
|
136,94
|
34,24
|
102,70
|
3 Основная зарплата производственных рабочих
|
18575
|
20,32
|
20,32
|
-
|
4 Отчисления на социальные нужды
|
6545
|
7,16
|
7,16
|
-
|
5 Амортизация скважин
|
21829
|
23,88
|
23,88
|
-
|
6 Расходы по сбору и транспортировке нефти
|
84728
|
92,69
|
52,37
|
40,32
|
7 Расходы по технологической подготовке нефти
|
32597
|
35,66
|
24,75
|
10,91
|
8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
|
573899
|
627,83
|
627,83
|
-
|
9 Цеховые расходы
|
18657
|
20,41
|
20,41
|
-
|
10 Общепроизводственные расходы
|
135022
|
147,71
|
147,71
|
-
|
11 Прочие производственные расходы
|
22340
|
24,44
|
1,01
|
23,43
|
– на содержание дорог
|
841
|
0,92
|
-
|
0,92
|
– плата за землю
|
20549
|
22,48
|
-
|
22,48
|
– плата за выброс вредных веществ
|
27
|
0,03
|
-
|
0,03
|
– плата за воду
|
923
|
1,01
|
1,01
|
-
|
Производственная себестоимость:
|
|
|
|
|
– валовой продукции
|
1106354
|
1210,32
|
999,25
|
211,07
|
– товарной продукции
|
1098643
|
1210,36
|
-
|
-
|
Цена
реализации нефти НГДУ в 2003 году составляла 1725 руб./т, действующий фонд
скважин на 01.01.2004 года – 1341 скважина.
Валовая
продукция НГДУ за 2003 год составила 914,1 тыс. т нефти, товарная продукция –
907,7 тыс. т нефти. Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов в
себестоимости нефти составили 82,6% и 17,4% соответственно.
Таким
образом, полная себестоимость одной тонны товарной нефти в НГДУ «Туймазанефть»
за 2003 год составляет 1210,36 рубля.
Основной
задачей НГДУ в ситуации, когда рентабельность разработки месторождений
находится на низком уровне, является уменьшение себестоимости продукции. Это
достигается путем увеличения объемов производства и реализации, либо уменьшением
затрат по отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшие
затраты.
Ввиду
истощения запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ, и отсутствия
воспроизводства минерально-сырьевой базы, говорить о значительном наращивании
производства на данном уровне развития техники и технологий не приходится.
Проанализировав
статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связаны
содержанием и эксплуатацией оборудования (51,8%), с искусственным воздействием
на пласт (11,3%), общепроизводственными расходами (12,2%), расходами на
электроэнергию по извлечению нефти (6,1%) и с расходами по сбору и
транспортировке нефти (7,7%).
Также в
себестоимости значительна доля условно-постоянных затрат, не зависящих от
объема производства. Снижение условно-постоянных затрат – основное направление
снижения себестоимости продукции.
4.3
Определение экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине
Оценка
экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для
каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью
мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет
денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважин, покрывать
ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки
возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по
ним, а также некоторый чистый текущий доход.
Экономическая
целесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системой
показателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых в
рыночной экономике при принятии инвестиционных проектов.
Для оценки
экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие
основные показатели эффективности:
– чистый
поток денежных средств;
– аккумулированный
поток денежных средств;
– чистый
дисконтированный доход;
– внутренняя
норма доходности;
– период
окупаемости капитальных вложений;
– индекс
доходности.
Каждый из
перечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуривание
боковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическую
эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей.
К реализации
могут быть приняты только те мероприятия, у которых:
– чистая
настоящая стоимость больше нуля;
– индекс
прибыльности не меньше единицы;
– внутренняя
ставка рентабельности больше ставки дисконтирования;
– срок
окупаемости минимален.
4.3.1
Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине
1 Выручка от
реализации продукции.
В=Цн·Qн, (42)
где В-выручка
от реализации нефти, добытой из бокового ствола, тыс. руб.;
Цн – цена реализации без
НДС, тыс. руб./т;
Qн – объем добычи нефти из
бокового ствола, тыс. т.
2
Эксплуатационные затраты на добычу нефти.
Эксплуатационные
затраты рассчитываются в соответствии с нормативами текущих затрат и объемными
технологическими показателями, представленными в таблицах 34 и 35. Нормативы
эксплуатационных затрат рассчитываются на основе калькуляции затрат на добычу
нефти за период (квартал), предшествующий планируемым технологическим
показателям (таблица 33).
2.1 Затраты
на энергию по извлечению нефти.
Зэ=Nн·Qн, (43)
где Nж – удельный норматив
условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти, руб./т;
Qн – объем добычи нефти,
тыс. т.
2.2 Затраты
на закачку воды.
Зппд=Nппд·Qн, (44)
где Nппд – удельный норматив
условно-перемнных затрат на закачку воды, приходящейся на 1 тонну добычи нефти,
тыс. руб./т;
Qн – объем добычи нефти,
тыс. т.
2.3 Затраты
на сбор и транспорт нефти.
Зт=Nт·Qн, (45)
где Nт – удельный норматив
условно-переменных затрат на сбор и транспорт нефти, тыс. руб./т.
2.4 Затраты
на технологическую подготовку нефти.
Зп=Nп·Qн, (46)
где Nп – удельный норматив
условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, тыс. руб./т.
2.5 Затраты
на содержание и обслуживание оборудования.
Зс=Nс·n, (47)
где Nс – удельный норматив
затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв;
n – количество действующих
скважин на 01.01.2004 года.
2.6
Общехозяйственные расходы.
Зх=Nх·n, (48)
где Nх – удельный норматив
общехозяйственных расходов, приходящихся на одну скважину, тыс. руб./скв.
2.7 Суммарные
текущие затраты.
З= Зэt+ Зппд+ Зт+
Зп+ Зс+ Зх (49)
3 Налоги и
платежи, входящие в себестоимость.
3.1 Налог на
пользование природными ресурсами.
Нр=hр· Qн, (50)
где hр – ставка налога на
пользование природными ресурсами (340 руб./т).
3.2
Социальные отчисления.
Нс=ЗПср·12·Ч·n·hс, (51)
где ЗПср
– среднемесячная зарплата работников, тыс. руб.;
12 – количество месяцев в
году;
Ч – удельная численность
работников, чел./скв;
n – количество скважин с
БС;
hс – ставка налога (36,5%).
3.3 Плата на
содержание дорог.
Пд=hд· В, (52)
где hд – ставка налога (0,1%).
3.4 Прочие
отчисления.
Пп=hп·Фскв, (53)
где hп – суммарная ставка
прочих отчислений (1,13%);
Фскв – стоимость скважины с
БС, тыс. руб.
3.5 Всего
платежей и налогов.
Н= Нр+
Нд+ Нп+ Нс, (54)
4 Суммарные
текущие затраты с налогами и платежами.
З1=
З+ Н (55)
5 Амортизация
основных фондов (скважины).
, (56)
где Фскв
– стоимость скважиы с БС, тыс. руб.;
На – годовая норма
амортизации (6,7%).
Амортизация
включается в состав затрат на добычу только для определения налогооблагаемой
базы, а при формировании потока денежных средств не учитывается.
6 Всего
затрат.
З2= З1+А (57)
7 Прибыль от
реализации.
Прибыль от
реализации – это совокупный доход предприятия, который определяется как разница
между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами,
включающими амортизационные отчисления и налоги, входящие в себестоимость, с
вычетом налога на добавленную стоимость.
Преал=В-З2 (58)
8 Балансовая
прибыль.
Пбал=Преал+Ппр+Пвр, (59)
где Ппр
– прочая прибыль, Ппр=0 руб.;
Пвр – внереализационная
прибыль, Пвр=0 руб.
9 Налог на
имущество.
Ним=hим·Фостt, (60)
где hим – ставка налога (2%);
Фостt – остаточная стоимость
основных фондов в t‑году, тыс. руб.
Фостt=Фосн-ΣАt, (61)
где Фосн
– стоимость основных фондов, тыс. руб.;
ΣАt – сумма амортизационных
отчислений скважин предшествующих периодов, тыс. руб.
10
Налогооблагаемая прибыль.
Пно=Преал-Ним (62)
11 Налог на
прибыль.
Нпр=hпр·Пно, (63)
где hпр – ставка налога (24%).
12 Чистая
прибыль.
Пч=Пно-Нпр (64)
13
Эффективность инвестиций.
13.1 Чистый
поток денежных средств.
Чистый поток
денежных средств является результатом притока и оттока реальных денег на каждом
шаге проекта (мероприятия).
Источником
притока денежных средств является выручка от реализации продукции. Отток
реальных денег – это издержки в составе себестоимости, налоги, отражающиеся на
финансовом результате, и инвестиции в мероприятие.
ЧПД=(Вt-Сt-Тt) – lt, (65)
где Вt – выручка от реализации
продукции в t‑году,
тыс. руб.;
Сt – издержки в составе
себестоимости в t‑году, тыс. руб.;
Тt – сумма налогов в t‑году, тыс. руб.;
lt – затраты на зарезку
бокового ствола, тыс. руб.
13.2
Аккумулированный поток денежных средств
Накопление
ежегодных значений чистого потока денежных средств образует аккумулированный
поток денежных средств.
(66)
13.3 Чистый
дисконтированный доход.
, (67)
где Зt* – затраты в году t без капвложений и
амортизации, тыс. руб.;
αt – коэффициент дисконтирования;
К – капитальные вложения,
тыс. руб.
13.4
Коэффициент дисконтирования.
, (68)
где Е
– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (норма дисконта), Е=0,1;
tр – первый год расчетного
периода, к которому приводятся стоимостные показатели.
13.5 Индекс
доходности.
Индекс
доходности (ИД) показывает, во сколько раз приведенный эффект превышает
приведенные капвложения.
(69)
Если ИД>1,
проект эффективен, если ИД<1 – проект неэффективен.
13.6 Срок
окупаемости.
Срок
окупаемости (Ток) – это период, начиная с которого все
затраты (капитальные и текущие), связанные с мероприятием, покрываются
суммарными результатами его осуществления.
Сначала
определяется сумма дисконтированных остатков денежных средств (накопленных
эффектов) – St. Из этого ряда последовательных значений
накопленных эффектов выбирают два, удовлетворяющих условию St<K<St+1.
(70)
13.7
Внутренняя норма доходности.
Внутренняя
норма доходности (ВНД) – это такая расчетная ставка нормы дисконта (Евнд),
при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капвложениям, т.е.
доход от инвестиций равен этим инвестициям и проект является окупаемым.
(71)
4.3.2
Расчет предполагаемого экономического эффекта по прогнозным данным эксплуатации
скважины
Исходными
данными для расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в
скважине №1554 являются прогнозные показатели работы скважины (таблица 34) и
удельные нормативы затрат на на добычу 1 тонны нефти (таблица 35). Стоимость
бурения бокового ствола в скважине №1554 составляет 2891,53 тыс. руб.
Таблица 34. Прогнозные
показатели эксплуатации скважины №1554
Год
|
Дебит нефти, т/сут
|
Годовая добыча нефти, т
|
Накопленная добыча нефти, т
|
2004
|
6,14
|
1778,13
|
1778,13
|
2005
|
4,79
|
1329,72
|
3107,85
|
2006
|
3,54
|
981,63
|
4089,48
|
2007
|
2,64
|
733,85
|
4823,33
|
2008
|
2,11
|
586,39
|
5409,72
|
2009
|
1,94
|
539,24
|
5948,96
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15
|