Обстоятельства, исключающие преступность деяния

В НГДУ «Лениногорскнефть» затраты зависящие от деятельности НГДУ составили 4472167 тыс.руб. Из них на сырье и основные материалы затрачено 451006 тыс.руб., что на 111,9% больше чем в прошлом году. Затраты на вспомогательные материалы составили 187997 тыс. руб., что на 79,5% меньше, чем в прошлом году. Затраты на электроэнергию в 2006 году составили 479112 тыс. руб., что на 115,6% меньше чем в прошлом году. Затраты на топливо в 2006 году составили 50777тыс.руб, что на 101,2% меньше, чем в прошлом году. Расходы на оплату труда в 2006 году составили 690804 тыс.руб., что на 108% меньше, чем в прошлом году. Затраты на транспортные услуги составили 832463 тыс. руб. что на 91,9% меньше, чем в прошлом году. Затраты на услуги связи в 2006 году составили 661 тыс. руб., что на 62,9% меньше, чем в прошлом году.

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА РОСТ ПРИБЫЛИ ПРОИЗВОДСТВА

4.1 Расчет экономической эффективности мероприятий направленных на:

1)     Увеличение объема производства

В НГДУ «Лениногорскнефть» в разработке находится большое количество скважин с низкой рентабельностью. Нагнетаемая в пласт вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым прослоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях зон. Целью технологии использования сил гравитации является повышение коэффициента нефтеизвленчения, что в свою очередь ведет к увеличению объемов производства за счет повышения охвата пласта заводнением и на этой основе увеличения извлекаемых запасов нефти при одновременном снижении отбора попутной воды.

База сравнения и методика определения экономического эффекта.

Для расчета экономического эффекта от использования технологии за базу сравне­ния принимается ныне существующая технология эксплуатации скважин.

Экономический эффект от внедрения данного мероприятия получается за счет дополни­тельной добычи нефти и определяется согласно РД 39-01106-000-89 «Методические реко­мендации по комплексной эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно­технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

Эt = Pt - 3t , где

Эt - экономический эффект от внедрения мероприятия, который формируется за счет реализации дополнительной добычи нефти и снижения добычи попутной пластовой воды; Pt - результаты осуществления мероприятия (выручка от реализации дополнительно добытой нефти);

3t - затраты на осуществление мероприятия (эксплуатационные расходы на дополни­тельную добычу нефти, внедрение технологии, налоги в бюджеты).

Расчет экономического эффекта представлен в приложении 3.

2)                      Увеличение межремонтного периода(МРП) с помощью скважинного насоса(делителя фаз).

Одним из осложнений эксплуатации высокообводненного фонда скважин является образование в их стволе стойких высоковязких эмульсий. Интенсивное перемешивание обводненной продукции в подземном оборудовании и ее эмульгирование является причиной увеличения вязкости в десятки раз. Наиболее напряженные условия для оборудования создаются при обводненности продукции в интервале 45-75 %. По мере роста вязкости эмульсии происходит значительный рост амплитуды нагрузок на штанги.

Одним из результатов мероприятия является разработка входного устройства для поочеродной подачи на прием насоса нефти и воды. Устройство устанавливают в скважине под насосом. Применение устройства позволяет жидкостям не перемешиваясь подняться на некоторую высоту. Эмульсия начинает образовываться в верхней части колонны труб. Это снижает ее отрицательное влияние на работу оборудования.

Проведенные испытания показали снижение амплитуды нагрузок на штанги. Более благоприятные условия работы оборудования позволяют сократить число подземных ремонтов.

2. База сравнения и методика расчета экономического эффекта

Для расчета экономического эффекта от применения рекомендуемой технологии за базу сравнения принята существующая технология эксплуатации таких же обводненных скважин штанговыми насосами без входного устройства для поочередной подачи на прием насоса нефти и воды.

Экономический эффект рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

Эt = P t – З t, где

Р t – стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия;

Зt  – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия

Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия состоит из экономии  затрат за счет сокращения количества подземных ремонтов скважин и снижения недоборов нефти.

Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия складывается из затрат на приобретение  входного устройства. Расчет технико-экономической эффективности представлен в приложении 4.

3) Увеличение среднего дебита скважин

ОАО «Татнефть» ведет разработку 75 нефтяных месторождений, в т.ч. двух ме­сторождений сверхвязкой нефти (Ашальчинское, Мордо-Кармальское).

Компания в последние 7 лет ежегодно наращивает объемы добычи. В 2007 г. добыто 25,74 млн. т нефти, сверх плана - 390,6 тыс. т.

Основные факторы роста добычи нефти:

1. Геолого-технические мероприятия по обеспечению добычи в 2007 г. выпол­нены со значительным превышением по вводу новых скважин (+80 скв.), вводу под закачку (+32 скв.), технологиям МУН (+105 скв.).

2. Применение новых технологий (бурение ГС, БГС, МЗС; гидроразрыв пласта; внедрение установок ОРЭ).

3. Снижение налоговой нагрузки в соответствии с Федеральным законом о дифференциации НДПИ для выработанных месторождений. За счет средств, полу­ченных в результате дифференциации НДПИ, была выполнена дополнительная про­грамма ГТМ на 300 тыс. т годовой добычи.

В результате использования геолого-технических мероприятий в 2007 г. сред­несуточный дебит скважин увеличился до 4,3 т/сут. при аналогичном показателе за 2006 г. - 4,1 т/сут. Регулирование отборов и совершенствования заводнения позво­лили сохранить обводненность на уровне 2006 г. - 83,2%.

В 2007 г. за счет третичных методов МУН и гидродинамических методов допол­нительно добыто 11 500 тыс. т нефти.

В 2007 году в целом по холдингу ОАО «Татнефть» обеспечен прирост запасов нефти по категории д+в+а в объеме 36,3 млн.т, собственно по ОАО «Татнефть» 31,7 млн.т, (это 123% к фактической добыче). Планируется обеспечение ежегодно­го прироста запасов 28 млн. т до 2012 года.

В последние годы в ОАО «Татнефть» усиливается применение интенсивного варианта нефтедобычи, который заключается в выполнении комплекса новых тех­нологий воздействия на пласт, расширенного применения ГТМ в добывающих сква­жинах. На 2008-2012 гг. планируется установить стабильный план добычи нефти по ОАО «Татнефть» на уровне 25,4 млн. т. Основной объем ГТМ по обеспечению плана добычи нефти включает бурение, ввод новых скважин и КРС на существующем фон­де скважин.

За счет средств, высвобождаемых по Закону о дифференциации НДПИ, плани­руется проведение дополнительных геолого-технических мероприятий, которые обеспечат ежегодную добычу нефти на уровне 250-300 тыс. т нефти.

4)Сокращение потребления энергоресурсов

Сокращение потребления энергоресурсов  в НГДУ «Лениногорскнефть» осуществляется за счет технологии подачи нефти и воды на прием скважинного насоса. Применение данной технологии позволяет  снизить пиковые значения тока на моторе электродвигателя. Более благоприятные условия работы оборудования позволяет снизить количество потребляемой энергии.

Расчет экономической эффективности представлен в приложении 4.

4.2 Анализ влияния предлагаемых мероприятий на увеличение прибыли и рентабельности производства

Проанализировав предлагаемые мероприятия, можно сделать вывод, что рентабельность производства по технологии с использованием сил гравитации составила 39,82%. Чистая прибыль составила 8392,13 тыс. руб. Прибыль от внедрения устройства для подачи воды составила 3347,1 тыс.руб.  Таким образом, издержки на потребление энергии сократились, средний дебит скважин увеличился.

Являясь высокотехнологичной современной компанией ОАО «Татнефть» особое внимание уделяет разработке и внедрению новой техники. В соответствии с бизнес-планом «Стабилизация добычи нефти в ОАО «Татнефть» за счет ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин, оборудованных цепными приводами», получено налоговых льгот на сумму 76 млн. руб. Наибольшая эффективность применения цепных приводов отмечается на скважинах с высоковязкой нефтью и осложненных образованием эмульсии, что в результате позволило увеличить межремонтный период работы таких скважин в 1,3 раза, достичь снижения удельных энергозатрат на подъем сырья в среднем на 15% по сравнению с серийным станком-качалкой.

Расширены объемы внедрения и область применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации(ОРЭ) пластов в скважинах. В настоящее время системой ОРЭ оборудованы 194 скважины. Дополнительная добыча нефти с начала эксплуатации составила 214,2 тыс. тонн, средний прирост дебита на скважину- 3,7 т/сут.

Показатель межремонтного периода работы скважин, являясь одним из самых высоких среди вертикально интегрированных компаний России, на сегодняшний день достиг 873 суток, увеличение по сравнению с предыдущим годом более чем на 60 суток.

В 2007 году в системе учета и взаимоотношениях с энергосберегающей организацией произошли значительные изменения. За счет применения почасового планирования на сутки вперед  и закупки электроэнергии на розничном рынке по свободным ценам, экономический эффект по оплате электроэнергии составил 54 млн. руб. ОАО «Татнефть» является первым и пока единственным в Татарстане по применению данных технологий. Тарифы на электроэнергию в прошедшем году выросли более чем на 30%, в связи с этим выполнению энергосберегающих мероприятий уделялось особое внимание. В целом, в рамках программы энергосбережения в отчетном году было сэкономлено более 290 тыс. тонн условного топлива по всем видам энергоресурсов. Удельный расход электроэнергии на добычу 1 тонны нефти снижен на 1,3%.

Объем реализации продукции и услуг для сторонних предприятий в 2007 году увеличился на 14%. Торгово-техническим домом в минувшем году было реализовано продукции на сумму 1,8 млрд. руб., что в 1,2 раза превышает уровень предыдущего года.

ГЛАВА 5. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Задача 1

Таблица 5.1

Исходные данные