Влияние внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти (на примере НГДУ 'Елховнефть')

Влияние внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти (на примере НГДУ 'Елховнефть')

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет экономики и управления (или очно-заочный)

Кафедра «Экономика предприятий»

Выпускная квалификационная работа

Направление 080100 Экономика

Профиль «Экономика предприятий и организаций»

Тема: «Влияние внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти (на примере НГДУ «Елховнефть»)»

ВВЕДЕНИЕ

К текущему моменту основные нефтегазоносные провинции России вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Это требует от нефтяных компаний увеличивать энерговооруженность технологических процессов на своих предприятиях, что в свою очередь ведет к росту потребления электроэнергии и других энергоносителей.

Таким образом, доля энергетической составляющей в себестоимости производимой продукции неизбежно возрастает.

В дальнейшем энергетическая составляющая может еще увеличиться за счет роста обводненности, доли трудноизвлекаемых запасов и т.д.

Если в 1990-м году доля затрат на электроэнергию составляла 5-10%, то сегодня - 20% и более. К 2018 г. прогнозируется увеличение этой составляющей в структуре себестоимости нефти до 40%.

Даже если предположить, что в нефтяной отрасли аспекты, связанные с технологией и оборудованием, не изменятся в худшую сторону и останутся на текущем уровне, то планомерный рост тарифов на электроэнергию делает прогноз в 40% вполне обоснованным.

Так, в связи со стремительным ростом тарифов на электроэнергию для крупных нефтегазодобывающих компаний особенно актуальной становится задача экономии энергозатрат и особенную значимость приобретает внедрение энергосберегающих технологий.

Целью данной работы является оценка эффективности внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти в НГДУ «Елховнефть».

В связи с поставленной целью были определены следующие задачи данной работы:

дать характеристику производственной деятельности анализируемого предприятия и рассмотреть динамику основных технико-экономических показателей;

провести анализ энергетических затрат по технологической цепочке добычи нефти;

изучить структуру и динамику себестоимости добычи нефти;

рассчитать экономическую эффективность энергосберегающих технологий и оценить их влияние на себестоимость добычи нефти НГДУ «Елховнефть».

Предметом исследования данной работы является - влияние применения энергосберегающих технологий на себестоимость продукции.

Объектом исследования является - НГДУ «Елховнефть».

Данная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Первая глава работы посвящена рассмотрению теоретических и методологических основ мероприятий по снижению энергетических затрат в нефтедобыче.

Вторая глава предусматривает анализ деятельности предприятия НГДУ «Елховнефть».

Третья глава предусматривает оценку влияния мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти НГДУ «Елховнефть».

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

1.1 Отечественный и зарубежный опыт нефтяных компаний по снижению энергетических затрат в нефтедобыче

В последнее десятилетие вопрос эффективного энергопотребления стоит перед отечественной нефтегазовой отраслью особо остро, так как именно данный сектор экономики, обеспечивающий 10-12% мировой добычи нефти, является одним из самых больших потребителей энергоресурсов.

По данным специалистов, доля энергетических затрат в себестоимости продукции в России достигает 30-40%, что значительно выше, чем, например, в западноевропейских странах.

Внедрение программ энергосбережения и рационального использования ресурсов на предприятиях топливно-энергетического комплекса, которые занимаются добычей, подготовкой, транспортом и переработкой нефти и газа, привело к необходимости увеличения количества энергосберегающих разработок различных технологических процессов.

Известно, что самым энергоемким технологическим процессом на нефтедобывающих предприятиях является механизированная добыча нефти - на долю приводов скважинных насосов приходится до 60% всей потребляемой предприятием электроэнергии [3, с.15].

Снижение удельного потребления электроэнергии на добычу нефти возможно лишь при внедрении энергосберегающих технологий и оборудования.

В добыче - это оборудование скважин цепными приводами, контроллерами Lufkinautomation, применение технологии одновременно-раздельной добычи, эксплуатация скважин в периодическом режиме и др.

В РФ основным способом эксплуатации нефтедобывающих скважин является использование электроцентробежных насосов (ЭЦН), установки штанговых глубинных насосов (ШГН) также используются достаточно широко. При этом нужно отметить, что эксплуатация скважин при помощи ШГН является доминирующей в США.

Если еще 10-15 лет назад существовала точка зрения, что установки ШГН морально устарели и постепенно будут полностью вытеснены ЭЦН и винтовыми насосами, то новые разработки в области приводов ШГН позволили опровергнуть это мнение [4, с. 21].

Здесь следует отметить появление энергосберегающих цепных приводов ШГН с длиной хода до 9 м и низкой частотой качаний, а также так называемых «линейных приводов», которые отличаются компактностью и состоят практически только из электродвигателя (ЭД) и редуктора.

На федеральном уровне управления формирование законодательной базы в области рационального потребления энергетических ресурсов было направлено на разработку программ и законов об энергосбережении, стандартов по эффективному использованию энергетических ресурсов и целого ряда нормативных актов, инструкций и технических рекомендаций. Особое внимание в них было уделено ужесточению нормативов потребления топливно-энергетических ресурсов в различных отраслях и сферах деятельности, включая промышленность, строительство, жилищно-коммунальное хозяйство и т.д.

Так, например, в Дании, где до кризиса 1973 г. свыше 90% потребления нефти приходилось на системы теплоснабжения, а их общая потребность в энергоресурсах в структуре топливопотребления страны достигала 40%, в 1976 г. был принят Первый энергетический план, направленный на снижение зависимости национальной экономики от импорта углеводородного сырья. Заложенные в нем принципы организации энергетического комплекса страны получили свое дальнейшее развитие в последующих энергетических планах. Их реализация способствовала созданию уникальных систем централизованного и децентрализованного теплоснабжения, которые за период времени с 1972 по 1988 гг. обеспечили снижение затрат на отопление одного квадратного метра площади в 2 раза.

В Великобритании в 1985 г. был принят стандарт BS 8207 по эффективному использованию энергии в сфере строительства. Он используется при проектировании новых зданий, ремонте и обслуживании существующих зданий и помещений [3, с.23].

В Германии до сих пор действует постановление 1977 г. «Об энергосберегающей тепловой защите и энергосберегающих отопительных установках» (EnEV-2002), которым закрепляется уровень энергетических требований к зданиям по их отопительным параметрам и параметрам горячего водоснабжения. Это постановление является частью комплексной программы ужесточения требований по теплозащите зданий, отдельные разделы которой были положены в основу программ германского правительства 1977, 1982-1984, 1994 и 2001 г. в в области жилищно-коммунального хозяйства.

В Австралии и Новой Зеландии в 2000 г. был разработан стандарт AS/NZS 3598 по энергетическому аудиту, направленный на повышение эффективности использования энергии в промышленности и жилищно-коммунальном хозяйстве.

На уровне управления энергетикой основное направление повышения эффективности использования энергетических ресурсов было связано с развитием конкуренции в отрасли. Введение рыночных основ конкуренции значительно расширило возможности потребителей в выборе оптимальных условий энергопотребления. В настоящее время энергетические предприятия большинства развитых стран предлагают потребителям энергии широкий спектр различных вариантов энергоснабжения и оплаты предоставляемых услуг. Следует отметить, что условия для либерализации цен внутренних энергетических рынков на сегодняшний день уже созданы во многих странах мира, включая США, Германию, Великобританию, Ирландию, Швецию и Нидерланды. Всего же на 1 июля 2007 г. возможность свободного выбора поставщиков энергетических ресурсов получили потребители 27 стран-членов Евросоюза. Тем самым, у промышленных предприятий появились дополнительные возможности снижения величины энергетических затрат в себестоимости выпускаемой ими продукции [4, с.41].

На уровне управления промышленными предприятиями важнейшим направлением повышения энергетической эффективности производства становится энергетический менеджмент, который с конца 80-х и начала 90-х гг. XX века начал достаточно активно применяться в целом ряде стран. Его использование предполагает реализацию комплекса мероприятий, направленных на сокращение потребления всех видов энергетических ресурсов. Применение энергетического менеджмента на промышленных предприятиях предопределило необходимость формирования соответствующих стандартов, в которых отражены возможные направления действий и установлены мероприятия, способствующие их реализации. Разработка стандартов в области энергетического менеджмента была направлена на формирование нормативного обеспечения для выполнения его различных процедур. Так, например, в США в 1995 г. был разработан американский национальный стандарт ANSI/IEEE 739:1995, связанный с проведением работ в области энергетического менеджмента. Структура этого стандарта охватывает 8 разделов, среди которых первые три посвящены рассмотрению базовых вопросов для специалистов, занятых в области энергетики. Все последующие разделы стандарта рассматривают различные технические аспекты, включая менеджмент нагрузки, энергоменеджмент для двигателей, систем и электрооборудования, измерения для энергоменедмжента, энергоменеджмент для осветительных систем, когенерацию и т.д. В 2005 г. в США появился второй стандарт по энергетическому менеджменту ANSI/MSE 2000, область решаемых задач которого была существенно расширена. Идеологически он был направлен уже не только на снижение энергетических затрат на основе проведения различных технических мероприятий, но и на предотвращение неблагоприятного воздействия на окружающую среду, то есть, предполагал интеграцию мероприятий в области энергетического и экологического менеджмента.

В настоящее время во многих нефтегазодобывающих компаниях успешно внедряются проекты по автоматизации работы фонда добывающих скважин с применением контроллеров фирмы LufkinAutomation. Это обусловлено высокой стоимостью электроэнергии, истощением ресурсов нефтяных пластов, стремлением нефтяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал [5, с. 51].

Разработкой систем автоматизации для нефтедобывающей промышленности и контроллеров ШГН занимаются такие зарубежные фирмы как «LufkinAutomation» (США), «AutomationElectronics» (США), «InternationalAutomationResources» (США). Известны также отечественные разработчики, среди которых можно выделить НПФ «Экос» (Уфа), ГУПНН «Авитрон-Ойл» (Уфа), НПО «Интротест» (Екатеринбург), НПФ «Интеграл +» (Казань). Использование современных интеллектуальных контроллеров обеспечивает решение таких задач, как снижение энергетических затрат, автоматизация работы станка-качалки, оптимизация режимов работы оборудования, оперативное выявление аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования.

Эффективность в современной промышленности достигается не только за счет внедрения новых энергосберегающих технологий, а также за счет изменений в методах и способах управления [6, с.32].

Энергоменеджмент представляет собой постоянно действующую систему управления, которая направлена на уменьшение энергетических затрат предприятия. Система энергоменеджмента позволяет решить проблемы энергоэффективности нефтедобычи и работы добывающего предприятия в целом.

В основе энергоменеджмента лежат такие процессы, как учет энергопотребления, анализ энергоэффективности, разработка, планирование и внедрение энергосберегающих мероприятий, мониторинг и анализ энергоэффективности.

Еще в начале 70-х годов зарубежные нефтяные компании пришли к выводу, что энергоменеджмент является растущим перспективным сектором бизнеса.

Компания RoyalDutchShell была среди первых, кто перенес концепцию ЕРС в Англию. Shell создает экспериментальное предприятие HeatingManagementServices, которое позже стало известно, как EmstarLimited. Вскоре BritishPetroleum (BP) создала свою компанию энергоменеджмента, BP EnergyLimited.

Работа по созданию системы энергоменеджмента в России ведется с недавних пор в ПАО «Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Лукойл», ТНК-BP, ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «РуссНефть» [7, с. 48].

ОАО «НК «Роснефть» является одним из крупнейших потребителей энергетических ресурсов Российской Федерации, занимая более 3% в энергобалансе страны.

Помимо организации комплексной системы энергоменеджмента, основным параметром для которой является удельный расход энергии (УРЭ) в компании также проводится независимая оценка деятельности предприятий по управлению процессом повышения энергоэффективности.

В настоящее время на предприятиях ПАО «Газпром нефть» создается регулярная, постоянно действующая система энергосбережения - система энергоменеджмента.

Это позволит компании перейти от отдельных технических мероприятий к системным решениям, как в области технологий, так и в области управления.

Основные направления энергосбережения ПАО «Газпром нефть»:

применение энергоэффективных установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН);

оптимизация режимов работы погружного оборудования и насосов ДНС;

сокращение потребляемой электроэнергии насосами, аппаратами воздушного охлаждения, на трансформаторных подстанциях, компрессорами за счет установки энергосберегающего оборудования, в том числе частотно-регулируемых приводов [8, с. 65].

«Сургутнефтегаз» выбрал одним из приоритетных направлений по энергосбережению при механизированной добыче программу по повышению энергоэффективности применяемого оборудования.

Процесс внедрения нового оборудования начинается с его закупки или проката, и затраты на это необходимо учитывать при подсчете будущей экономии.

Основные направления деятельности по повышению энергоэффективности добычи нефти ТНК-ВР.

Наиболее массово применяемой технологией снижения энергопотребления стал энергоэффективный дизайн УЭЦН.

Суть метода заключается в проектировании дизайна УЭЦН с максимально возможным КПД без потери добычи жидкости. Данная технология давно применяется всеми ведущими иностранными нефтедобывающими компаниями, но на территории России ТНК-ВР впервые применила ее в широких масштабах [9, с. 17].

Особо следует отметить, что как удельное, так и абсолютное энергопотребление было достигнуто при увеличении дебита жидкости по скважинам, что ранее никогда не удавалось сделать.

Таким образом, в условиях отсутствия высокоэффективных технологий энергосбережения не требующих значительных инвестиций, технология энергосберегающего дизайна стала рабочей площадкой проекта энергосбережения.

В условиях отсутствия предлагаемых российскими производителями простых и дешевых технологий энергосбережения возникла необходимость обратиться к зарубежному опыту.

Зарубежные компании давно начали работу по энергосбережению и накопили значительный опыт применения технологий, одна из которых, успешно работает в компании ConocoInc.

Технология заключалась в применении асинхронных ПЭД с повышенным напряжением питания.

Этим методом ConocoInc. удалось снизить потери в силовых кабелях и уменьшить общее энергопотребление при механизированной добыче нефти.

Успешный опыт Conoco стал основанием для выдачи задания заводу ООО «Алмаз» на разработку и выпуск подобного оборудования. Из сравнения параметров работы стандартных асинхронных ПЭД и ПЭД с повышенным напряжением.

Увеличение напряжения питания ПЭД приводит к пропорциональному снижению рабочего тока [10, с. 49].

Снижение рабочего тока в свою очередь, позволяет снизить тепловые потери в кабельной линии и получить эффект энергосбережения.

энергетический себестоимость нефть затраты

1.2 Методика расчета показателей, характеризующих финансово-хозяйственную деятельность предприятия

Анализ финансово-хозяйственной деятельности складывается из анализа финансового состояния предприятия и анализа его хозяйственной деятельности.

Анализ хозяйственной деятельности включает в себя анализ основных средств, оборотных средств и анализ трудовых ресурсов предприятия.

Анализ основных средств характеризует эффективность использования предприятием имеющихся в его наличии средств производства. Традиционно принято считать, что анализ основных средств проводят в следующих направлениях:

анализ обеспеченности организации основными средствами;

анализ состава и структуры основных средств организации;

анализ технического состояния основных средств организации;

анализ эффективности использования основных средств организации.

Достаточная обеспеченность предприятий нужными трудовыми ресурсами, их рациональное использование, высокий уровень производительности труда имеют большое значение для увеличения объемов продукции и повышения эффективности производства [11, с. 38].

После анализа имущественного состояния предприятия происходит оценка его платежеспособности.

Анализ платежеспособности строится на показателях ликвидности и платежеспособности предприятия.

После оценки платежеспособности предприятия следует проанализировать его финансовую устойчивость, далее следует провести анализ деловой активности данного предприятия [12, с. 74].

Обобщающими показателями эффективности финансово-хозяйственной деятельности предприятия являются показатели рентабельности. Коэффициенты рентабельности показывают, насколько прибыльна деятельность компании. Рост величины данных коэффициентов является положительной тенденцией в финансово-хозяйственной деятельности организации.

Основные показатели, характеризующие финансово-хозяйственную деятельность предприятия, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Показатели, характеризующие финансово-хозяйственную деятельность предприятия

Таким образом, анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия является основой для принятия решений на уровне субъекта хозяйствования, с помощью которого выделяют наиболее значимые характеристики и показатели деятельности предприятия и составляются прогнозы его дальнейшего развития.

1.3 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капитальными вложениями.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

снижение затрат на производство единицы продукции;

повышение качества изделий (экономия у потребителей);

рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на повышение совершенствования техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство [13, с. 54].

На основании данных методических указаний разработаны «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТПК в нефтяной промышленности» РД-39-01/06-0001-89.

Применяющаяся в настоящее время единая система показателей для определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологий включает:

капитальные вложения, необходимые для внедрения новой техники;

себестоимость продукции (затраты на ее производство и реализацию);

срок окупаемости дополнительных капитальных вложений и коэффициент их эффективности;

приведенные затраты;

производительность труда [14, с. 94].

Помимо основных показателей при выборе экономически наиболее эффективных вариантов внедрения новой техники технологии используются вспомогательные натуральные показатели - удельный расход топлива, энергии, сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использования оборудования и т.д.

Кроме того, рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники (улучшение условий труда и т.д.)

Экономический эффект от мероприятий находится по формуле:

Эt=Рt-З,                                                                                          (1.1)

где Эt - экономический эффект за расчетный период;

Рt- выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;

Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятий за условный год.

Понятие «капитальные вложения» подразумевают все единовременные затраты, связанные с приобретением, созданием и ростом производственных фондов предприятия. Величину капитальных вложений можно определить среднегодовой стоимостью производственных фондов, что имеет предприятие.

Основной показатель эффективности внедрения новой техники - годовой экономический эффект, определение которого основывается на сопоставлении приведенных затрат по заменяемой (базовой) и внедряемой технике.

Приведенные затраты на единицу продукции можно найти по формуле:

Зi=Сi + Ен Кi                                                                                  (1.2)

где Сi - себестоимость единицы продукции, руб.;

Кi - удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб.;

Ен -нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равен 0,15.

Расчет годового экономического эффекта производится по различным формулам в зависимости от видов внедряемой новой техники и продукции. Годовой экономический эффект от внедрения новых технологических процессов, механизации и автоматизации производства, способов организации производства и труда, обеспечивающий экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э=(З1 - З2 )А2                                                                                (1.3)

где Э -годовой экономический эффект, руб.;

З1 и З2 - приведенные затраты на единицу продукции (работы), производимой с помощью заменяемой (базовой) и новой техники, руб.;

А2 -годовой объем производства продукции (работы) с помощью новой техники, натуральные единицы.

Формулу можно также записать следующим образом:

Э=(С1 + Ен К1 )-(С2 +Ен К2 )А2                                                   (1.4)

где С1’ и С2’ -себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, руб.;

К1’ и К2’ -удельные капитальные вложения по вариантам, руб.;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

А2 -годовой объем производства продукции (работ) с помощью новой техники, натуральные единицы.

При расчете годового экономического эффекта на действующих предприятиях определяют по разнице себестоимости и дополнительных капитальных затрат:

Э=(С1- С2 )А2 -Ен*DК                                                                  (1.5)

где DК - дополнительные капитальные вложения во внедрение новой техники, руб.

Годовой экономический эффект от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи, определяется по формуле:

Э=З1 А1+ Н*∆А - З2 А2                                                                (1.6)

где З1’ и З2’ -приведенные затраты на добычу 1 тонны нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии, руб./т;

А1 и А2 -годовая добыча нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии, т;

∆А - дополнительная годовая добыча нефти за счет применения новой технологии, т (∆А=А2 -А1 );

Н - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 тонну прироста добычи нефти, руб.

При определении годового экономического эффекта от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти на действующих промыслах, можно использовать формулу:

Э=(С1 А1 + Н А - С2 А2) - Ен К                                                    (1.7)

где К - дополнительные капитальные вложения, руб.

В этом нормативе отражается удельная экономия затрат на разведку, бурение и обустройство, поскольку при одних и тех же затратах добыча нефти возрастает за счет мероприятий по увеличению конечной нефтеотдачи.

Финансовые средства предприятия, идущие на формирование экономического стимулирования предприятия [17, с. 12].

При сравнении текущих хозрасчетных показателей деятельности предприятия до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделения прибыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

∆Пt= Пt - П0                                                                                   (1.8)

где ∆П -прирост прибыли от реализации мероприятия;

Пt и П0 - общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия до и после реализации мероприятия.

Эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции тогда, когдапри осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объем выпускаемой продукции или работы, и определяется по формуле.

∆Пt =(С0 - Сt) Qt ± DHt                                                                           (1.9)

где С0’,Сt’ - изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;- годовой объем продукции (работы);

∆Нt - изменение суммы налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.

При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтегазодобывающего предприятия) определяется по формуле:

∆Пt = (Пt - Сt) Qt - (Цt - С0) Q0 ± DНt                                           (1.10)

где Цt - оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа);

С0 и Сt - себестоимость добычи единицы продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП;и Qt - годовой объем продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП.

Указанные в формулах принципы определения экономической эффективности новой техники и технологии добычи нефти отражают особенности технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности[20].

Период окупаемости рассчитывается по формуле:

Токуп.= DК / DС                                                                            (1.11)

где DК - дополнительные капитальные вложения;С - экономия эксплуатационных затрат (DС =(С1 - С2)Q2).

Большое значение имеет определение времени, в течение которого полностью окупятся все единовременные затраты, связанные с внедрением новой техники [21, с. 41].

Суммарный денежный поток состоит из совокупности потоков от отдельных видов деятельности:

денежный поток от инвестиционной деятельности -ɸu(t);

денежный поток от операционной деятельности - ɸ0(t);

денежный поток от финансовой деятельности - ɸɸ(t).

Сальдо денежного потока по отдельным видам деятельности рассчитывается путем алгебраического суммирования притоков денежных средств (со знаком «плюс») и оттоков (со знаком «минус») от конкретного вида деятельности на определенном шаге. Суммарное сальдо отражает суммарный итог (приток и отток) денежных средств по двум или трем видам деятельности, рассчитанный на каждом шаге расчета. Накопленное сальдо денежного потока может определяться как разница между накопленным притоком и накопленным оттоком денежных средств или как накопленное сальдо (накопленный эффект) денежного потока нарастающим итогом по шагам расчета [22, с. 55].

Дисконтированием денежных потоков называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается черезt0. Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в текущих или дефлированных ценах и в единой валюте. Для этой цели используется норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Дисконтирование денежного потока на таком шаге осуществляется путем умножения значения jmна коэффициент дисконтированияjm, рассчитываемый по формуле:

                                                                                         (1.12)

где tm - момент начала (или окончания) m-го шага.

Е - норма дисконта в долях единицы в год,

t0 - момент приведения, часто tm = t0. Разница (tm - t0) в формуле выражена в годах.

Норма дисконта (Е - в процентах или долях единицы) является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности.

В тех случаях, когда произведение Е*, где Е - норма дисконта, выраженная в долях единицы в год, а - продолжительность m-го шага, выраженная в годах, превышает 0,1 - 0,15 при дисконтировании денежных потоков следует учесть их распределение внутри шага путем умножения каждого элемента денежного потока ɸmне только на коэффициент дисконтирования, но и на коэффициент распределения γm. Существует два способа определения γm:

. Коэффициент дисконтирования относится к началу шага и коэффициент распределения учитывает при этом, что часть денежного потока осуществляется не в начале шага, а позднее, поэтому его величина не превосходит 1. расчетные формулы для γm следующие:

если денежный поток осуществляется в начале шага, то γm =1;

если денежный поток осуществляется в конце шага, то

                                                                                            (1.13)

если денежный поток осуществляется равномерно в течение шага, то

                                                                                       (1.14)

. Коэффициент дисконтирования относится к концу шага и коэффициент распределения учитывает при этом, что часть денежного потока осуществляется не в конце шага, а ранее, поэтому его величина не меньше 1. Расчетные формулы для γm следующие:

- если денежный поток осуществляется в конце шага, то γm=1;

если денежный поток осуществляется в начале шага, то

                                                                                    (1.15)

если денежный поток осуществляется равномерно на протяжении шага, то

                                                                             (1.16)

Чистым доходом (другие названия - ЧД, NetValue, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период:

 ,                                                                                              (1.17)

где ɸь - эффект (чистый доход, сальдо реальных денег) на m-м шаге, а сумма распространяется на все шаги расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход - это накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. Величина этого критерия находится как сумма дисконтированных разностей между ежегодными потенциальными валовыми доходами, которые иногда называют текущими результатами, и расчетными годовыми затратами на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта (нового технического решения) на всем протяжении срока его службы [23, с. 20].

ЧДД рассчитывается по формуле:

                                                                      (1.18)

где αm - коэффициент дисконтирования.

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта собственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени [24, с. 96].

При сравнении альтернативных проектов, предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности). Если же ЧДД=0, то проект находится на грани между эффективным и неэффективным. На практике такие проекты рассматриваются как неэффективные, справедливо считая, что даже незначительное колебание рыночной конъюнктуры или какого-то технического параметра превратит такой проект в неэффективный.

Индекс доходности (ИД) применяется для сравнения различных альтернативных проектов.

Аналогичный показатель за рубежом называется индексом прибыльности (ProfitabilityIndeх - РI) или коэффициентом чистой дисконтированной ценности (NetPresentValueRatio - NPVR). Этот показатель находится как отношение чистой приведенной ценности проекта (NPV) к дисконтированной стоимости инвестиционных затрат (PresentValueofInvestment - PV) [25, с.31].

Индексы доходности характеризуют относительную «отдачу проекта» на вложенные в него средства. Они могут рассчитываться как для дисконтированных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности часто используются:

индекс доходности затрат;

индекс доходности дисконтированных затрат;

индекс доходности инвестиций (капиталовложений).

Индекс доходности инвестиций равен увеличенному на единицу отношению ЧД к накопленному объему инвестиций К, представленной формулой:

ИДК = ЧД/К+1 = (ЧДинв+ ЧДопер + ЧДфин + К)/К

= (ЧДопер + ЧДфин)/К                                                                           (1.19)

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД, ИДДК) отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИДД равен увеличенному на единицу отношению ИДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций [26, с. 85].

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧД>0. Аналогично индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧДД положителен.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования». Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый дисконтированный доход ЧДД (k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Для уточнения положения момента окупаемости обычно принимается, что в пределах одного шага сальдо накопленного потока меняется линейно. Тогда «расстояние» x от начала шага, на котором определена окупаемость проекта, до момента окупаемости (выраженное в продолжительности шага расчета), определяется по формуле:

 ,                                                                                (1.20)

где j, j+1 - номера шагов, на которых накопленное сальдо денежного потока (либо накопленное сальдо дисконтированного денежного потока) меняется свой знак с «-» на «+»;, Sj+1 - значения накопленного сальдо денежного потока (либо накопленного сальдо дисконтированного денежного потока) на шагах j, j+1 соответственно;

|S| - абсолютная величина значения S.

Таким образом, к основным показателям эффективности внедрения новой техники относятся следующие:годовой экономический эффект от внедрения новой техники, эффективность единовременных затрат на создание новой техники и срок окупаемости единовременных затрат на создание новой техники.Эти показатели могут быть как ожидаемыми, позволяющими судить об экономической эффективности планируемой к использованию новой техники, так и фактическими, оценивающими эффективность существующего оборудования [27, с. 44].

2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

2.1 Организационно-экономическая характеристика деятельности предприятия

НГДУ «Елховнефть» является одним из структурных подразделений ПАО «Татнефть». Основу деятельности НГДУ составляет добыча, подготовка и первичная переработка нефти. В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ осуществляет сбор, подготовку, транспорт нефти и газа; проектирование производств и объектов нефтяной и газовой промышленности; строительство, эксплуатацию объектов нефтяной и газовой промышленности; разрабатывает и осуществляет мероприятия по охране природы и окружающей следы.

Основной целью деятельности НГДУ является получение прибыли.

Направления предпринимательской деятельности НГДУ определяются им самостоятельно. Предпринимательская деятельность осуществляется посредством имущественных комплексов (предприятий), путем создания филиалов, представительств, а также хозяйственных обществ и товариществ или участия в них [2, c. 5].

Основными задачами нефтегазодобывающего управления являются:

безусловное выполнение установленных планов и заданий; обеспечение высоких темпов роста добычи нефти и газа в соответствии с установленными техническими требованиями;

повышение эффективности всего производства путем рациональной разработки нефтегазовых месторождений в соответствии с утвержденными проектами (технологическими схемами), всемерного использования эксплуатационного фонда скважин;

совершенствование технологии добычи нефти, повышение производительности труда;

соблюдение требований охраны недр; руководство деятельностью подведомственных предприятий и организаций и обеспечение их рентабельной работы.

Основными видами деятельности НГДУ являются:

разработка нефтегазовых и битумных месторождений;

добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация;

строительство объектов производственного назначения и социальной сферы, проектирование, строительно-монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы на всех видах оборудования и инженерных сетях;

проведение научно-исследовательских и проектно- изыскательных работ;

осуществление капитального ремонта скважин;

эксплуатация объектов нефтепереработки;

проведение технической экспертизы безопасности промышленных производств (объектов), оборудования и работ в нефтяной и газовой промышленности, объектов котлонадзора, подъемных сооружений, газопроводов и технологических трубопроводов;

разработка и внедрение новой технологии, выполнение опытно промышленных работ;

благотворительная деятельность;

организация общественного питания;

осуществление медицинского обслуживания работников через медпункты, профилактории включая:

а) оказание терапевтической стоматологической помощи в полном объеме;

б) осуществление хирургической стоматологической экстренной помощи;

Нефтегазодобывающее управление «Елховнефть» разрабатывает шесть нефтяных месторождений: уникальное по объему запасов Ново-Елховскоеместорождение (второе по величине извлекаемых запасов нефти в республике Татарстан); среднее - Соколкинское; мелкие - Аксаринское, Восточно-Макаровское, Мельнинское, Южно-Мухинское. В настоящее время НГДУ имеет на своем балансе 5583 скважин, эксплуатационный фонд насчитывает 4145 скважин, в том числе 2776 добывающих и 1419 нагнетательных [2, с. 10].

Организационная структура НГДУ представлена в ПРИЛОЖЕНИИ А.

В состав НГДУ входят: ЦДНГ- 1,2,3,4 ЦППД, ПРЦЭиЭ, ЕНПУ, ЦКППН, ТЭЦ, ЦПРС, ЦКРС, ЦНИПР, ПРЦЭО, ПРЦГНО, ЦАП, ЦКРЗиС (основные бригады, база отдыха "Солнечный", гостиница "Елхов", столовые, группа промышленной эстетики), ЦПК, Аттестационный пункт, СРЦ, ЕУТТ, аппарат управления, санаторий профилакторий "Елховец".

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа имеет следующие функции: внедрение оборудования, которое предназначено для сбора нефти и газа, а также для их последующей подготовки; работа с сервисными предприятиями и различной технической документацией; осуществление контроля за условиями работы нефтяной скважины; планирование и проведение геолого-технических и организационно-технических мероприятий

Цех поддержания пластового давления (ЦППД) поддерживает пластовое давление в соответствии с заданной технологией и проектом разработки нефтяных месторождений, утилизируют попутную воду.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения. Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

Елховское нефтеперерабатывающее управление (ЕНПУ) нефтеперерабатывающая установка расположена на Кичуйской базе НГДУ «Елховнефть».

Цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) занимается подготовкой добытой нефти до товарной кондиции, выработкой нефтепродуктов.

Теплоэнергетический цех (ТЭЦ) обеспечивает бесперебойное снабжение паром и горячей водой объектов основного, вспомогательного производства, социально-бытового назначения НГДУ.

Цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПРС, ЦКРС), задача которого - проведение ремонтных работ по восстановлению работоспособности глубинно-насосного оборудования.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ. Основной задачей является осуществление контроля за разработкой месторождений методами промысловых исследований.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта, ревизии опрессовки.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть». Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

2.2 Анализ основных технико-экономических показателей предприятия НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015гг.

Технико-экономические показатели - это совокупность измерителей, которые характеризуют материально-производственную базу предприятия и рациональное использование ресурсов. Имеются технико-экономические показатели общие (единые) для всех предприятий и отраслей, и специфические, отражающие особенности отдельных отраслей.

Технико-экономические показатели отражают результаты хозяйственной деятельности организации, сравнение данных показателей с предыдущими годами, а также по плану и факту, показывает эффективность работы предприятия. Технико-экономические показатели работы НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. представлены в ПРИЛОЖЕНИИ Б.

Основные технико - экономические показатели за 2015 год выполнены.

Средняя цена нефти без налогов составила 11 818,1 руб./тн. Или 114,2%к прошлому году.

В 2015 году было обеспечено выполнение всех запланированных геолого-технических мероприятий и сокращение простаивающего фонда скважин. Введено 50 новых скважин при плане 37, по ним добыто более 65,8 тыс.тонн, что по плану составляет 156,8%. Средний дебит нефти новой скважины составил 8,9 тн./сут. Поведена оптимизация режимов работы на добывающих скважинах, пущены из бездействия 45 неработающих скважин.

Продолжилась работа по повышению эффективности и надежности системы ППД. Закачено 14,61 млн  воды, в том числе 10,43 млн  сточных вод.

Подготовка нефти в отчетном году осуществлялась на 4-х установках - Кичуйской ТХУ и Акташской ТХУ для девонской нефти, Кичуйской УПВСН и Акташской УПВСН для сернистой нефти. Сдача подготовленной нефти по НГДУ выполнена на 103,7% [1, c. 14].

За 2015 год силами ООО «Татнефть - АльметьевскРемСервис» при плане 82 выполнено 82 капитальных ремонтов скважин.

Средняя заработная плата в 2015 году составила 46 399 руб., или 112,8% к значению 2014 года. Все обязательства по повышению заработной платы и другие статьи коллективного договора выполнены.

В 2015 г. добыча нефти составила 3 078,1 тыс.т, что по сравнению с 2013 г. больше на 120 тыс.т. Увеличение добычи нефти произошло за счет использования гидродинамических и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов. Динамику добычи нефти за 2014-2015 гг. можно наглядно увидеть на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Динамика добычи нефти за 2014-2015 гг., тыс.т

Как видно из эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец 2015 г. составил 2 779 скважины, что на 2 скважины меньше, чем в 2014 г., также произошло уменьшение фонда нагнетательных скважин на 9 скважин. Также произошло уменьшение среднегодового действующего фонда нефтяных скважин в 2015 г. на 17 скважин по сравнению с 2014 г. и составил 3 840 скважин. На рисунке 2.2 наглядно представлена динамика эксплуатационного и действующего фонда скважин.

Среднесуточный дебит показывает производительность скважин, т.е. добычу продукции в сутки. В 2015 г. среднесуточный дебит скважин по нефти увеличился на 0,12 т/сут. и составил 3,54 т/сут.

Обводненность добываемой нефти практически не изменился, составляет 78,3%. В НГДУ ведется большая работа по сдерживанию попутной воды: останавливаются высокообводненные скважины, осуществляется закачка полимеров.

Рисунок 2.2 - Динамика эксплуатационного и действующего фонда скважин, скв.

В НГДУ «Елховнефть» используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и СКН. Основная доля приходится на добычу нефти СКН, это связано с горногеологическими условиями разработки месторождений НГДУ. Добыча ЭЦН предназначена для эксплуатации высокодебитных скважин.

Межремонтный период скважин повысился на 69 сут. в 2015 году и составляет 1 465сут.

В 2014 г. было введено основных фондов на 1 294 840 тыс.руб. В 2015 году сумма не изменилась.

Товарная продукция в денежном выражении, которая определяется как товарная добыча нефти в денежной оценке по действующим ценам предприятия в 2015 г. в НГДУ «Елховнефть» составила 3 546 486 тыс.руб., что больше на 181 558 тыс.руб., чем в 2014 г. Такое изменение произошло в основном из-за разницы цен действующих в 2014-2015 гг., а также увеличения добычи нефти.

Численность всего персонала в 2014 г. составила 1 789человек. Общая численность в 2015 г. уменьшилась по сравнению с 2014 г. на 41 человек.

Фонд оплаты труда всего списочного состава за 2 года увеличился, и составил в 2015 г. 996 099 тыс.руб.

В результате повышения фонда оплаты труда среднемесячная заработная плата в 2015 г. увеличилась на 5 276 руб.

Себестоимость 1 тонны нефти увеличилась в 2015 г. на 776 руб. и составила 9 190руб. Не смотря на это наблюдается увеличение прибыли от товарной продукции на 278 701 тыс.руб. или на 41,9%, что в 2015 г. равна 942 528тыс.руб. Увеличилась балансовая прибыль на 2 289 419 тыс.руб. и составила 7 521 315тыс.руб. в 2015 году.

Динамика основных технико-экономических показателей работы НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг., таких как товарная продукция, прибыль от реализации товарной продукции и балансовая прибыль показана на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Динамика основных технико-экономических показателей работы НГДУ за 2014-2015 гг., тыс.руб.

Несмотря на ухудшающиеся из года в год условия разработки нефтяных месторождений, ведущие к неизменному снижению объемов добычи нефти, совершенствование процесса разработки, улучшение технологии добычи и подготовки нефти позволило НГДУ «Елховнефть» обеспечить рост объемов добычи нефти за 2014-2015 гг.

В целом, деятельность НГДУ «Елховнефть» за анализируемый период можно охарактеризовать положительными результатами работы и благоприятными тенденциями в развитии предприятия.

2.3 Анализ состава, структуры и динамики себестоимости добычи нефти

Структура себестоимости нефти и газа - это отношение отдельных видов затрат к их общему итогу, выраженная в процентах. Необходимость изучения структуры себестоимости диктуется тем обстоятельством, что затраты предприятия различны по своей экономической природе, играют различную роль в образовании себестоимости, различны по своей величине, следовательно, различны и по удельному весу в общей себестоимости.

Структура себестоимости может быть дана как по экономическим элементам, так и по статьям расходов.

Анализ структуры затрат на производство начинается с определения удельных весов (в процентах) отдельных элементов затрат в общей сумме затрат и их изменения за отчетный период - за год, реже за квартал.

Состав себестоимости по элементам затрат:

) материальные затраты:

сырье, материалы, комплектующие изделия и т. д.;

топливо, энергия;

общепроизводственные затраты;

) оплата труда - заработная плата:

основного производственного персонала;

вспомогательного производственного персонала;

интеллектуального персонала;

служащих - руководство, менеджеры, бухгалтеры и т.п.;

младшего обслуживающего персонала;

) отчисления на социальные мероприятия;

) амортизация основных средств;

) прочее - накладные расходы, непосредственно связанные с производством и реализацией; маркетинговые расходы.

Для дальнейшего анализа будет использоваться смета затрат на производство продукции НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. представленная в ПРИЛОЖЕНИИ Б. Состав и структура затрат на производство НГДУ приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Состав и структура затрат на производство, тыс.руб.

Динамика затрат, зависящих и не зависящих от деятельности НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Динамика затрат зависящих и не зависящих от деятельности НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг., тыс.руб.

Из таблицы 2.1 мы видим, что всего эксплуатационные затраты уменьшились на 241 868 и составили 8 509 883 тыс.руб. в 2015 году.

Наибольшее влияние на это повлияло уменьшение затрат, зависящих от деятельности подразделений на 405 279 тыс.руб., что в 2015 году составил

966 477 тыс.руб. А именно: уменьшение прочих денежных расходов на 532 186 тыс.руб. или на 4,86%.

Материальные затраты увеличились на 43 136 тыс.руб. или на 0,85% и составили в 2015 году 1 101 542 тыс.руб. Наибольшее влияние оказали увеличение расходовэнергии со стороны на 24 782 тыс.руб. и вспомогательных материалов на 19 939 тыс.руб.

Удельный вес затрат, не зависящих от деятельности подразделений составляет 38,62% и 41,64% в 2014 году и 2015 году соответственно. Затраты увеличились на 3,02% на что повлияли: прочие денежные расходы составили 1 128 202 тыс.руб., что повысились на 3,63%; амортизация увеличилась на 116 784 тыс.руб. Произошло также увеличение налогов на 106 886 тыс.руб. или на 1,37%.

Наиболее наглядна на рисунке 2.5 представлена динамика затрат на производство НГДУ «Елховнефть».

Рисунок 2.5 - Динамика затрат на производство НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг., тыс.руб.

Группа затрат (по калькуляционным статьям) используется при составлении калькуляций (расчет себестоимости единицы продукции), позволяющих определить, во что обходится предприятию единица каждого вида продукции, себестоимость отдельных видов работ и услуг [5, с. 74].

Необходимость данной классификации вызвана тем, что расчет себестоимости по вышеприведенным элементам затрат не позволяет учесть, где и в связи с чем произведены затраты, а также их характер.

В то же время определение затрат по калькуляции как способ их группировки относительно конкретной единицы продукции позволяет отследить каждую составляющую себестоимости продукции (работ, услуг) на любом уровне [32, с. 11].

Группировка затрат по статьям калькуляции учитывает затраты по месту их возникновения и направления, а потому дает возможность определить уровень себестоимости по отдельным видам продукции на предприятиях с широкой номенклатурой изделий.

Исходя из технологических и организационных особенностей производственного процесса, при планировании и учете себестоимости добычи нефти и газа используется следующая номенклатура статей расходов.

) энергетические затраты (стоимость различных видов энергии, используемых для приведения в движение станков-качалок на скважинах, а также стоимость сжатого воздуха или газа);

) расходы по искусственному воздействию на пласт - состоят из затрат, связанных с проведением методов интенсификации добычи [33, с. 64].

Они включают зарплату работников, занятых осуществлением этих методов, стоимость воды, воздуха, материалов, э/энергию, амортизацию нагнетательных скважин и других основных средств;

) заработная плата производственного персонала с отчислениями - это основная заработанная плата производственных рабочих и ИТР;

) дополнительная заработная плата;

) отчисления на соц. страхование;

) амортизация скважин представляет собой отчисления по установленным нормам от первоначальной стоимости:

нефтяных и газовых контрольных скважин;

прочие основные средства, включая подземное и наземное эксплуатационное оборудование скважин, для возмещения указанных средств труда.

) расходы по сбору и транспортировке нефти и газа включают затраты по содержанию и эксплуатации газовых сетей и промысловых компрессорных станций;

) расходы по технологической подготовке нефти включают затраты по содержанию деэмульсионных установок, включая зарплату обслуживающих их работников и отчисления на соц. страхование, стоимость материалов, электроэнергии, пара, расходуемых при эксплуатации установок, амортизация установок и т.д., расходы по перекачке и хранению нефти состоят из затрат по эксплуатации системы промыслового сбыта, транспорта и хранения нефти;

) расходы на содержание и эксплуатацию оборудования - по текущему ремонту основных средств объединяют затраты по ремонту подземного и наземного оборудования скважин, включая зарплату бригад по подготовке скважины к ремонту;

) цеховые расходы - все расходы по выпуску данной продукции по цехам предприятия;

) общепроизводственные расходы - охватывают расходы по управлению нефтедобывающего предприятия, включая зарплату с отчислениями административно-управленческого персонала, содержание зданий и сооружений межцехового значения, расходы по содержанию пожарной, военизированной и сторожевой охраны;

) прочие производственные расходы состоят из отчислений на содержание вышестоящих организаций, НИИ, на подготовку кадров, отчисления на добычу полезных ископаемых (ВМСБ и плата за недра).

С 1 по 11 статьи образуют производственную себестоимость.

Полная себестоимость - складывается из производственной себестоимости, т.е. включает все результаты производственного процесса и прочие производственные расходы. Они исчисляются по валовой и товарной продукции.

Калькуляция себестоимости нефти и газа содержит затраты только на добычу нефти, т.е. затраты только по основному производству.

Все же остальные затраты, а именно: услуги вспомогательных хозяйств друг другу, строительству, капитальному ремонту, на сторону и непромышленным хозяйствам - калькуляцией не учитываются.

Для предприятия, работающего в условиях рыночной экономики, часто имеют место экономические ситуации, связанные с колебаниями загрузки производственных мощностей, что влечёт за собой изменение производства и продаж, а это в свою очередь, существенно влияет на себестоимость продукции, а, следовательно, на финансовые результаты. С этим связанно деление затрат на постоянные и переменные.

Переменные затраты возрастают или уменьшаются пропорционально объему производства продукции, т. е. зависят от деловой активности организации. Они характеризуют стоимость собственно продукта (все остальные - стоимость самого предприятия).

Переменные затраты на единицу - постоянны. Переменные совокупные затраты имеют линейную зависимость от объема производства (показателя деловой активности).

Переменные затраты могут носить производственный и непроизводственный характер. Переменные производственные затраты -прямые материальные, трудовые, вспомогательные материалы, полуфабрикаты.

Переменные непроизводственные затраты - расходы на упаковку готовой продукции для отгрузки потребителю, транспортные расходы, комиссионные вознаграждения посреднику, зависящие от объема производства.

Затраты, которые остаются практически неизменными в течение отчетного периода, не зависят от деловой активности - постоянные расходы.

Это расходы на рекламу, арендная плата, амортизация ОС, нематериальных активов. Постоянные совокупные расходы не изменяются под влиянием изменения объема производства. Постоянные на единицу - наоборот.

В реальной жизни редко можно встретить издержки, которые являются исключительно постоянными или переменными. Следовательно, затраты часто являются условно-переменными (условно-постоянными, смешанными).

Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. представлена в ПРИЛОЖЕНИИ В.

Уменьшение суммы затрат в 2015 году произошло по таким статьям расходов, как на энергию по извлечению нефти на 94 836 тыс.руб.;по искусственному воздействию на пласт на 233 094 тыс.руб.; по технологической подготовке нефти на 19 380 тыс.руб.; на содержание и эксплуатацию оборудования на 284 008 тыс.руб. и цеховые расходы на 87 115 тыс.руб.

Более наглядно структура эксплуатационных затрат приведена на рисунках 2.6 и 2.7.

Расходы на энергию по извлечению нефти в 2015 году уменьшились на 0,92% и составили 7,38% или 1 971 609 тыс.руб.

Далее по величине находятся расходы по искусственному воздействию на пласт, которые в 2015 году составили 6,92% от общей структуры себестоимости валовой продукции.

Удельный вес расходов на содержание и эксплуатацию оборудования в 2015 году составил 4,89%, а в 2014 г. составлял 6,38%, уменьшение к уровню предыдущего года составляет 1,49%.

В статье расходы по сбору и транспортировке нефти и газа произошли следующие изменения: в 2014 году их удельный вес занимал 2,77%, а в 2015 году занимает 2,78%, что на 0,01% выше уровня предыдущего года.

Удельный вес амортизации скважин составил 2,61% в 2015 году, в 2014 году был равен 2,48%.

Рисунок 2.6 - Структура производственной себестоимости валовой продукции НГДУ «Елховнефть» за 2014 г., %

Рисунок 2.7 - Структура производственной себестоимости валовой продукции НГДУ «Елховнефть» за 2015 г., %

По сравнению с уровнем 2015 года расходы по искусственному воздействию на пласт уменьшились и составили 1 847 694 тыс.руб.

Наименьшую долю в структуре эксплуатационных затрат НГДУ «Елховнефть» в 2015 году занимают общепроизводственные расходы - 2,28% или 608 305 тыс.руб., цеховые расходы - 1,28% или 340 875 тыс.руб., расходы на освоение природных ресурсов и подготовку производства - 1,46% или 388 896тыс.руб., расходы по технологической подготовке нефти -1,36% или 362 157 тыс.руб., основная и дополнительная зарплата производственных рабочих - 0,59% или 157 961 тыс.руб., отчисления на социальное страхование 0,22% или 59 175тыс.руб.

Полная себестоимость валовой продукции в 2015 году составила 26 709 775 тыс. руб., что на 1 812 621 тыс.руб. выше уровня 2014 года.

2.4 Анализ энергетических затрат по технологической цепочке добычи нефти

На конец 2015 года на балансе энергохозяйства НГДУ находится: 34 подстанции 110/35/6 кВ, 1 940 КТП 6/0,4 кВ, 252 фидера ВЛ - 6 кВ общей протяженностью 201,0 км; 3 ВЛ - 110 кВ - 24,05 км., 7 котельных установок, оснащенных 20 котлами, в том числе 10 паровых и 10 водогрейных котлов 36,299 км тепловых сетей и другие объекты.

В таблице 2.2 представленыэнергозатраты НГДУ.

Общепроизводственное потребление электроэнергии в 2015 году составило - 307,480 млн кВтч, в 2014 году - 309,075 млн кВтч (снижение на 0,5%). На добычу нефти - 285,611 млн кВтч, в 2014 году - 290,455 млн кВтч. Кроме того, структурным предприятиям отпущено 7,209 млн кВтч, в 2014 г - 6,032 млн кВтч. Удельный расход электроэнергии на добычу нефти 92,8 кВтч/т., в 2014 году 98,2 кВтч/т.

Таблица 2.2 - Энергозатраты НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг.

Удельный расход на извлечение нефти на дневную поверхность составил 50,4 кВтч/т, в 2014 году - 54,1 кВтч/т (снижение на 6,8%);

на закачку воды в пласт 6,0 кВтч/, в 2014 году - 6,04 кВтч/ (снижение на 0,7%);

на подготовку нефти 4,42 кВтч/т, в 2014 году - 4,65 кВтч/т;

на переработку нефти 32,7 кВтч/т, в 2014 году - 30,46 кВтч/т.

Энергетические затраты в денежном выражении составили в 2015 году 1 971 609 тыс.руб., в 2014 году - 2 066 445 тыс.руб. (снижение на 4,59%).

На рисунке 2.8 более наглядно представлена динамика удельных расходов электроэнергии за 2014-2015 гг.

Рисунок 2.8 - Динамика удельных расходов электроэнергии НГДУ за 2014-2015 гг., кВтч/т

Причиной роста энергетических затрат является следующее:

рост энергопотребления за счет увеличения добычи нефти на 119,932 тыс.т.;

рост тарифа на электроэнергию на 2,7% при среднем росте по ПАО «Татнефть» на 3,4%. Доля ВН составляет 53,8%, СН1 - 45,4% (ПАО «Татнефть» ВН - 65,2%, СН1 - 34,3%).

Отклонения фактического потребления от планового в среднем за 2015 год составили 2,5%, что значительно лучше показателя 2014 года - 2,83% (НГДУ «Елховнефть» находится на 6 месте среди НГДУ ПАО «Татнефть», в 2014 году был также на 6 месте).

В течение 2015 года достаточно эффективно проводились регулировочные мероприятия по снижению нагрузки в часы контроля мощности. Снижение сетевой мощности относительно ровного графика нагрузки в контрольные часы достигнут 2-й результат с показателем 1,81%, что на 0,05% ниже 1-го результата. Снижение генераторной мощности в контрольные часы по итогам 2015 года составило 5,73% - 3-й результат среди НГДУ. Показатель переноса нагрузки в ночные часы составил 2,44% - 3-й результат. Перенос нагрузки в выходные дни - 3,69% лучший показатель среди НГДУ.

Следует, улучшен показатель отклонения фактического электропотребления от заявленного с процентом отклонения - 2,5% (в 2014 г 2,83%). Эффективное выполнение регулировочных мероприятий по переносу нагрузок и повышение качества заявок электропотребления в течение года позволило сэкономить средств на оплату электроэнергии за счет снижения тарифа в сумме 18,3 млн руб.

3. ВЛИЯНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ НА СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

3.1 Состояние техники и технологии на предприятии и методы повышения эффективности производства

Анализ состояния техники и эффективности технологий осуществляется для определения их соответствия современным требованиям производства. Данный анализ позволяет также диагностировать необходимость дальнейшего развития техники и является основой деятельности инженерно-технических служб предприятия.

За 2015 год в НГДУ «Елховнефть» выполнялась работа по внедрению мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования утвержденная главным инженером ПАО «Татнефть».

В производство внедрено 27 мероприятий, в том числе разработки института «ТатНИПИнефть» - 16 меропритий, разработки структурных подразделений ПАО «Татнефть» -8 мероприятий, сторонние организации - 3 мероприятия. Производственные отделы осуществляли работы по организации внедрения, координации и контролю выполнения утвержденного плана мероприятий [2, c. 8].

Ежеквартально выполнялся анализ показателей работы внедряемого оборудования и технологий с соответствующим документальным оформлением.

В таблице 3.1 представлен экономический эффект от мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования.

Экономический эффект от внедрения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования составил в 2015 году 1 258 571 тыс.руб., в том числе 1 147 658 тыс.руб. за счет дополнительной добычи нефти и 110 913 тыс.руб. за счет экономии ресурсов. Фонд премирования составил в 2015 году 289 464,6 тыс.руб.

Таблица 3.1 - Экономический эффект от мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования

За 2015 год наращивались объемы по автоматизации и телемеханизации технологических процессов по всем обслуживаемым объектам НГДУ. Выполнена автоматизация и телемеханизация 37 новых скважин из бурения, 22 скважин с ОРД, 3 скважин из других категорий.

Выполнена автоматизация и телемеханизация скважин после перемонтажа СК, ГТМ на 276 действующих добывающих скважин, более наглядно можно увидеть на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Телемеханизация добывающих скважин. Доля дебита скважин от действующего фонда, %

Количество телемеханизированных добывающих скважин достигло 901 (для сравнения, 877 в 2014 году).

Все средства автоматизации и телемеханизации находятся на сервисном обслуживании ООО «Татинтек».

Выполнено оснащение сернистых КНС датчиками загазованности (14 штук).

В рамках выделенных ООО «Татинтек» инвестиций по капитальному строительству поименованных объектов в 2015 году практически завершена реконструкция АСУТП ЦППД - 1.

Выполнен монтаж узла учета нефти на базе массомера для приема СВН на ЦКППН - 1.

Выполнено оснащение массомером узла учета воды на узле сепарации ЦКППН - 2.

Смонтирован и запущен в работу узел учета №208а на Акташской УПВСН ЦКППН.

Выполнено оснащение 98 шт. блоков реагента при ДНС и скважинах датчиками Вегабар 17 для организации автоматического учета подаваемого реагента.

Выполнено техперевооружение системы голосовой связи с бригадами ПРС (сеть «Акшионет» заменили на репитерыGSM).

Выполнен текущий ремонт индикаторов веса в бригадах ЦПРС (17 бригад).

Выполнено внедрение сети голосовой связи и передачи данных «Тетра» на территории деятельности ЦДНГ - 3,4,7.

Выполнен вывод информации в ТМ «ДИСК - 110» показаний со счетчиков электроэнергии ПС - 131,136, об удельном потреблении электроэнергии насосных агрегатов ДНС в буфер ТМ КИС АРМИТС.

По выполнению производственной программы, в части эксплуатации оборудования, проведения работ по обслуживанию и ремонту НПО с привлечением УК ООО «ТМС - групп» в 2015 году:

действующий фонд приводов ШГН составил 2 383 приводов ШГН, из них:

СК - 2 144 единицы;

ПЦ - 193 единиц;

ГП - 47 единиц; (в 2014 году 2 366, СК - 2 165, ПЦ - 173, ГП - 28).

простой приводов ШГН составил в 2015 году - 7,7 скв./сут, в 2014 году - 8,2 скв./сут; недоборы 24,61 тонн/сут, в 2014 - 25,69 тонн/сут, в нормативные значения по простоям и недоборам выполнены, но имеет место небольшой рост показателей, обусловленный увеличением конструктивных заявочных ремонтов с 5 981 до 6 562;

произведено 930 изменений параметров работы приводов ШГН;

узловой ремонт выполнен на 150 скважинах (в 2014 - 143);

покраска произведена на 791 приводах ШГН (в 2014 году на 1 068).

В 2015 году на приводах ШГН произошло 87 аварий, из них 86 на СК, 1 на ПЦ (в 2014 - 102, на СК - 102, на ПЦ - 0). В динамике отмечается уменьшение количества аварий в сравнении 2014 года [2, c. 11].

Анализ аварийности показал, что основными причинами явились: падение траверсы балансира - 27, обрыв шатуна - 15, выход нижней пальца шатуна из кривошипа - 15 и другие. В связи с этими были реализованы мероприятия по снижению количества и предупреждению аварийности, включающие в себя работу с проблемным фондом (разработан регламент), разработан стандарт отбраковки крепежных элементов опоры траверсы, работа с персоналом цехов добычи в части оперативной и правильной оценки технического персоналом цехов добычи в части оперативной и правильной оценки технического состояния, современности предоставления информации, заявки на устранение неисправностей, которыемогут повлечь аварийный выход из строя, также работа с персоналом сервисного предприятия по выполнению в полном объеме и качественно работ по обслуживанию и ремонту, ведется постоянный мониторинг нагрузок на ГБ приводов ШГН, заявок по неисправностям как на приводах ШГН, так и на ГНО, контроль выполнения работ по ЭПБ и оперативному устранению замечаний на приводах ШГН после проведения экспертизы.

При оценке наличия и текущего технического состояния эксплуатируемого оборудования, ситуация сложилась следующим образом: общее количество насосов перекачки в НГДУ - 119, отработавших нормативный срок 38, что составляет 31,9 процентов от общего количества.

Из 21 сварочного агрегата, отработавших нормативный срок - 2 ед., в 2015 году произведена закупка сварочных выпрямителей ARC - 250, Форсаж 2100м, ИНЭМ - 200 т в количестве 4 штук.

Сосудов работающих под давлением и емкостного оборудования в НГДУ - 188, их них отработавших нормативный срок 122 ед., износ составляет 64 процента.

С целью увеличения срока службы емкостного оборудования по результатам экспертизы промышленной безопасности и капитального ремонта, проведено внутреннее антикоррозионное покрытие трех сосудов работающих под давлением, их них на ЦКППН в количестве 2 ед., объем 200, ЦДНГ - 1 ед. нефтегазосепаратор, объемом 50 [2, c. 64] .

Основные направления по обеспечению работоспособности оборудования представлены в таблице 3.2.

Силами механической службы Елховского НПУ произведены следующие виды работ: в рамках выполнения запланированных мероприятий и проведения капитального ремонта ЕНПУ выполнены текущий и средний ремонт насосно - компрессорного оборудования в количестве 153 единиц, 9 в 2014 - 177), капитальный ремонт 3 единиц (2014 г - 2).

Также выполнены работы по освидетельствованию 39 единицы емкостного оборудования (в 2013 - 31), 14 единиц ГПМ (в 2014 - 14), диагностирование трубопроводов, печей и другого технологического оборудования - 92 ед. Для структурных подразделений выполнена тарировка 231 ППК, в 2014 - 280.

Таблица 3.2 - Основные направления по обеспечению работоспособности оборудования

Таким образом, в НГДУ «Елховнефть» имеются возможности для увеличения эффективности производства, позволяющие увеличить прибыль. Внедрение различных инновационных технологий поможет снизить издержки производства и себестоимость продукции.

.2 Технологическое обоснование мероприятий, направленных на снижение энергетических затрат в себестоимости добычи нефти

.2.1 Характеристика и анализ эффективности внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях

Электромеханические устройства РЗА, долгое время эксплуатировавшиеся на энергообъектах НГДП, выработали свой ресурс, их эксплуатация трудоёмка, требуют специфической подготовки персонала, не позволяет эффективно включить систему РЗА в современную автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП). В связи с этим в объединении проведена масштабная модернизация оборудования релейной защиты и автоматики.

По своим техническим и ценовым характеристикам они наиболее соответствуют требованиям, предъявляемым к релейной защите подстанций НГДП. Сегодня на объектах энергетики России и за её пределами эксплуатируются свыше 100 000 МТ производства НТЦ «Механотроника».

В настоящее время заменено 19% от общего числа электромеханических РЗиА (устанавливались МПУ типа SEPAM производства французской компании «Шнайдер-Электрик») [39, c.52].

В связи с высокой стоимостью МПУ типа SEPAM повсеместное массовое оснащение ими подстанций требует значительных финансовых ресурсов. Поэтому было принято решение - для замены аналоговых реле защиты на подстанциях ПАО «Татнефть» использовать отечественные аналоги МПУ.

Управлением энергетики совместно со специалистами НГДУ, Инженерного центра и ООО «Диагностика-Энергосервис» были рассмотрены несколько вариантов защит МПЗ:

УЗА производства фирмы «ЭнергоМашВин»;

SPAC концерна ABB (сборка Чебоксарского электроаппаратного завода);

блок микропроцессорной релейной защиты (далее БМРЗ) производства фирмы «Механотроника» (г. С-Петербург).

По совокупности характеристик наиболее приспособленными к использованию на подстанциях ПАО «Татнефть» были признаны устройства БМРЗ. В числе их преимуществ: более гибкая логика, высокая чувствительность и надежность, широкий диапазон рабочих температур (от -40 до +60° С), простота и удобство монтажа. БМРЗ обладают высокими эксплуатационными характеристиками, имеют полный набор необходимых защит и функций автоматики, относительно невысокую стоимость.

Типовые решения по РЗА, применённые при оснащении подстанций объединения 110/35/6 (10) кВ на базе МТ БМРЗ-100 и новых МТ БМРЗ-150, представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Перечень МТ РЗА для оснащения ПС 35/6 (10) кВ

Далее, на рисунке 3.2 представлено решение по РЗА подстанции.

Рисунок 3.2 - Решение по РЗА подстанции 35/6 (10) кВ

При использовании МТ БМРЗ-150 могут быть достигнуты более высокие количественные показатели РЗА. В сравнении с МТ БМРЗ-100 они имеют более широкий диапазон контролируемых значений входного тока (0,05÷50∙Iном), что позволяет сохранять высокую точность измерений как в области сверхтоков (в режимах КЗ), так и в режимах номинальных нагрузок. Это важно для таких защит, как дифференциальная и дистанционная. БМРЗ-150 также имеют высокую чувствительность по входу тока нулевой последовательности - от 0,004 А [35, с. 63].

Дополнительно МТ БМРЗ-150 имеет расширенные возможности по организации автоматики за счёт большего числа дискретных входов и выходов, включения пользовательских алгоритмов, реализации протоколов MODBUS RTU, МЭК 60870-5-101, -103, -104, МЭК 61850, а также синхронизации времени PPS и TCIP, NMEA, SNTP, PTP с использованием RS-485 и Ethernet. Кроме этого в них реализован алгоритм мониторинга высоковольтного выключателя с расчётом его остаточного ресурса.

Третьим весомым преимуществом МТ БМРЗ-150 является унификация исполнений, что позволяет потребителю уменьшить запас приборов на складах.

Кроме того возможна привязка терминалов БМРЗ к используемым схемам вторичной коммутации. Программное обеспечение терминалов дополнено функциями, необходимыми для защиты синхронного двигателя: защита от перегрузки, токовая отсечка, защита минимального напряжения, защита максимального напряжения, защита от асинхронного хода.

Для обеспечения качества и безаварийности работ по переоснащению РЗА ПС разработаны технологические карты. Ими регламентируется выполнение следующих действий:

) подготовка панели отсека РЗА в условиях базы - монтаж на панель МТ, приборов, устройств коммутации и светосигнальной арматуры с последующей проверкой схемы, нанесение маркировки;

) демонтаж старых защит и лицевой панелиотсека РЗА, подготовка вторичных цепей к монтажу МТ;

) установка подготовленной в условияхбазы панели отсека РЗА с МТ, монтаж вторичных цепей в соответствии с принципиальной схемой;

) проверка монтажа путём «прозвонки», программирование МТ, контрольные испытания действия РЗА присоединения или ввода.

Проведенный анализ внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях представлен в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Исходные данные для БМРЗ

Исходя из анализа данных таблицы 3.4, очевидно, что, возможно снижение стоимости ТО на 1 тыс.руб. при уменьшении количества ТО на 0,67 раз в год и снижении стоимости ТР на 1,67 тыс. руб. Кроме того, количество ТР в год снижается на 0,16 раз. при продолжительности эффекта в течении 10 лет. Из этого следует, что применение БМРЗ позволяет повысить надежность работы релейной защиты на подстанциях и снизить эксплуатационные расходы по сравнению с электромеханическими устройствами РЗиА.

3.2.2 Характеристика и анализ снижения потребления реактивной составляющей электроэнергии за счет установки БСК (0,4кВ) в станциях управления СК

В настоящее время одной из приоритетных задач, стоящих перед службами НГДУ, является реализация мероприятий по снижению энергопотребления в процессах добычи нефти.

Компенсация реактивной энергии в местах её потребления возможна за счёт использования БСК (батареи статических конденсаторов) в станциях управления СК [37, c.33].

Батареи статических конденсаторов БСК - эффективное средство управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения.

Величина напряжения в различных точках энергосистемы изменяется в зависимости от нагрузки и схемы сети. Этот параметр согласно ГОСТ 13109-87 должен находиться в пределах от 5 до 20 процентов, представлена в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Напряжение в энергосистеме

Кроме того, ограничение по наибольшему рабочему напряжению электрооборудования диктуется надежностью работы изоляции электрооборудования, т.к. постоянно повышенное напряжение вызывает ускоренное старение изоляции и выход ее из строя. У большинства потребителей электроэнергии допускаются длительные отклонения напряжения от номинального не более чем на ±5 процентов. Превышение номинального напряжения приводит к сокращению срока службы оборудования, снижает производительность и экономичность электроприемников, пропускную способность линий электропередачи, может нарушить устойчивость работы синхронных и асинхронных электродвигателей. Как видно из таблицы 3.5, с повышением номинального напряжения допустимые повышения напряжения уменьшаются с 20 до 5 процентов. Это связано с ростом стоимости изоляции в установках более высоких напряжений, минимизацией затрат на изоляцию и выполнением оборудования практически на номинальное напряжение. Допустимые снижения напряжения в энергосистеме также лимитированы и составляют от 10 до 15 процентов [38, c.10].

Как видно, в электросетях возможны колебания напряжения от -15 до +20 процентов. Поэтому при изменении параметров схемы, величины нагрузки, и режима работы электрической сети необходимо регулировать уровень напряжения посредством технических мероприятий. Напряжение у потребителя определяется формулой 3.1:

= Uцп - (PнRэ + QнXэ) / Uцп                                               (3.1)

где Uцп - напряжение центра питания;н и Qн - активная и реактивная мощность нагрузки потребителя;э и Xэ - эквивалентное активное и индуктивное сопротивление между центром питания и потребителем.

Из приведенной формулы 3.2 очевидно, что можно влиять на напряжение у потребителя, изменяя реактивную мощность Qн, например, регулируя её с помощью батареи статических конденсаторов.

Доля технологических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях напряжением 6-10 кВ в среднем составляет 8-12 процентов от величины электроэнергии, отпущенной в сеть данного напряжения. Величина потерь электроэнергии определяется параметрами электрической схемы, конструкцией сетей и режимом нагрузки. Для сетей 10 кВ, потери электроэнергии существенно зависят от величины реактивной мощности, передаваемой потребителям по элементам сети. Например, при изменении коэффициента мощности (tgφ) от 0,5 до 0,8 потери электроэнергии увеличиваются примерно на 20 процентов. Известночто значения коэффициентов мощности на шинах 10 кВ источников питания и на подстанциях 35-110/10 кВ изменяются в процессе эксплуатации и достигают значений 0,77-0,85, то есть, потери электроэнергии при передаче реактивной мощности становятся существенными.

В таблице 3.6 представлена номенклатура и мощность БСК и КРМ.

Таблица 3.6 - Номенклатура и мощность БСК и КРМ

Батареи статических конденсаторов на напряжения 6, 10, 35, 110 и 220 кВ мощностью от 5 до 200 МВАр производятся на базе косинусных однофазных конденсаторов, путем параллельно-последовательного соединения их в звезду или треугольник в зависимости от режима работы нейтрали. Внедрение батарей статических конденсаторов позволяет увеличить напряжение на шинах подстанций на 3-4 процентов, снизить потери в сетях 6-110 кВ, скорректировать перетоки энергии и урегулировать напряжение в энергосистеме [38, с. 40]. Кроме того, при превалировании тяговой нагрузки, вследствие ее неравномерности и обусловленной тем самым неравномерной загрузки линий, возникает необходимость регулирования показателей качества передаваемой электроэнергии применением компенсирующих устройств (БСК или реакторов, в зависимости от режима).

БСК состоит из групп силовых конденсаторов, собранных в стальные несущие блоки, закрепленные на полимерных изоляторах. БСК выполняется на трех стойках с размещенными на них конденсаторами, токоограничивающими реакторами и трансформаторами тока.

Между стойками БСК предусмотрены шестиметровые проезды для автокрана, предназначенные для монтажа блоков конденсаторов. БСК поставляется в исполнении У1 для температур от -55 до +45 град. С. Для более низких температур БСК монтируется в утепленном быстровозводимом контейнере [39, c. 33].

Стальные конструкции выполняются из сварных профилей, защищенных от коррозии гальваническим цинкованием (цинковое покрытие - не менее 650 г/м2). Конструкции собраны в блоки по 6-8 конденсаторов, монтируются на месте, и имеют в комплекте крепеж, наконечники и медные шины для соединения конденсаторов, а также гибкие медные переходы. В БСК применяются силовые конденсаторы 600 кВАр; 6-10 кВ, 560 кВАр; 11,7 кВдля напряжений 35 кВ, 542 кВАр; 7,94 кВ для напряжений 110-220 кВ с двумя фарфоровыми изоляторами и встроенными предохранителями.

Трансформаторы тока ТФЗМ (по 1 на фазу) подключаются первичной обмоткой в разрыв двух параллельных групп, и в случае разбаланса выдают сигнал на устройства РЗА для отключения головного выключателя. Токоограничивающие реакторы (по 1 на фазу) ограничивают ток при включении БСК. Соединения выполняются гибкой медной шиной, для предотвращения повреждения изоляторов при температурном расширении (сжатии), либо при воздействии электродинамических сил.

В таблице 3.7 представлены исходные данные монтажа БСК.

Таблица 3.7 - Исходные данные

Технологический эффект от внедрения БСК будет формироваться за счет снижения потребления электроэнергии на 10 процентов. Среднее потребление электроэнергии в год за счет установки БСК снизилась на 6,157тыс.кВт/ч, что составляет 10 процентов.

Таким образом, анализируемая технология характеризуется значительной технологической эффективностью применения. Установка БСК позволит снизить энергопотребление.

3.3 Оценка экономической эффективности мероприятий, направленных на снижение энергетических затрат в себестоимости добычи нефти

.3.1 Расчет экономической эффективности внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях

В настоящее время в ПАО «Татнефть» эксплуатируется 319 распределительных подстанций класса 110 и 35 кВ. Большинство присоединений на этих подстанциях укомплектовано электромеханическими устройствами РЗиА. Данные устройства физически и морально устарели (срок их эксплуатации достигает 40 и более лет). С целью повышения надежности работы электрооборудования и снижения роста аварийных отключений на подстанциях проведена работа по замене электромеханических реле на микропроцессорные устройства (МПУ). Экономический эффект от внедрения рассчитывается согласно основным положениям РД 39-01/06-0001-89 методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

ЭТ = З1- З2                                                                                    (3.2)

где ЭТ - экономический эффект от внедрения;

З1и З2 - затраты по базовому и новому вариантам, соответственно.

Среднегодовой экономический эффект за 2015 год составил 4,49 тыс.руб. Исходные данные для расчета экономического эффекта представлены в таблице 3.4. Объем внедрения составляет 206 шт., стоимость технического ремонта составит 3,14 тыс.руб. Расчет эффективности внедрения защит БМРЗ на подстанциях представлен в ПРИЛОЖЕНИИ Г. Исходя из проведенных расчетов экономического эффекта, очевидно понятно, что благодаря внедрению защит БМРЗ на подстанциях, экономический эффект от переходящих объемов составит 91,46 тыс.руб. за один год. Динамика изменения чистой прибыли, экономии электроэнергии и ЧДД после внедрения мероприятия представлена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Динамика изменения чистой прибыли, ЧДД и экономии электроэнергии, тыс.руб.

ЧДД больше нуля и составляет 4942,23тыс. руб. за 10 лет расчета. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то время как продолжительность эффекта составит 10 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,73 д.ед., то есть ИДДЗ > 1.

Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

3.3.2 Расчет экономической эффективности снижения потребления реактивной составляющей электроэнергии за счет установки БСК в станциях управления СК

В НГДУ эксплуатируется большое количество электродвигателей СК, мощность которых значительно превышает необходимую. При таких недогрузках электродвигатели в большом количестве потребляют реактивную энергию. Коэффициент мощности составляет 0,2-0,3 при нормативном значении 0,92. Транспортировка реактивной энергии по линиям электропередачи сопровождается потерями активной энергии.

Эффективным способом снижения потерь электрической энергии в сетях является установка батарей статических конденсаторов. Выбор мощности и мест установки компенсирующих устройств проводится по условию минимума приведенных затрат с учетом стоимости компенсирующих устройств и ожидаемой экономии от снижения потерь электрической энергии [39, c. 24].

Расчет экономической эффективности снижения потребления реактивной составляющей электроэнергии за счет установки БСК в станциях управления СК представлен в ПРИЛОЖЕНИИ Д. Исходя из проведенных расчетов экономического эффекта, очевидно, что благодаря внедрению БСК чистая прибыль в первый год внедрения составит 816,5 тыс.руб., на весь срок внедрения сумма чистой прибыли составит 9 031,1 тыс.руб.

Динамика ЧДД, экономии электроэнергии и чистой прибыли от внедрения предлагаемого мероприятия представлена на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Динамика ЧДД, чистой прибыли и экономии электроэнергии от внедрения БСК, тыс.руб.

В первый год внедрения ЧДД больше нуля и составит 303,8 тыс. руб., а за 11 лет составит 5662,0 тыс. руб. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то время как продолжительность эффекта 11 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,7 д.ед., то есть ИДДЗ > 1. Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

3.4 Влияние применения мероприятий направленных на себестоимость добычи нефти

Снижение себестоимости приводит к увеличению суммы прибыли и уровня рентабельности. Поэтому анализ влияния внедрения мероприятий на себестоимость добычи нефти крайне важен. Анализ влияния энергосберегающих мероприятий на себестоимость добычи нефти представлен.

Таблица 3.8 - Анализ влияния энергосберегающих мероприятий на себестоимость добычи нефти

Как видно из таблицы 3.8, производственная себестоимость уменьшилась на 1 082 тыс.руб., на что повлияли следующие статьи затрат:

расходы на энергию по извлечению нефти по первому мероприятию уменьшились 1083,7 тыс.руб., по второму мероприятию на 91,46 тыс.руб. В результате расходы составили 1 970 434 тыс.руб., наибольшее влияние оказало установка БСК в станциях управления СК;

сумма амортизации скважин после внедрения мероприятий составила 696 794 тыс.руб., за счет установки БСК в станциях управления СК увеличилась на 74,90 тыс.руб., за счет внедрения блока микропроцессорной релейной защиты на подстанциях на 18,72 тыс.руб.

Изменение себестоимости после внедрения определяется в зависимости от предлагаемого организационно - технического мероприятия и их влияния на отдельные статьи затрат. Наглядно динамика себестоимости 1 т валовой продукции до и после внедрения мероприятий приведена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Динамика себестоимости 1 т валовой продукции до и после внедрения мероприятий, руб.т

Благодаря внедрению энергосберегающих мероприятий себестоимость на 1 т валовой нефти снизилась на 364 руб., что само по себе говорит о целесообразности их проведения.

3.5 Влияние предложенных мероприятий на технико - экономические показатели предприятия

Влияние рассмотренных в данной работе мероприятий по энергосбережению на основные технико-экономические показатели предприятия представлено в таблице 3.8.

Таким образом, благодаря внедрению энергосберегающих мероприятий:

себестоимость 1 т валовой нефти снизилась на 364 руб. и составила 8 680руб.т;

рентабельность увеличилась на 0,01% и составила 19,23%;

валовая прибыль увеличилась на 1 113 тыс.руб. или 0,025%.

Таблица 3.8 - Сопоставление ТЭП до и после реализации мероприятий по энергосбережению

Наглядно динамика валовой прибыли до и после внедрения мероприятий приведена на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Динамика изменения валовой прибыли после внедрения мероприятий, тыс.т

Валовая прибыль увеличилась на 1 082 тыс.руб. и составила 5 134 872 тыс.руб., на изменение повлияла уменьшение производственной себестоимости.

Изменение себестоимости валовой продукции можно увидеть на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Динамика производственной себестоимости до и после внедрения мероприятий, руб.

Как видно из рисунка 3.7, мероприятия оказали значительное влияние, и производственная себестоимость уменьшилась на 1 082 тыс.руб. и составила 26 708 693 тыс.руб.

На рисунке 3.8 представлена динамика рентабельности продукции до и после внедрения мероприятий.

Рисунок 3.8 - Динамика изменения рентабельности продукции после внедрения мероприятий, %

Из рисунка 3.8 видно, что рентабельность продукции увеличилась на 0,1% и составила 19,23%, что является положительной тенденцией.

В целом, в результате предложенных мероприятий увеличилась прибыль и рентабельность продукции, что немаловажно для предприятия. Рост этих показателей говорит о повышении эффективности производственно-хозяйственной деятельности предприятия, а также об относительном повышении доходов предприятия на каждый рубль затрат.

Таким образом, проведенные мероприятия позволяют укрепить экономическое положение НГДУ «Елховнефть», и в связи с этим их можно считать экономически целесообразными.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В связи с тем, что большинство месторождений находятся на последних стадиях разработки, их эксплуатация осложнена добычей высоковязкой нефти и образованием водонефтяной эмульсии (ВНЭ), при этом себестоимость добычи нефти соответственно возрастает.

При этом опережающими темпами растут и энергетические затраты.

Хотя сегодня энергия и стоит достаточно дешево, она будет и дальше подниматься в цене. Существенна экономия даже 1% энергозатрат.

Поэтому поиск и внедрение мероприятий по экономии энергоресурсов приобретают наибольшую актуальность.

Ввиду того, что нереализованный потенциал в области энергосбережения достаточно велик компания ПАО «Татнефть» и ее структурные подразделения отводят большое внимание повышению эффективности работы фонда скважин и развитию энергосберегающих технологий.

Обобщая полученные результаты работы можно отметить, что в целом по НГДУ технико-экономические показатели на протяжении многих лет остаются достаточно стабильными.

В 2014 г. добыча нефти составила 2 958,1 тыс.т, что по сравнению с 2013 г. больше на 4 тыс.т. Увеличение добычи нефти произошло за счет использования гидродинамических и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Наибольшую долю составляют затраты, зависящие от деятельности подразделений3 686 874,5 тыс.руб. (82,47%) в 2013 году и 5 371 756 тыс.руб. (61,38%) в 2014 году. Данное сокращение произошло в основном из-за уменьшения таких показателей, как: прочие денежные расходы на 10,33%,энергия со стороны на 2,36% и вспомогательные материалы на 0,70%

Затраты, не зависящие от деятельности подразделений сократились на 5,25% и составили 38,62% или 3 379 995 тыс.руб. в 2014 году, на это повлияли: ГТМ уменьшились на 103 496 тыс.руб. или 3,54%; прочие денежные расходы на 842 932 тыс.руб. и амортизация на восстановление на 1,30% или 179 194 тыс.руб.

В 2013 году точка безубыточности в стоимостном выражении составляла 15 947 132,2тыс.руб., или 1 572,38тыс.т в натуральном выражении. В 2014 году точка безубыточности в стоимостном выражении составила 17 612 258,5тыс. руб., или 1 701,84 тыс.т в натуральном выражении.

Точка безубыточности в процентах к максимальному объему в 2013 году составляла 53,22%, а зона безопасности составляла46,77%. Это означает что объем реализации, при котором производство не принесет ни прибыли, ни убытков равен 1 572,38тыс.т что не превышает 53,22% от фактического объема добычи нефти в 2013 году.

В 2014 году точка безубыточности в процентах к максимальному объему составила 57,53%, а зона безопасности составила 42,46%.

Это означает что объем реализации, при котором производство не принесет ни прибыли, ни убытков равен 1 701,85 тыс.т что не превышает 57,53% от фактического объема добычи нефти в 2014 году.

Компенсация реактивной энергии в местах её потребления возможна за счёт использования БСК в станциях управления СКН.

В первый год внедрения ЧДД>0 и составляет 303,8 тыс. руб., а за 11 лет составит 5662,0 тыс. руб. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то время как продолжительность эффекта 11 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,7 д.ед., то есть ИДДЗ > 1. Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

БМРЗ обладают высокими эксплуатационными характеристиками, имеют полный набор необходимых защит и функций автоматики, относительно невысокую стоимость. Применение БМРЗ позволит повысить надежность работы релейной защиты на подстанциях и снизить эксплуатационные расходы по сравнению с электромеханическими устройствами РЗиА.

ЧДД > 0 и составляет 4942,23тыс. руб. Дисконтированный срок окупаемости меньше года, в то времякак продолжительность эффекта 10 лет, т.е. Ток<Tэффекта. Индекс доходности дисконтированных затрат составил 3,73 д.ед., то есть ИДДЗ > 1. Из этого следует, что инвестиционный проект является эффективным по всем критериям.

Благодаря внедрению энергосберегающих мероприятий себестоимость на 1 т валовой нефти снизилась на 364 руб.

Таким образом, все рассчитанные показатели говорят об экономической эффективности данных мероприятий по энергосбережению.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.     Годовой отчет НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015

2.       Пояснительная записка к годовому отчету НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015

.        Артёменко В.Г. Экономический анализ: учебное пособие / В.Г. Артёменко, Н.В. Анисимова. - М.: КНОРУС, 2013. - 288 c.

.        Агафонова Т.Н., Розанова В.Н. Теория экономического анализа: учебно-методический комплекс. М.: МГУТУ, 2014. - 153 с.

5.     Бернер М.С., Лоскутов А.В., Понаровкин Д.Б., Тарасова А.Н. Зарубежный опыт мотивации энергосбережения // Энергосбережение. - 2013. №3. - С.44-48

6.       ГатауллинаЭ.Р. Нефтяная газета / Два в одном: новый взгляд.- 2013 г. С. 32 - 834.

.        Гинзбург М. Я., Павленко В. И., Климов В. П. Об энергетических показателях УЭЦН. Инженерная практика. 2014 г. № 8.С. 42 - 93.

8.     Гуреева М.А. Экономика нефтяной и газовой промышленности: учебник М.: Академия, 2013. - 240 с.

9.     Гутенев В.В., Москаленко А.П. Экономика природопользования и ресурсосбережения. Высшее образование. Феникс, 2014. - 479 с.

10. Дмитриевский А.Н. Ресурсосбережение: основные задачи и направления ресурсосбережения в нефтяной и газовой промышленности. Вестник ОНЗ РАН, том 2. 2013 г. С. 42 - 52.

11.     Евтушенко Е.В. Экономика нефтегазового комплекса: учебное пособие; УГНТУ, кафедра ЭНГП. - Уфа : Нефтегазовое дело, 2014. - 541 с.

12.   Ивановский В. Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления // Инженерная практика. 2013. № 6.С.18-26.

13.   Илышев А.М. Общая теория статистики: учебник/ Илышев А.М.- М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2013. - 535 с.

14.   Кравцов А.В., Ушева Н.В., Бешагина Е.В., Мойзес О.Е., Кузьменко Е.А., Гавриков А.А. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа. Издательство Томского политехнического университета, 2014. - 128 с.

15. Куренков А.М. Статистика. Учебник / Куренков А.М., М.: Издательско-торговый дом «Перспектива», 2013. - 770 с.

16.     Паламарчук А.С. Экономика предприятия. Учебник. Высшее образование. ГРИФ, 2014. - 457 с.

.        Савицкая Г. В. Экономический анализ. Издательство: ИНФРА-М, 2013 г.

.        Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности: учебник; 2-е изд., Минск: РИГТО, 2013. - 367 с.

.        Скляренко В.К. Волков О.И. Экономика предприятия. Учебник. Высшее образование. ИНФРА-М, 2013. - 280 с.

.        Травникова, Т.Н. Сравнительная характеристика различных подходов к учету затрат и анализу финансовых результатов деятельности предприятия, 2014 г. - 674 с.

21.   Щербакова Н.С. Управление затратами организации (предприятия). Конспект лекций.- Москва, 2013.- 98 с.

22.     Структура себестоимости по элементам затрат [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"906254.files/image032.gif">

Рисунок А1 - Организационная структура НГДУ «Елховнефть»

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица Б1 - Основные технико - экономические показатели НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Таблица В2 - Калькуляция себестоимости добычи нефти за 2014-2015 годы

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Таблица Г3 - Расчет экономической эффективности внедрения защит БМРЗ на подстанциях

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Таблица Д4 - Расчет технико-экономического обоснования внедрения БСК в НГДУ "Елховнефть", тыс.руб.