Дипломная работа: Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов
На основании
данных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукции
индивидуально для каждой скважины.
6.
Организационно-экономический раздел
6.1 Анализ
динамики технико-экономических показателей
Динамика
технико-экономических показателей ННП представлена в таблице №6.1
Таблица №6.1
Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП»
6.2 Анализ
эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению
Насосную
эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при
дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из
скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная
промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет
эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при
суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит,
расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка
и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома,
рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена
УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на
наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по
жидкости, а соответственно по нефти.
Ниже приведён
расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и
сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.
Скважины
для проведения оптимизации.
1. скважина №721
(Э-80) Qж
– 85 м3 перевод на Э-125 Qж – 130 м3
2. скважина №1059
(Э-50) Qж
– 55 м3 перевод на Э-80 Qж – 86 м3
3. скважина №185
(Э-80) Qж
– 88 м3 перевод на Э-160 Qж – 164 м3
4. скважина №763
(Э-125) Qж
– 135 м3 перевод на Э-160 Qж – 155 м3
5. скважина №855
(Э-50) Qж
– 73 м3 перевод на Э-80 Qж – 95 м3
6. скважина №867
(Э-25) Qж
– 35 м3 перевод на Э-50 Qж – 60 м3
7. скважина №155
(Э-125) Qж
– 138 м3 перевод на Э-160 Qж – 170м 3
Суммарный
прирост по нефти составил 243т/сут
Таблица №6.2
Исходные данные
Показатели
|
Единицы измерения
|
Числовое значение
|
Фонд оптимизированных скважин
|
ед. |
7 |
Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)
|
т/сут |
243 |
Наработка на отказ до
оптимизации |
сут |
135,0 |
Наработка на отказ
после проведения оптимизации |
сут |
135,0 |
Себестоимость добычи
нефти |
руб./т |
1749 |
Доля условно переменных
затрат в себестоимости нефти |
% |
51,2 |
Ставка дисконта |
% |
10 |
Расчётный период |
лет |
3 |
Продолжительность
одного ПРС |
час |
48 |
Стоимость одного часа
ПРС |
руб. |
3700 |
Цена одной тонны нефти |
руб. |
3379,2 |
Среднесписочная
численность ППП |
чел. |
980 |
Среднегодовая стоимость
основных производственных фондов |
млн. руб. |
4487 |
Годовая добыча нефти в
2004 году |
тыс. т |
5589,6 |
6.3 Анализ
влияния мероприятия на технико-экономические показатели
Расчет дополнительной
добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации
Проведение
оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по
формуле:
DQ(q) = Dq * T *Кэ * N, (6.1)
где Dq – прирост
среднесуточного дебита, т/сут;
Т – время
работы скважины в течение года, сут;
N – количество
оптимизированных скважин, ед.
Кэ – коэф-т эксплуатации
скважин, ед.
DQ2004 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.
Увеличение
добычи нефти приведёт к росту производительности труда,
которая
определяется по следующей формуле:
DПт
= DQ
* Цн / Чп, (6.2)
где DПт – повышение
производительности труда, руб./чел.;
DQ
– прирост добычи, тн;
Цн
– цена одной тонны нефти, руб.;
Чп –
среднесписочная численность ППП, чел.;
DПт
= 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс. руб./чел.
Также ведёт к
увеличению фондоотдачи:
DФо
= DQ
* Ц / Сопф, (6.3)
где Сопф –
среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб.);
DФо
– прирост фондоотдачи.
DФо
= 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб./тыс. руб.
Снижение
себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения
условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться
по формуле (6):
DС
= Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (6.4)
где Зпос
– условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб.;
Q – добыча нефти до
мероприятия по ННП, тыс. т.
DС
= 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6–1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб./т.
Увеличение
объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от
реализации:
DПрреал
= DQреал * (Ц – (с/с -DС)), (6.5)
где DПрреал –
дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;
DQреал – дополнительно реализованная нефть, т;
Ц – цена
реализации нефти (руб.);
с/с – себестоимость
добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;
DС
– снижение себестоимости нефти.
DПрреал
= 83,9 * (3379,2 – 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс. руб.
Так как
увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается
и чистая прибыль предприятия:
DПрчист
= DПрреал
– Нпр, (6.6)
где Нпр –
величина налога на прибыль, руб.;
DПрчист
= 136698,2 – 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс. руб.
И так,
дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат
без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс. руб.
6.4 Расчёт
показателей экономической эффективности мероприятия
Расчет
капитальных и текущих затрат
Данное
мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).
Доля
условно-переменных затрат составляет 51,2%.
Объём
дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.
Цена за 1
тонну нефти равна 3379,2 руб.
Капитальные
затраты на проведение оптимизации отсутствуют.
Количество
оптимизированных скважин 2004 году 7 штук.
Проведём
расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.
Прирост
выручки от реализации за год определим по формуле:
DВ
(Q) = DQ * Цн, (6.7)
где DQ – объём дополнительной
добычи нефти, тыс. руб.;
Цн – цена 1
тонны нефти, тыс. руб.
DВ
(Q) = 83,9 * 3379,2 =
283514,88 тыс. руб.
Текущие
затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие
и затрат условно-переменных по формуле:
Иt = Идоп + Имер2,
(6.8)
где Идоп
– затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб.;
Имер
– затраты на проведение мероприятия.
DИдоп
= DQ
* с/с * дуп / 100, (6.9)
где с/с –
себестоимость нефти, руб./тонну;
дуп
– удельный вес условно-переменных затрат, %.
DИдоп
= 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс. руб.
Затраты на
проведение мероприятия определим по формуле:
Имер2
= С1час
ПРС *
ТПРС * Nскв, (6.10)
где С1ГРП
– стоимость одного ГРП, руб.;
Nскв – количество скважин,
ед.
Имер2
= 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс. руб.
Тогда общие
затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:
И1
= 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс. руб.;
Определяем
величину налога на прибыль (Нпр).
Для расчёта
налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:
DПнал.обл.
= DВ
– DИ
(6.11)
где DВ-прирост выручки от
реализации, тыс. руб.;
DИ
– текущие затраты, тыс. руб.
DПнал.обл1
= 283514,88 – 77967,4 = 205547,5 тыс. руб.;
DПнал.обл2
= 205547,5 тыс. руб.;
DПнал.обл3
= 205547,5 тыс. руб.
Нпр = DПнал.обл * Nпр / 100, (6.12)
где Нпр –
ставка налога на прибыль, % (принять 26%);
DНпр1
= 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс. руб.;
DНпр2
= 53442,3 тыс. руб.;
DНпр3
= 53442,3 тыс. руб.
Расчет потока
денежной наличности и чистой текущей стоимости
Прирост
годовых денежных потоков (DДПt) рассчитывается по формуле:
DДПt = DВt – DИt – Нt (6.13)
DДП1
= 283514,88 – 77967,4 – 53442,3 = 152105,18 тыс. руб.;
DДП2
= 152105,18 тыс. руб.;
DДП3
= 152105,18 тыс. руб.
Поток
денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных
потоков и капитальными вложениями:
ПДНt = DДПt (6.14)
ПДН1
= 152105,18 тыс. руб.;
ПДН2
= 152105,18 тыс. руб.;
ПДН3
= 152105,18 тыс. руб.
Накопленный
поток денежной наличности определим по формуле:
НПДН = å ПДН, (6.15)
НПДН1
= 152105,18 тыс. руб.;
НПДН2
= 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс. руб.;
НПДН3
= 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс. руб.;
Коэффициент
дисконтирования – по формуле:
at = (1 + Енп)-t, (6.16)
a1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;
a2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;
a3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.
Дисконтированный
поток денежной наличности – по формуле:
ДПДНt = ДПt * a, (6.17)
ДПДН1
= 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс. руб.;
ДПДН2
= 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс. руб.;
ДПДН3
= 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс. руб.
Чистая
текущая стоимость – по формуле:
ЧТСt = å ДПДНt, (6.18)
ЧТС1
= 138278,82 тыс. руб.;
ЧТС2
= 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс. руб.;
ЧТС3
= 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс. руб.;
Результаты
расчёта сведены в таблицу №6.2. Профили накопленного потока денежной наличности
и чистой текущей стоимости построены на рисунке №6.1.
По графику
динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) –
это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.
Таблица №6.3. Расчёт экономических показателей
Показатели |
Ед.изм. |
2004 |
2005 |
2006 |
Капитальные вложения |
тыс. руб. |
- |
- |
- |
Прирост добычи нефти |
тыс. тонн |
83959,6 |
83959,6 |
83959,6 |
Прирост выручки от
реализации |
тыс. руб. |
283514,88 |
283514,88 |
283514,88 |
Текущие затраты |
тыс. руб. |
77967,4 |
77967,4 |
77967,4 |
Прирост прибыли |
тыс. руб. |
205547,5 |
205547,5 |
205547,5 |
Прирост суммы
Налоговых выплат
|
тыс. руб. |
53442,3 |
53442,3 |
53442,3 |
Денежный поток |
тыс. руб. |
152105,18 |
152105,18 |
152105,18 |
Поток денежной
наличности |
тыс. руб. |
152105,18 |
152105,18 |
152105,18 |
Накопленный ПДН |
тыс. руб. |
152105,18 |
304210,36 |
456315,54 |
Коэффициент
дисконтирования
(Енп=0,1)
|
Д.ед |
0,9091 |
0,8264 |
0,7513 |
Дисконтированный
ПДН
|
тыс. руб. |
138278,82 |
125699,72 |
114276,62 |
Чистая текущая
стоимость
|
тыс. руб. |
138278,82 |
263978,54 |
378255,16 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20
|