Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 16 из 22)
Валовая продукция НГДУ за 2003 год составила 914,1 тыс. т нефти, товарная продукция – 907,7 тыс. т нефти. Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов в себестоимости нефти составили 82,6% и 17,4% соответственно.
Таким образом, полная себестоимость одной тонны товарной нефти в НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год составляет 1210,36 рубля.
Основной задачей НГДУ в ситуации, когда рентабельность разработки месторождений находится на низком уровне, является уменьшение себестоимости продукции. Это достигается путем увеличения объемов производства и реализации, либо уменьшением затрат по отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшие затраты.
Ввиду истощения запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ, и отсутствия воспроизводства минерально-сырьевой базы, говорить о значительном наращивании производства на данном уровне развития техники и технологий не приходится.
Проанализировав статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связаны содержанием и эксплуатацией оборудования (51,8%), с искусственным воздействием на пласт (11,3%), общепроизводственными расходами (12,2%), расходами на электроэнергию по извлечению нефти (6,1%) и с расходами по сбору и транспортировке нефти (7,7%).
Также в себестоимости значительна доля условно-постоянных затрат, не зависящих от объема производства. Снижение условно-постоянных затрат – основное направление снижения себестоимости продукции.
4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине
Оценка экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважин, покрывать ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по ним, а также некоторый чистый текущий доход.
Экономическая целесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системой показателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых в рыночной экономике при принятии инвестиционных проектов.
Для оценки экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие основные показатели эффективности:
– чистый поток денежных средств;
– аккумулированный поток денежных средств;
– чистый дисконтированный доход;
– внутренняя норма доходности;
– период окупаемости капитальных вложений;
– индекс доходности.
Каждый из перечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуривание боковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическую эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей.
К реализации могут быть приняты только те мероприятия, у которых:
– чистая настоящая стоимость больше нуля;
– индекс прибыльности не меньше единицы;
– внутренняя ставка рентабельности больше ставки дисконтирования;
– срок окупаемости минимален.
4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине
1 Выручка от реализации продукции.
В=Цн·Qн, (42)
где В-выручка от реализации нефти, добытой из бокового ствола, тыс. руб.;
Цн – цена реализации без НДС, тыс. руб./т;
Qн – объем добычи нефти из бокового ствола, тыс. т.
2 Эксплуатационные затраты на добычу нефти.
Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с нормативами текущих затрат и объемными технологическими показателями, представленными в таблицах 34 и 35. Нормативы эксплуатационных затрат рассчитываются на основе калькуляции затрат на добычу нефти за период (квартал), предшествующий планируемым технологическим показателям (таблица 33).
2.1 Затраты на энергию по извлечению нефти.
Зэ=Nн·Qн, (43)
где Nж – удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти, руб./т;
Qн – объем добычи нефти, тыс. т.
2.2 Затраты на закачку воды.
Зппд=Nппд·Qн, (44)
где Nппд – удельный норматив условно-перемнных затрат на закачку воды, приходящейся на 1 тонну добычи нефти, тыс. руб./т;
Qн – объем добычи нефти, тыс. т.
2.3 Затраты на сбор и транспорт нефти.
Зт=Nт·Qн, (45)
где Nт – удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспорт нефти, тыс. руб./т.
2.4 Затраты на технологическую подготовку нефти.
Зп=Nп·Qн, (46)
где Nп – удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, тыс. руб./т.
2.5 Затраты на содержание и обслуживание оборудования.
Зс=Nс·n, (47)
где Nс – удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв;
n – количество действующих скважин на 01.01.2004 года.
2.6 Общехозяйственные расходы.
Зх=Nх·n, (48)
где Nх – удельный норматив общехозяйственных расходов, приходящихся на одну скважину, тыс. руб./скв.
2.7 Суммарные текущие затраты.
З= Зэt+ Зппд+ Зт+ Зп+ Зс+ Зх (49)
3 Налоги и платежи, входящие в себестоимость.
3.1 Налог на пользование природными ресурсами.
Нр=hр· Qн, (50)
где hр – ставка налога на пользование природными ресурсами (340 руб./т).
3.2 Социальные отчисления.
Нс=ЗПср·12·Ч·n·hс, (51)
где ЗПср – среднемесячная зарплата работников, тыс. руб.;
12 – количество месяцев в году;
Ч – удельная численность работников, чел./скв;
n – количество скважин с БС;
hс – ставка налога (36,5%).
3.3 Плата на содержание дорог.
Пд=hд· В, (52)
где hд – ставка налога (0,1%).
3.4 Прочие отчисления.
Пп=hп·Фскв, (53)
где hп – суммарная ставка прочих отчислений (1,13%);
Фскв – стоимость скважины с БС, тыс. руб.
3.5 Всего платежей и налогов.
Н= Нр+ Нд+ Нп+ Нс, (54)
4 Суммарные текущие затраты с налогами и платежами.
З1= З+ Н (55)
5 Амортизация основных фондов (скважины).
, (56)где Фскв – стоимость скважиы с БС, тыс. руб.;
На – годовая норма амортизации (6,7%).
Амортизация включается в состав затрат на добычу только для определения налогооблагаемой базы, а при формировании потока денежных средств не учитывается.
6 Всего затрат.
З2= З1+А (57)
7 Прибыль от реализации.
Прибыль от реализации – это совокупный доход предприятия, который определяется как разница между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами, включающими амортизационные отчисления и налоги, входящие в себестоимость, с вычетом налога на добавленную стоимость.
Преал=В-З2 (58)
8 Балансовая прибыль.
Пбал=Преал+Ппр+Пвр, (59)
где Ппр – прочая прибыль, Ппр=0 руб.;
Пвр – внереализационная прибыль, Пвр=0 руб.
9 Налог на имущество.
Ним=hим·Фостt, (60)
где hим – ставка налога (2%);
Фостt – остаточная стоимость основных фондов в t‑году, тыс. руб.
Фостt=Фосн-ΣАt, (61)
где Фосн – стоимость основных фондов, тыс. руб.;
ΣАt – сумма амортизационных отчислений скважин предшествующих периодов, тыс. руб.
10 Налогооблагаемая прибыль.
Пно=Преал-Ним (62)
11 Налог на прибыль.
Нпр=hпр·Пно, (63)
где hпр – ставка налога (24%).
12 Чистая прибыль.
Пч=Пно-Нпр (64)
13 Эффективность инвестиций.
13.1 Чистый поток денежных средств.
Чистый поток денежных средств является результатом притока и оттока реальных денег на каждом шаге проекта (мероприятия).
Источником притока денежных средств является выручка от реализации продукции. Отток реальных денег – это издержки в составе себестоимости, налоги, отражающиеся на финансовом результате, и инвестиции в мероприятие.
ЧПД=(Вt-Сt-Тt) – lt, (65)
где Вt– выручка от реализации продукции в t‑году, тыс. руб.;
Сt – издержки в составе себестоимости в t‑году, тыс. руб.;
Тt– сумма налогов в t‑году, тыс. руб.;