- •Методическое указание
- •1. Задачи и содержание организационно-экономической части дипломного проекта
- •2 .Организационно-экономическая часть дипломных проектов по выбору рационального варианта разработки месторождения
- •3. Организационно-экономическая часть дипломных проектов по совершенствованию техники и технологии добычи и подготовки нефти (газа)
- •4.Организационно-экономическая часть дипломных проектов научно-исследовательского направления
- •5. Структура организационно-экономической части
- •Рекомендуемая литература
- •625039, Тюмень, ул. Киевская, 52
3. Организационно-экономическая часть дипломных проектов по совершенствованию техники и технологии добычи и подготовки нефти (газа)
В задачу дипломных проектов данного направления входит экономическое обоснование проведения инновационных мероприятий по совершенствованию техники и технологии на разрабатываемых месторождениях: совершенствование системы заводнения, проведение глубоко проникающего гидроразрыва пласта, обработок призабойной зоны скважин, уплотнения сетки скважин, совершенствование системы подготовки нефти (газа). Технологическим критерием в добыче, как правило, является повышение нефтеотдачи (газоотдачи) пласта, а в подготовке нефти (газа) - снижение расхода материалов, топлива, энергии или повышение качества подготовки. Обоснование эффективности проведения проектных решений производится на основе сравнения его с базовым вариантом, в качестве которого принимается ситуация без их проведения. Экономическими критериями эффективности проекта являются:
- прирост потока денежной наличности;
- прирост чистой текущей стоимости;
- срок окупаемости проекта;
- коэффициент отдачи капитала;
- внутренняя норма рентабельности проекта;
Прирост потока денежной наличности (ΔПДНt) рассчитывается по следующей формуле:
, (4.1)
где δ Вt — прирост выручки от проведения мероприятия в t-ом году ,тыс.руб.;
δ Иt — прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.руб.;
Kt — капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.;
δ Ht — прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.
Прирост выручки (ΔBt) может быть вызван либо увеличением объема реализации нефти и газа, либо повышением цены на углеводородные продукты. В первом случае возможны два варианта. Во-первых, увеличение объёма реализации может быть обусловлено дополнительным нефтегазоизвлечением. В этом случае необходимо рассчитать дополнительную добычу (Δ Qt) в связи с повышением дебита (Δq), увеличением действующего фонда скважин (Δnд) или времени работы (ΔТр) по одной из ниже приведенных формул:
δQt(Δq) = δqt· nдt •Tpt, (4.2)
где δQt(Δq) — дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин, тыс.т (млн.м3);
nдt — фонд действующих скважин, охваченных мероприятием, скв.;
Tpt — среднее время работы 1 скважины в t-ом году, сут.
δQt(Δnд) = δnдt · qt · Tpt, (4.3)
где δQt(δnд) - дополнительная добыча, обусловленная увеличением среднедействующего фонда скважин, тыс.т (млн.м3),
qt - средний дебит скважин, дополнительно введённых в действующий фонд (из бездействия или бурения), т/сут.
δQt(δTp) = δTpt · nдt ∙ qt, (4.4)
где δQt(δТр) — дополнительная добыча, обусловленная увеличением времени работы одной скважины, сут.,
qt — средний дебит в t-ом году по скважинам, охваченных мероприятием.
Во-вторых, увеличение объёма реализации нефти и газа может быть также обусловлено сокращением потерь нефти (ΔQпот), что предполагает необходимость приведения в организационно-экномической части дипломного проекта соответствующего расчёта или исходных данных по проектным решениям, обеспечивающим сокращение потерь углеводородных продуктов.
Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти и газа (ΔB(Q)t) можно определить по формуле:
δB(Q)t= δQt · Цt, (4.5)
где Цt - цена предприятия на нефть (газ) без налога на добавленную стоимость.
При повышении качества подготовки нефти, если имеет место повышение ее группы качества, прирост выручки (Δ В(кач)t) базируется на надбавке к цене (ΔЦt) за повышение группы качества:
δВ(кач)t = Qt · δЦt. (4.6)
При обосновании проектных решений по совершенствованию техники и технологии подготовки нефти и газа, например, при модернизации сепараторов, адсорберов и десорберов, технологический эффект связан с экономией химических реагентов, а при модернизации системы перекачки нефти - экономией электроэнергии. В этом случае прирост потоков наличности будет обусловлен экономией затрат:
Эмt = δKt · Цмt , (4.7)
где Эмt - экономия затрат на материалы, тыс.руб.;
δKt - экономия материалов в t-ом году в натуральном выражении;
Цмt — цена за единицу материала в t-ом году, руб/нат.ед.
По электроэнергии, поскольку нефтегазадобывающее предприятие оплачивает её по двуставочному тарифу, экономия затрат (Ээнt) рассчитывается по формуле (4.8):
Ээнt = δΚпотрt · Ц(потр)t + δNmaxt · Цmaxt, (4.8)
где δΚпотрt — экономия потребляемой в t-ом году электроэнергии, квт-час.
Ц(потр)t - тариф за потребляемую электроэнергию в t-ом году, руб/квт-час,
δNmaxt - снижение в t-ом году максимума заявленной мощности, Квт,
Цmaxt - тариф за максимум заявленной мощности в t-ом году, руб/квт.
Если технологический эффект от проведения проектных решений связан с сокращением численности персонала, то экономия затрат будет наблюдаться по фонду заработной платы и отчислениям на социальные нужды (единый социальный налог):
, (4.9)
где Эчt - экономия затрат в t-ом году, вызванная сокращением численности персонала, тыс.руб.;
δЧ - сокращение численности персонала, чел.;
Зср - средняя заработная плата высвобождаемого работника, тыс.руб./чел.;
Nесн - норматив отчислений на социальные нужды (единый социальный налог), % (максимальная ставка в соответствии с налоговым кодексом 26%).
Любое проектное решение, имеющее своей целью экономию затрат на производство, обеспечивает прирост наличности предприятия, рассчитываемый по формуле:
δПДНэt =Эt - δИt - Kt -ΔHt, (4.10)
где Эt - экономия затрат, тыс.руб.
Дополнительные текущие затраты по проектному решению можно рассчитать следующим образом:
δИt = Идt + Имt, (4.11)
где Идt - текущие затраты на дополнительную добычу, тыс.руб.;
Имt — текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия (стоимость текущего или капитального ремонта скважин и т.д.), тыс.руб.
Идt = δ Qt · У , (4.12)
где δ Qt - дополнительное извлечение нефти в t-ом году, тыс.т,
У - удельные условно-переменные затраты, тыс.руб./т.
Капитальные затраты (Кt) на проведение проектных мероприятий могут быть связаны с проведением научно-исследовательских работ (Кн), с приобретением оборудования (Коб) и с проведением строительно-монтажных работ (Ксмр):
Кt= Кнt + Кобt + Ксмрt. (4.13)
При расчёте налогов(δНt) необходимо рассчитать прирост налога на имущество (δНи) и налога на прибыль (δ Нпр).
, (4.14)
где Состt - остаточная стоимость имущества в 1-ом году, тыс.руб.;
Nи - ставка налога на имущество, % (в соответствии с налоговым кодексом равна 2,2%).
(4.15)
где Т - количество лет проведения мероприятия,
Кt — капитальные вложения в t-м году, тыс.руб.,
аt - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t-м году, тыс.р.
, (4.16)
где Na - норма амортизации основных средств или износа нематериальных активов,%.
Расчёт налога на прибыль можно произвести по формуле (4.17):
, (4.17)
где δПрt - прирост прибыли от реализации продукции в результате проведения проектных мероприятий в t-м году, тыс.руб.,
Nпр – ставка налога на прибыль, % (в соответствии с налоговым кодексом равная 24%).
δПрt = δВt - δИt - δАt, (4.18)
где δАt - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t-м году, тыс.руб..
Если мероприятие связано не с дополнительной выручкой (δВt), а с экономией затрат (Эt), то прирост прибыли от реализации рассчитывается по формуле (4.19):
δПр(э)t = Э - δИt - δАt. (4.19)
Расчёт годовых потоков денежной наличности осуществляется за расчётный период (Т), который складывается из длительности предпроиз-водственных затрат (Тпр) и длительности технологического эффекта (Ттех). К предпроизводственным затратам относятся затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, а также затраты, связанные с финансированием работ по созданию и приобретению новых основных средств и нематериальных активов.
Под технологическим эффектом понимается эффект в натуральном выражении: дополнительная добыча нефти и газа, сокращение потерь, экономия численности работников, материалов, топлива, энергии, высвобождение основных средств. Обоснование длительности технологического эффекта зависит от типа мероприятия:
1).Если проектное мероприятие связано с дополнительным извлечением нефти или с сокращением безвозвратных потерь, то длительность технологического эффекта принимается равной 6 годам. Если фактически технологический эффект наблюдается за более короткий период времени, например, несколько месяцев, то длительность технологического эффекта рассматривается за 1 год, то есть по фактической продолжительности.
2). При внедрении новой техники технологический эффект рассматривается за срок её службы. В приложении (2) даны справочные данные по сроку службы основных видов нефтепромыслового оборудования.
3). При модернизации оборудования длительность технологического эффекта равна половине срока его службы.
4). Во всех других случаях длительность технологического эффекта принимается равной 3 годам.
Прирост накопленного потока денежной наличности (δНПДН) определяется за все годы расчётного периода:
(4.20)
где t - текущий год;
Т - расчётный период по проекту, лет;
δПДНt - прирост потока денежной наличности в t-м году, тыс.руб.
Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчётного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчёт коэффициента дисконтирования производится по формуле (3.4). Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (δ ДПДНt) и чистой текущей стоимости (ΔЧTC) определяются по следующим формулам:
δ ДПДНt = δ ПДНt · αt, (4.21)
(4.22)
По результатам расчётов составляется таблица, аналогичная табл.(3.1) за расчётный период по проектному мероприятию, а также график профилей приростов НПДН и ЧТС так, как на рис. 3.1. Из графика определяется срок окупаемости затрат по рассматриваемому мероприятию, а коэффициент отдачи капитала (КОК) рассчитывается по формуле (3.9). Внутренняя норма рентабельности по проекту определяется по формуле (3.11). На последнем этапе экономического обоснования проектного мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску, процедура проведения которого рассмотрена в предыдущей главе.
Заканчивается организационно-экономическая часть дипломного проекта выводами о целесообразности реализации проектных решений. В качестве аргументации выводов приводятся полученные количественные оценки экономических критериев эффективности и результаты графического анализа. При необходимости рассматриваются вопросы по организации работ, связанных с проведением мероприятия.