| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
МЕНЮ
| Дипломная работа: Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосовНа основании данных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукции индивидуально для каждой скважины. 6. Организационно-экономический раздел 6.1 Анализ динамики технико-экономических показателей Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице №6.1 Таблица №6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП» 6.2 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти. Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы. Скважины для проведения оптимизации. 1. скважина №721 (Э-80) Qж – 85 м3 перевод на Э-125 Qж – 130 м3 2. скважина №1059 (Э-50) Qж – 55 м3 перевод на Э-80 Qж – 86 м3 3. скважина №185 (Э-80) Qж – 88 м3 перевод на Э-160 Qж – 164 м3 4. скважина №763 (Э-125) Qж – 135 м3 перевод на Э-160 Qж – 155 м3 5. скважина №855 (Э-50) Qж – 73 м3 перевод на Э-80 Qж – 95 м3 6. скважина №867 (Э-25) Qж – 35 м3 перевод на Э-50 Qж – 60 м3 7. скважина №155 (Э-125) Qж – 138 м3 перевод на Э-160 Qж – 170м 3 Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут Таблица №6.2 Исходные данные
6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле: DQ(q) = Dq * T *Кэ * N, (6.1) где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут; Т – время работы скважины в течение года, сут; N – количество оптимизированных скважин, ед. Кэ – коэф-т эксплуатации скважин, ед. DQ2004 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т. Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле: DПт = DQ * Цн / Чп, (6.2) где DПт – повышение производительности труда, руб./чел.; DQ – прирост добычи, тн; Цн – цена одной тонны нефти, руб.; Чп – среднесписочная численность ППП, чел.; DПт = 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс. руб./чел. Также ведёт к увеличению фондоотдачи: DФо = DQ * Ц / Сопф, (6.3) где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб.); DФо – прирост фондоотдачи. DФо = 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб./тыс. руб. Снижение себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6): DС = Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (6.4) где Зпос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб.; Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс. т. DС = 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6–1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб./т. Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации: DПрреал = DQреал * (Ц – (с/с -DС)), (6.5) где DПрреал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.; DQреал – дополнительно реализованная нефть, т; Ц – цена реализации нефти (руб.); с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т; DС – снижение себестоимости нефти. DПрреал = 83,9 * (3379,2 – 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс. руб. Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия: DПрчист = DПрреал – Нпр, (6.6) где Нпр – величина налога на прибыль, руб.; DПрчист = 136698,2 – 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс. руб. И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс. руб. 6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия Расчет капитальных и текущих затрат Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ). Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%. Объём дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн. Цена за 1 тонну нефти равна 3379,2 руб. Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют. Количество оптимизированных скважин 2004 году 7 штук. Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года. Прирост выручки от реализации за год определим по формуле: DВ (Q) = DQ * Цн, (6.7) где DQ – объём дополнительной добычи нефти, тыс. руб.; Цн – цена 1 тонны нефти, тыс. руб. DВ (Q) = 83,9 * 3379,2 = 283514,88 тыс. руб. Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле: Иt = Идоп + Имер2, (6.8) где Идоп – затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб.; Имер – затраты на проведение мероприятия. DИдоп = DQ * с/с * дуп / 100, (6.9) где с/с – себестоимость нефти, руб./тонну; дуп – удельный вес условно-переменных затрат, %. DИдоп = 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс. руб. Затраты на проведение мероприятия определим по формуле: Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (6.10) где С1ГРП – стоимость одного ГРП, руб.; Nскв – количество скважин, ед. Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс. руб. Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят: И1 = 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс. руб.; Определяем величину налога на прибыль (Нпр). Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле: DПнал.обл. = DВ – DИ (6.11) где DВ-прирост выручки от реализации, тыс. руб.; DИ – текущие затраты, тыс. руб. DПнал.обл1 = 283514,88 – 77967,4 = 205547,5 тыс. руб.; DПнал.обл2 = 205547,5 тыс. руб.; DПнал.обл3 = 205547,5 тыс. руб. Нпр = DПнал.обл * Nпр / 100, (6.12) где Нпр – ставка налога на прибыль, % (принять 26%); DНпр1 = 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс. руб.; DНпр2 = 53442,3 тыс. руб.; DНпр3 = 53442,3 тыс. руб. Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости Прирост годовых денежных потоков (DДПt) рассчитывается по формуле: DДПt = DВt – DИt – Нt (6.13) DДП1 = 283514,88 – 77967,4 – 53442,3 = 152105,18 тыс. руб.; DДП2 = 152105,18 тыс. руб.; DДП3 = 152105,18 тыс. руб. Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями: ПДНt = DДПt (6.14) ПДН1 = 152105,18 тыс. руб.; ПДН2 = 152105,18 тыс. руб.; ПДН3 = 152105,18 тыс. руб. Накопленный поток денежной наличности определим по формуле: НПДН = å ПДН, (6.15) НПДН1 = 152105,18 тыс. руб.; НПДН2 = 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс. руб.; НПДН3 = 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс. руб.; Коэффициент дисконтирования – по формуле: at = (1 + Енп)-t, (6.16) a1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091; a2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264; a3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513. Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле: ДПДНt = ДПt * a, (6.17) ДПДН1 = 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс. руб.; ДПДН2 = 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс. руб.; ДПДН3 = 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс. руб. Чистая текущая стоимость – по формуле: ЧТСt = å ДПДНt, (6.18) ЧТС1 = 138278,82 тыс. руб.; ЧТС2 = 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс. руб.; ЧТС3 = 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс. руб.; Результаты расчёта сведены в таблицу №6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке №6.1. По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) – это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс. Таблица №6.3. Расчёт экономических показателей
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 |
ИНТЕРЕСНОЕ | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|