Анализ влияния ввода добывающих скважин из бездействия

      С/с1 т – себестоимость перекачки 1 тонны нефти.

 

- Расходы по технологической подготовке нефти:

 

                                       Ртп=Q* С/с  ,                                                      (3.6)

где  Q - объём полученной нефти на установку;

      С/с –  себестоимость подготовки 1 тонны  нефти.

 

3.4. Методика и анализ  факторов изменения точки безубыточности  и зоны безопасности

Известно, что целью деятельности фирмы (предприятия) в современной экономике является получение прибыли. Именно при этом условии фирма может стабильно существовать и обеспечивать себе основу для роста. Стабильная прибыль фирмы проявляется в виде дивиденда на вложенный капитал, способствует привлечению новых инвесторов и, следовательно, увеличению собственного капитала фирмы. Поэтому становится ясным интерес к проблемам прибыльности деятельности фирмы. Весьма важным аспектом данного вопроса является концепция безубыточности деятельности фирмы, как первого шага к получению бухгалтерской, а в последствии и экономической прибыли. В данном разделе рассмотрим проблему безубыточности деятельности предприятия с точки зрения экономической теории с тем, чтобы далее изучить вопросы определения точки безубыточности фирмы, анализа безубыточной деятельности  и планирования безубыточности в краткосрочном и долгосрочном периодах.

Безубыточность – такое состояние, когда деятельность не приносит ни прибыли, ни убытков. Это выручка, которая необходима для того, чтобы предприятие начало получать прибыль. Для НГДУ ее можно выразить в количестве (тонн) нефти, которую необходимо продать, чтобы покрыть затраты, после чего каждая дополнительная единица проданной продукции будет приносить прибыль предприятию.

Разность между фактическим количеством реализованной продукции и безубыточным объемом продаж продукции – это зона безопасности (зона прибыли), и чем больше она, тем прочнее финансовое состояние предприятие.

Безубыточный объем продаж и зона безопасности предприятия - основополагающие показатели при разработке бизнес-планов, обосновании управленческих решений, оценке деятельности предприятий. Для определения их уровня можно использовать аналитический и графический способы.

Сведем данные для определения безубыточности НГДУ «Нурлатнефть» в таблице 3.4

Таблица 3.4.

Исходные данные для определения точки безубыточности НГДУ «НН»

№ п/п	Показатели	Ед.изм.	Значение
1	Объем товарной нефти за 2008г	тн	2007007
2	Цена нефти (р)	тыс.руб/тн	7,009
3	Выручка (В)	тыс.руб	14067112
4	Постоянные затраты (А)	тыс.руб	3302003
5	Переменные расходы на ед. товарной нефти (b)	тыс.руб/тн	3,415
6	Переменные расходы на весь объем товарной продукции (З пер)	тыс.руб	6854058
7	Прибыль от реализации ТП (П)	тыс.руб.	3911051
8	Маржинальный доход (МД=В-Зпер)	тыс.руб	7213054
9	Доля маржинального дохода в выручке (Дмд)		0,51
10	Ставка маржинального дохода (С мд)	тыс.руб	3,594

 

Для определения безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятия построим график (рис.3.4. ). По горизонтали показывается объем реализации продукции (тыс.тн) в процентах от производственной мощности предприятия, или в натуральных единицах (если выпускается один вид продукции), что применимо к НГДУ, по вертикали – себестоимость проданной продукции и прибыль, которые вместе составляют выручку от реализации.

 

 

 

Рисунок 3.4 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и ее себестоимостью.

По графику можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Можно определить также точку, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции. Она получила название точки безубыточного объема реализации продукции, или порога рентабельности, или точки окупаемости затрат, ниже которой производство будет убыточным.

В нашем примере критическая точка расположена на уровне 46% возможного объема реализации продукции. Если добыча нефти составит более 46% от производственной мощности предприятия, то будет прибыль. Если же менее 46%, то предприятие окажется убыточным.

Если предприятие полностью использует свою производственную мощность, добудет и реализует 2007007 тн нефти, то зона безопасности (запас финансовой прочности) составит 46%. Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.

Полученную зависимость можно представить по-другому (рис.3.4.а) При объеме реализации, равном нулю, предприятие получает убыток в размере суммы постоянных расходов. При добыче 2007007 тн нефти прибыль составит 3911051 тыс.руб. Соединив эти точки между собой, получим на линии Х точку критического объема продаж

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.4.а. Определение точки безубыточности

 

В данном случае точка окупаемости (порог рентабельности) будет на отметке 918754 тн ли 6475 млн.руб. Получен тот же результат, только более простым способом.

Аналитический способ расчета безубыточного объема продаж и зоны безопасности предприятия более удобен, чем графический, так как исключает необходимость чертить каждый раз график, что довольно трудоемко. Можно вывести ряд формул и их помощью рассчитать данные показатели.

Для определения безубыточного объема продаж в стоимостном выражении необходимо сумму постоянных затрат разделить на долю маржинального дохода в выручке:

                        В кр =

                          (3.7)

Для одного вида продукции безубыточный объем продаж можно определить в натуральном выражении:

VPПкр =

Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100%, может быть использована формула:

                                     Т = А : МД * 100%                                              (3.8)

 

Т = 3302003:7213054 = 0,46 = 46%

 

Если стоит задача определения объем реализации продукции для получения определенной суммы прибыли, тогда формула будет иметь вид:

VPП =

Полученная величина в 2,5 раза больше, чем безубыточный объем продаж в натуральном измерении (2063821:918754). При этом нужно добыть и реализовать 918754 тн нефти, чтобы покрыть постоянные затраты предприятия.

Для определения зоны безопасности аналитическим методом по стоимостным показателям используется следующая формула:

ЗБ =

или 54%

Приведенные графики и аналитические расчеты показывают, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а также от уровня цен на продукцию при повышении цен нужно меньше реализовать продукции, чтобы получить необходимую сумму выручки для компенсации постоянных издержек предприятия, и наоборот, при снижении уровня цен безубыточный объем реализации возрастает. Увеличение же удельных переменных и постоянных затрат повышает порог рентабельности и уменьшает зону безопасности.

Поэтому каждое предприятие стремится к сокращению постоянных издержек. Оптимальным считается такой план, который позволяет снизить долю постоянных затрат на единицу продукции, уменьшить безубыточный объем продаж и увеличить зону безопасности.

 

 

 

 

4. Расчет экономической эффективности внедрения мероприятий по

вводу в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

 

          4.1.Методики определения экономической эффективности от

внедрения новой техники в нефтегазодобывающем управлении.

 

Целесообразность создания и внедрения новой техники и проведения организационно-технических мероприятий определяется на основе расчета их экономической эффективности.

В производство внедряются организационно-технические мероприятия, новая техника и технология тогда, когда они обеспечивают:

а) снижение затрат на производство единицы продукции;

б) повышение качества изделий;

в) рост производительности труда.

Экономический эффект от использования мероприятий НТП при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений образуется за счет получения дополнительной добычи нефти и газа в результате оптимизации режима разработки объектов и работы скважин, использования новых методов повышения нефтеизвлечения и повышения их эффективности, использования методов воздействия на призабойную зону скважин; за счет сокращения затрат времени на проведение подземных и капитальных ремонтов скважин, повышения качества ремонтов, увеличения межремонтного периода работы скважин и другого нефтепромыслового оборудования, совершенствования процессов сбора, подготовки и внутри промыслового транспорта нефти, газа и воды, снижения расхода энергии, материалов, топлива, снижения трудоемкости продукции, повышения фондоотдачи и т.д.

При проведении геофизических исследований скважин экономический эффект образуется за счет повышения качества, надежности и производительности геофизической аппаратуры, совершенствования технологии геофизических исследований, сокращения материально-технических ресурсов, оптимизации режимов работы скважин, повышения качества вскрытия продуктивных пластов и т.д.

Расчет экономической эффективности новой техники и организационно-технических мероприятий в нефтедобыче в большинстве случаев требует определения дополнительного объема добычи нефти. Изменение объема добычи нефти может произойти в результате увеличения суточной производительности скважин (дебита), ввода в эксплуатацию новых скважин (в том числе нагнетательных), сокращения простоев скважин при проведении ремонтных и исследовательских работ.

Если обосновывается необходимость строительства новых нефтяных скважин, то прирост объема добычи нефти (∆А) из них определяется по формуле

                             ΔА  = Nн

,                                                    (4.1)

где         Nн – количество новых скважин;        

     qн – проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти, т/сут;          

365 – количество дней  в году;          

 Кэ – коэффициент эксплуатации новых скважин.

Продолжительность расчетного периода при определении экономической эффективности от строительства новых скважин не должна превышать 10 лет, исходя из предельного (нормативного) срока окупаемости капитальных вложений принятых для нефтяной промышленности. Дебит скважин по годам расчетного периода снижается.

Дополнительную добычу нефти по одной или группе  скважин (ΔА) от проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти, изменения режима их работы как во времени, так и по мощности можно определить по формуле

                     ΔА  =

(q2 – q1) .365 . кэ  .  ку  _ ΔАр,                                      (4.2)

где        q1, q2 – среднесуточный дебит по скважине или группе скважин по нефти, до  и после внедрения новой техники т/сут;

кэ – коэффициент эксплуатации скважин;

ку – коэффициент успешности МУН;

ΔАр – расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в ре- зультате простоя скважин при проведении мероприятия, т.;

365 – число дней в  году.

При расчете экономического эффекта по мероприятиям, используемым в производстве более года, за объем добычи нефти принимается фактическая добыча за год после внедрения. По мероприятиям, проектируемым к внедрению, для определения объема добычи нефти после внедрения за исходный дебит принимается среднесуточная производительность скважин, определяемая на основе гидродинамических исследований или статистических данных ранее проводимых аналогичных мероприятий. За исходный среднесуточный дебит для определения расчетного объема добычи до внедрения мероприятия принимается фактический дебит скважин по нефти за последние 3 месяца их работы до проведения мероприятия.

Дополнительную добычу нефти необходимо рассчитывать по каждой скважине в отдельности вследствие различия их среднесуточных  дебитов. Расчет суммарного среднесуточного дебита сводится в отдельную таблицу.

При расчете экономической эффективности методов совершенствования поддержания пластового давления, необходимо определять дополнительную закачку воды в пласт и дополнительную добычу нефти, получаемую за счет этого.

Дополнительная добыча нефти по мероприятиям, направленным на повышение нефтеотдачи путем закачки в пласт нового вытесняющего агента (ΔА), определяется по формуле

                                    ΔА = Аз . Нуд ,                                                       (4.3)

где        Аз – объем закачки в пласт вытесняющего агента, м3; 

Нуд – норматив удельной дополнительной добычи нефти, т/м3. 

 

Если внедрение новой техники в нефтедобыче отражается на изменении межремонтного периода работы скважин, то прирост добычи нефти определяется так

 

,                           (4.4)                             

                                                                                                                    

где: Тс, Тн – межремонтный период до и после проведения мероприятия, сут

         tр – продолжительность одного текущего подземного ремонта; сут.

q – среднесуточный дебит скважин, т/сут.; 

N – количество скважин, на которых внедряется новая техника или   проводятся мероприятия по увеличению межремонтного периода 

В данной формуле N – показывает количество подземных  ремонтов, сокращающихся в результате увеличения межремонтного периода.

Часть мероприятий, посвященных совершенствованию системы сбора, хранения, замера и подготовки нефти и газа, способствует увеличению объема добычи нефти за счет  уменьшения потерь и более полного сохранения легких фракций. Дополнительная добыча нефти в этих случаях определяется на основе результатов  научно-исследовательских работ, определяющих процент сокращения потерь нефти и объема перекачки и подготовки нефти после проведения мероприятий. 

Капитальные вложения

Капитальные вложения – это инвестиции в основной капитал (основные средства). Они включают  затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин и оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-исследовательские работы и некоторые другие затраты. Методика расчета капитальных затрат при определении эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса зависит от характера осуществляемых мероприятий.