Исследование влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ 'Елховнефть'

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему:

«Анализ влияния эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ “Елховнефть”

Содержание

 

Введение

1. Организационно-экономическая характеристика НГДУ "Елховнефть”

.1 Краткая характеристика деятельности предприятия

.2 Анализ основных технико-экономических показателей за период 2006-2007 гг

.3 Организационная структура НГДУ "Елховнефть”

. Анализ издержек добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ.

2.1 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

2.1.1  Анализ динамики и структуры затрат

2.1.2 Выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти

.2 Маржинальный анализ себестоимости продукции

.2.1 Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью

.2.2  Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации

2.2.3  Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия

3.   Анализ эффективности мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС

3.1   Методика экономической эффективности совершенствования оборудования

3.2     Анализ экономической эффективности усовершенствования и внедрения оборудования

.3       Сравнительный анализ эффективности предложенных мероприятий

4      Анализ влияния на себестоимость добычи нефти внедряемого оборудования

.1     Анализ влияния повышения качества ремонтов на МРП

4.2     Анализ влияния увеличения МРП скважин на себестоимость добычи нефти

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Нефтедобывающая промышленность является основной базовой отраслью страны, от которой во многом зависит благополучие других отраслей материального производства, а также строительства, транспорта и других сфер нематериального производства. Особенностью современной ситуации в нефтегазовом комплексе является переход его в совершенно иную стадию развития. Если раньше он выполнял свою главную задачу за счет перемещения нефтедобычи в новые регионы посредством вовлечения в разработку новых месторождений, то теперь такие шаги лишь частично оказывают влияние на объемы и эффективность добычи нефти. Основные запасы, которые можно использовать, уже открыты и находятся в интенсивной эксплуатации. А освоение иных крупных месторождений, в силу объективных условий, будет растянуто во времени и не скоро принесет отдачу. Поэтому в нефтегазовом комплексе ситуация ныне такова, что во всех звеньях технологической цепи необходимо осуществлять максимально эффективную деятельность [15].

Как правило, месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, характеризуются снижением добывных возможностей скважин при постоянном росте обводненности продукции, что зачастую приводит к убыточной эксплуатации таких скважин, и, следовательно, к снижению эффективности работы всего нефтегазодобывающего предприятия.

В связи с этим, большую актуальность приобретает наиболее точное определение себестоимости добычи нефти по каждой конкретной скважине и правильная оценка мероприятий, направленных на повышение эффективности [9].

Себестоимость продукции - это не только важнейшая экономическая категория, но и качественный показатель, так как она характеризует уровень использования всех ресурсов (переменного и постоянного капитала), находящихся в распоряжении предприятия [17].

Следствием увеличения преждевременных ремонтов является преждевременный выход из строя глубиннонасосного оборудования, не отработавшего гарантийный срок по тем или иным причинам, что влечет увеличение затрат на ПРС и себестоимость добычи нефти.

Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого-технических мероприятий. При ремонтных работах скважины не дают продукцию [16].

Увеличение себестоимости добычи нефти за счет увеличения условно-постоянной части является отрицательным результатом. Поэтому одна из основных задач НГДУ является снижение преждевременных ремонтов, увеличение надежности работы глубиннонасосного оборудования за счет проводимых мероприятий.

Мероприятия необходимо разрабатывать на основе детального анализа преждевременных ремонтов, выявления причин их возникновения.

Одной из основных задач для НГДУ является увеличение МРП скважин.

МРП является оценочным показателем работы скважин и отражает в равной степени как технический уровень, надежность, качество изготовления и ремонта скважинного оборудования, так и степень организации работ по ремонту скважин.

Под МРП эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени, то есть период фактической их эксплуатации, между последовательно проводимыми ремонтами.

При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, а также связанные с проведением ГТМ [13].

Увеличение МРП возможно при уменьшении количества ремонтов.

Первая глава посвящена геолого-технической характеристике объектов разработки НГДУ “Елховнефть”. В этой главе раскрывается актуальность применения в современной нефтедобыче методов повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ “ Елховнефть ”. Описывается организационно - экономическая характеристика предприятия и приводится анализ технико - экономических показателей за 2006-2006 г.г.

Вторая глава проекта содержит анализ себестоимости добычи нефти и затрат на проведение ремонтных работ НГДУ «Елховнефть». Проведен маржинальный анализ себестоимости продукции.

Третья глава дает оценку экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов, а также мероприятий направленных на сокращении времени проведения одного ремонта. На основе проведенных расчетов определяется экономический эффект, который был получен при реализации определенного инвестиционного проекта в области МУН, а также внедряемого оборудования добывающих скважин при проведении ПРС.

Четвертая глава посвящена анализу влияния на себестоимость добычи нефти мероприятий по совершенствованию оборудования добывающих скважин при проведении ПРС.

1.  
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НГДУ “ЕЛХОВНЕФТЬ”

.1   Краткая характеристика деятельности предприятия

себестоимость нефть добыча ремонт

НГДУ «Елховнефть» - одно из подразделений ОАО «Татнефть». Оно выполняет весь комплекс работ по добыче, подготовке и переработке со всем комплексом работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту использованного оборудования.

НГДУ «Елховнефть» было создано 1 июля 1962 года, как нефтепромысловое управление, которому предстояло вести разработку Ново-Елховского месторождения, расположенного на территории четырех административных районов, причем без скидок на организационный период, технические и технологические трудности.

Нефтяные площади, которые начинали разрабатывать первопроходцы елховской нефти, имели свои особенности. Попытка применить метод законтурного заводнения не дала желаемого результата. Не показал себя и другой метод - метод внутриконтурного заводнения.

Геологи и разработчики НГДУ проведя комплексные исследования, ряд экспериментов, разработали новый метод извлечения нефти - метод избирательного и очагового заводнения. Впервые осуществленный на Ново-Елховском месторождении, он затем нашел широкое применение при разработке новых месторождений страны. Принятый метод позволил повысить уровень нефтеотдачи пластов, увеличить объем добычи нефти.

Быстрому наращиванию добычи нефти способствовало создание в короткие сроки производственной базы. Здесь также появилась главная тенденция развития управления - тенденция на ускорение внедрения новой техники, поиски и выбор прогрессивной технологии добычи нефти, рациональную организацию труда и производства, на развитие творческой инициативы нефтяников.

Технический прогресс. В последние годы инженерно-технические работники и руководство НГДУ проводят большую работу по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Несмотря на то, что основные месторождения значительно выработаны и находятся на завершающих стадиях разработки, успешная реализация программы технического прогресса позволила стабилизировать добычу нефти и несколько повысить технико-экономические показатели.

Повлияла и целенаправленная работа трубной базы, где все НКТ, поступающие со скважин, проходят отбраковку по резьбам и по герметичности, подвергаются шаблонировке. С проблемой коррозии нефтепромыслового оборудования в управлении столкнулись с началом разработки залежей высокосернистых нефтей и использования сточных вод в системе поддержания пластового давления. Поэтому важной проблемой, решаемой в НГДУ, является надежная защита металла от коррозии на всем пути движения сточной воды - от мест ее получения до забоя скважин.

Сегодня также в числе наиважнейших задач, стоящих перед НГДУ, следует выделить программу модернизации системы поддержания пластового давления.

Также можно отметить, что продолжается совершенствование техники и технологии промысловой подготовки нефти и сточной воды в пласт. Специалисты НГДУ берут на вооружение все то новое, что появляется в отечественной и зарубежной науке и практике.

Во всех резервуарных парках внедрена технология улавливания легких углеводородов (УЛФ), которая позволила улучшить экологическое состояние воздушного бассейна, уменьшить пожароопасность резервуарного парка.

В последние годы проведены важные мероприятия по снижению затрат на теплоэнергию. Например, перевод отопления объектов Кичуйской промбазы с пара на перегретую воду, качественное регулирование подачи тепла и т.д.

Пожалуй, нет ни одного участка производства, ни одного звена технологического процесса, которого бы не коснулся процесс обновления средств автоматизации. Продолжается в подразделениях НГДУ внедрятся автоматизированные системы управления с функциями сбора информации и дистанционного управления объектами, а также вычислительной техники, новых средств автоматизации.

ООО «Кичучат».За свою короткую историю агроцех Кичучат стал одним из передовых агропредприятий АО «Татнефть». Он оснащен современной сельскохозяйственной техникой, животноводческими комплексами, машино-тракторным парком. Неузноваемо приобразилось село Кичучат. Оно превратилось в прекрасную, цветущую, благоустроенную деревню с современными жилыми домами, школой детским садом, общественными центрами.

ТОО «Елховлес». Задачами этого предприятия являются заготовка леса и его переработка, выпуск товаров народного потребления и т.д.

ООО «Елховсервис». Одной из главных задач, стоящих перед АО «ТН», является увеличение объема добычи нефти с помощью наиболее эффективных методом повышения нефтеотдачи пластов. Для решения этих задач и был создан в 1997 году ООО «Татнефть -Елховсервис».

Социальная деятельность. Многочисленный коллектив выполняет свою производственную программу, что является результатом как высокой организованности на производстве, так и успешного решения социальных и бытовых вопросов.

Сюда можно включить и спортивно - оздоровительный лагерь «Солнечный», который находится 20 километрах от города, и в котором в летний сезон отдыхает ежегодно до 325 детей. В зимний период он функционирует как двухдневная база отдыха, где созданы условия для полноценного отдыха взрослых и детей. Там же проводятся все летние и зимние спартакиады работников НГДУ.

1.2 Анализ основных технико-экономических показателей за период 2006-2007 гг

Основные технико-экономические показатели дают полное представление обо всех данных работы на предприятие НГДУ «Елховнефть». На основе данных таблицы 1.2 проанализируем динамику основных технико- экономических показателей.

Таблица 1.2

Основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Елховнефть»

№№ пп	Наименование  показателей	Ед. изм.	2006год отчет	2007 год		Откл. +,-	%	2007 г. к 2006 г.
				план	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Добыча нефти	тыс.тн.	2825,0	2795	2886,1	91,085	103,3	102,2
2.	Добыча жидкости	тыс.тн.	14055,0	14172,0	13634,2	-538	96,2	97,0
3.	Обводненность нефти	%	79,9	80,3	78,8	-1	98,2	98,7
4.	Среднесуточный дебиты на 1 скв.
	- по нефти	т/сут.	3,67		4,42			120,4
	- по жидкости	т/сут.	18,28		20,87			114,2
5.	Добыча нефти по способам эксплуатации
	- фонтанные	%	0		0
	- насосные	%	100		100			100,0
	в т.ч. ЭЦН	%	19,03		18,93			99,5
	СКН	%	80,97		81,07			100,1
6.	Товарная продукция	тыс.руб.	15090699			0		0,0
7.	Сдача нефти НГДУ, всего	тыс.тн.	2575,1	2556,4	2718,8	162	106,4	105,6
8.	Ввод скважин новых
	- нефтяных	скв.	31	18	27	9	150,0	87,1
	- нагнетательных	скв.	39	25	25	0	100,0	64,1
9.	Эксплуатационный фонд скважин на конец периода		4137		4145			100,2
	- нефтяных	скв.	2788		2767			99,2
	- нагнетательных	скв.	1349		1378			102,1
10.	Среднегодовой действующий фонд скважин	скв.	3806		3820			100,4
	- нефтяных	скв.	2530		2519			99,5
	- нагнетательных	скв.	1276		1301			102,0
11.	Межремонтный период работы скважин всего	сут.	917		943			102,8
	- ЭЦН	сут.	893		859			96,2
	- СКН	сут.	921		959			104,1
12.	Закачка воды в пласт	тыс.м3	15362	16341	14279	-2061	87,4	93,0
	в т.ч.
	- пресной и пластовой воды	-"-	4007	4840,6	3401	-1440	70,3	84,9
	- сточной воды	-"-	11355	11500	10878	-622	94,6	95,8
13.	ЕНПУ
	Товарная продукция	тыс.руб.	2010086		1969513	1969513		98,0
	Себестоимость 1 тонны нефтепродуктов	руб.	6455			0		0,0
	Выход готовой продукции	тонн	181249	0	179176	179176		98,9
	в т.ч. бензин Р-92	тонн	34105		19132	19132		56,1
	дизельное топливо	тонн	104668		101580	101580		97,0
	дорожный битум	тонн	5735		0	0		0,0
	сера	тонн	462		426	426		92,2
	бензин прямогонный	тонн	19		43	43		226,3
	печное топливо	тонн	5854		11335	11335		193,6
	бензин Н-80	тонн	30406		46642	46642		153,4
	мазут	тонн	0		18	18
	Прибыль от товарной продукции	тыс.руб.	840211			0		0,0
	Рентабельность	%	72			0		0,0
1	2	3	4	5	6	7	8	9
14.	Ввод основных фондов	тыс.руб.	859648					0,0
15	Среднегодовая стоимость основных фондов	тыс.руб.	13319532					0,0
16.	Капитальные вложения всего	тыс.руб.	921030	0	0	0		0,0
	в т.ч. бурение	тыс.руб.	416702			0		0,0
	капитальное строительство промышленное	тыс.руб.	263212			0		0,0
	капитальное строительство непромышленное	тыс.руб.	15914			0		0,0
	ОНВСС	тыс.руб.	223480			0		0,0
	межевание	тыс.руб.
	выкуп земли,имущества	тыс.руб.	1722			0		0,0
17.	Численность, всего	чел.	2576		2419			93,9
	в т.ч.
	- пром.производ.персонал	чел.	2421		2294			94,8
	- непромышленный персонал	чел.	155		125			80,6
18.	Фонд оплаты труда всего	тыс.руб.	609442		687590			112,8
	- пром.производ.персонал	тыс.руб.	588651		671060			114,0
	- непромышленный персонал	тыс.руб.	20791		16530			79,5
19.	Выплаты социального характера	тыс.руб.	36654		5721			15,6
20.	Среднемесячная зарплата	руб.	19715		23687			120,1
	- пром.производ.персонал	руб.	20262		24377			120,3
	- непромышленный персонал	руб.	11178		11020			98,6
21.	Себестоимость 1 тн.нефти	руб.	3909,7					0,0
22.	Балансовая прибыль	тыс.руб.	5633601					0,0
23.	Услуги населению	тыс.руб.	5934		3251			54,8

Объём добычи нефти в 2007 году составил 2886,1 тыс. т. - это на 2,2% больше по сравнению с 2006 годом и 3,3 % больше по сравнению с планом. Таким образом, произошло увеличение добычи. На рисунке 2.3 представлена динамика добычи нефти за 2005-2006 гг.

Рис. 1.3 Динамика добычи нефти по НГДУ «Елховнефть»

Добыча жидкости как по сравнению с 2006, так и относительно плана уменьшилась на 3,0 % и 3,8 % соответственно, и составило 13634,2 тыс. тонн за счет предварительного сброса воды на УПС ДНС, что положительно повлияло на сокращение электроэнергии на транспортировку и подготовку пластовой жидкости.

Для стабилизации положения, в НГДУ проводятся геолого - технические мероприятия: в 2007 году введено из бурения 27 новых добывающих скважин при плане 18 скважин, что составляет 150,0% выполнения плана. В целях поддержания объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Обводненность продукции в 2007 году уменьшилась. по сравнению с 2006 годом с 79,9% до 78,8 % . А по сравнению с планом обводненность продукции в 2007 году снизилась на 1,5 %.

Среднесуточный дебит одной скважины в 2007 году составил 4,42 т/сут. по нефти и 20,87 т./сут. по жидкости. Среднесуточный дебит по нефти в 2007 году на 0,75 т./сут. больше, чем в 2006 году.

В НГДУ «Елховнефть используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и ШГН. Добыча нефти механизированным способом за 2007 год составила 100 %, в том числе ЭЦН - 18,93 %, ШГН - 81,07 %. Добыча скважин, оборудованных ЭЦН, снизилась по сравнению с 2006 годом на 0,5 %. Добыча нефти по скважинам, оборудованным ШГН, в 2006 году возросла по сравнению с 2006 годом на 0,1 % [1].

В 2007 году товарная продукция выросла и составила 15090699 тыс. руб., что на 13,1 % больше, чем в 2006 году и на 4,7 % больше, чем по плану. Увеличение произошло за счёт роста цен на нефть.

Сдача нефти НГДУ была запланирована объемом 2556,4 тыс. тонн. Фактически увеличилась на 6,4 % , и составила 2718,8 тыс. тонн. По сравнению с предыдущим годом нефти этот показатель увеличился на 5,6 %, что составило 143,7 тыс. тонн.

В 2007 году было введено 27 нефтяных и 25 нагнетательных скважин, что меньше на 14 нагнетательных скважин по сравнению с 2006 годом.

Эксплуатационный фонд скважин на конец 2007 года уменьшился по сравнению с 2006 годом на 21 нефтяную и увеличился на 29 нагнетательных скважин.

В 2007 году по сравнению с прошлым годом среднедействующий фонд нефтяных скважин увеличился на 14 скважин.

В 2007 году межремонтный период работы скважин, оборудованных СКН увеличился на 38 суток и составил 959 суток по сравнению с 2006 годом. Межремонтный период работы скважин в 2007 году, оборудованным ЭЦН снизился на 34 сутки и составил 859 суток по сравнению с 2006 годом.

Среднегодовая стоимость основных фондов снизилась в 2007 году на 5911980 тыс. руб. по сравнению с 2006 годом и составила 13319532 тыс.руб.

Численность персонала каждый год сокращается. В 2006 году по сравнению с 2005 годом численность персонала сократилась на 157 человек и составила 2419 человек. Динамика численности приведена на рисунке 1.4. Уменьшение численности по всем категориям связано с ежегодной оптимизацией численности работников НГДУ и выводом непрофильных структурных подразделений из состава управления [1].

Рис. 2.4 Динамика численности работников по НГДУ «Елховнефть»

Фонд заработной платы в 2007 году составил 687590 тыс. руб., что на 12,8 % больше, чем в 2006 году.

Среднемесячная заработная плата в 2007 году увеличилась на 3972 руб. по сравнению с предыдущим годом и составила 23687 рублей. Увеличение произошло в связи с ростом тарифных ставок и повышением разрядов рабочим.

Себестоимость 1 тонны нефти в 2007 году составила 4083,9 руб., это на 166,59 руб. больше, чем в 2006 году. Изменение себестоимости представлено на рисунке 1.5.

 

Рис. 1.5 Динамика себестоимости добычи 1 тонны нефти по НГДУ «Елховнефть»

Балансовая прибыль в 2007 году составила 5635607 тыс. руб., что больше показателя 2006 года на 1792012 тыс. руб. Значительный рост балансовой прибыли в 2007 году связан с ростом цен на нефть и нефтепродукты [1].

1.3 Организационная структура НГДУ “Елховнефть”

НГДУ «Елховнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании Положения об НГДУ.

В состав НГДУ входят: ЦДНГ - 1,2,3,4,5,6,7, ЦППД - 1,2, ЦКППН - 1,2, ЕНПУ, ЦПРС - 1,2, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ - 1,2, ТЭЦ, ЦАП - 1,2, СОЦ (оздоровительные лагеря «Солнечный» и «Факел», гостиница «Елхов», спортивный комплекс, база отдыха «Дружба», врачебный здравпункт, конно-спортивная школа), аппарат управления.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть».

Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ.

Положение о внутренних подразделениях, структура и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утвержденным ОАО «Татнефть», исходя из объема, существующих нормативов и условий работы.

Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

Заместителями начальника управления являются: главный инженер - первый заместитель начальника управления, главный геолог - заместитель начальника управления, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника управления по капитальному ремонту и строительству скважин, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника управления по социальным вопросам.

Главному инженеру - первому заместителю начальника управления подчиняются: отдел промышленной безопасности и охраны труда, производственный отдел добычи нефти и газа, отдел по поддержанию пластового давления, технический отдел, служба по борьбе с коррозией и охране природы; ЦИТС, служба главного технолога, служба по работе с имуществом, отдел главного механика, отдел главного энергетика, отдел управления персоналом (в части организации труда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест, аттестации РСС, перетарификации рабочих на основе Единой тарифной сетки, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами, молодежью), МГС (в части охраны природы), ЦДНГ - 1-7, ЦППД - 1,2, ЦКППН - 1,2, ЕНПУ, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ - 1,2, ТЭЦ, ЦАП - 1,2 [1].

Организационная структура НГДУ «Елховнефть» представлена на рис. 1.1.

Рис.1.1 Организационная структура НГДУ «Елховнефть» на 01.11. 2007 года

2. АНАЛИЗ ИЗДЕРЖЕК ДОБЫЧИ НЕФТИ И ЗАТРАТ НА ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

.1 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти

.1.1 Анализ динамики и структуры затрат

 Таблица 3.3

Наименование статей затрат	2005 год			2006 год			Отклонения
	Всего	%	на 1 т. руб.	Всего	%	на 1 т. руб.	( тыс.руб.)	%	на 1 т. руб.
1.Расходы на энергию по извлечению нефти	203630	2,2	72,4	197839	1,8	70,03	-6050	-0,4	-2,37
2.Расходы по искусственному воздействию на пласт	749109	7,96	266,3	953475	8,6	337,51	203953	0,64	71,21
3.Основная заработная плата производственных рабочих	20034	0,21	7,12	26927	0,24	9,53	6893	0,3	2,41
4.Дополнительная заработная плата производственных рабочих	38221	0,41	13,58	51377	0,46	18,19	13156	0,05	4,61
5.Отчисления на социальное страхование	14154	0,2	5	19249	0,2	6,81	5095	0	1,81
6.Амортизация скважин.	137635	1,5	48,9	153194	1,4	54,23	15559	-0,3	5,33
7.Расходы по сбору и транспортировке нефти	281993	3	100,2	321509	2,9	113,81	38752	-0,1	13,61
8.Расходы по технологической подготовке нефти	208994	2,2	74,3	246011	2,3	87,08	43524	0,1	12,78
9.Расходы на подготовку и освоение производства	0
10.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	1433140	15,2	509,4	1531887	13,9	542,26	103117	-1,3	32,86
11.Цеховые расходы.	559169	6	198,7	797718	7	282,38	204156	1	83,68
12.Общепроизводственные расходы	488549	5,2	173,6	364511	3,2	129,03	131938	-2	-44,57
13.Прочие производственные расходы	5274231	56,1	1874,6	6402813	58	2266,46	1128582	1,9	391,9
Производственная себестоимость
а)валовой продукции	9408859	100	3344	11066510	100	3917	1657651	0	573
Валовая добыча нефти , т.т.	2813,540			2825,030

Калькуляция себестоимости 1 тонны добычи нефти за 2005-2006 гг.

Как видно из таблицы 3.3, состав калькуляции 1 тонны добычи нефти не изменился, однако произошли изменения в структуре калькуляции. Основную часть калькуляции 1 тонны добычи нефти занимают статьи «Прочие производственные расходы», «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования», «Расходы по искусственному воздействию на пласт» и статья «Цеховые расходы».

В отчетном году удельный вес общепроизводственных расходов в калькуляции 1 тонну добычи нефти уменьшились на 3,23%, и составил 356611 тыс. руб.

«Прочие производственные расходы» в отчетном 2006 году увеличились на 1128582 тыс. руб. Это произошло в основном за счет повышения НДПИ. «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» в 2005 году составили 15,2%, а в 2006 - 13,9 %. Уменьшение произошло на 1,3%. Если 2004 году расходы по искусственному воздействию на пласт были в размере 749109 тыс. руб., то в 2006 году на 203953 тыс.руб. израсходовано больше. В структуре калькуляции 1 тонны добычи нефти статья «Расходы по искусственному воздействию на пласт» в 2005 году занимали 7,96%, а в 2006 году 8,6%, то есть удельный вес этой статьи в калькуляции себестоимости добычи в отчетном году увеличился на 0,64%.

В статьях «Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих» изменения в удельном весе практически не произошли. В связи с этим и статья «Отчисления на социальное страхование» остались на том же уровне (0,2%).

Наглядно это видно на рисунке 3.4 и 3.5

Рис. 3.4 Динамика структуры затрат по статьям калькуляции в НГДУ «Елховнефть» за 2005 год

Рис. 3.5 Динамика структуры затрат по статьям калькуляции в НГДУ «Елховнефть» за 2006 год

2.2.2 Выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей себестоимости добычи нефти

Общие издержки по степени зависимости от объема продукции подразделяются на условно-постоянные и условно-переменные, называемые в последующем тексте постоянными, и переменные. На основе таблицы 3.7., поделим затраты на производство на постоянные и переменные издержки.

Переменные издержки характеризуют расходы, связанные с ростом объема продукции. Переменные издержки изменяются пропорционально изменению объема производства, но они постоянны в себестоимости единицы продукции в приделах изучаемого объема производства.

Постоянные издержки характеризуют расходы, связанные со способностью хозяйствовать, т.е. показывают эффективность управления. Общая сумма постоянных издержек непосредственно зависит от изменения объема продукции [17].

В 2006 году постоянные издержки составили 4183782,5 тыс. руб., что ниже на 455864,88 тыс. руб., чем в 2005 году (3727917,62 тыс. руб.), переменные издержки в 2006 году составили 6882727,5 тыс. руб., что ниже на 1201786,1 тыс. руб., чем в предыдущем году (5680941,4 тыс. руб.). Диаграмма выделения условно-постоянных и условно переменных затрат представлена на рисунке 3.6.

В 2005 году у НГДУ «Елховнефть» в состав переменных издержек вошло 1,53% расходов на энергию по извлечению нефти, остальную же часть расходов на энергию включили в состав постоянных издержек, т.е. 0,63%. В 2006 году структура несколько изменилась - 1,33% в составе переменных затрат, и 0,45% в составе постоянных затрат.

Структура расходов по искусственному воздействию на пласт выглядит следующим образом - в 2005 году 6,2% расходов относится к сумме условно-постоянных затрат, а в отчетном году - 6,42%, остальная часть относится к сумме условно-переменных затрат (в 2005 году 2,03%, в 2006 году 2,19%).

Статьи «Основная и дополнительная заработная плата», «Отчисления на социальное страхование», «Амортизация скважин», «Расходы на содержание и эксплуатации оборудования», «Цеховые расходы» и «Общепроизводственные расходы» относятся полностью к сумме условно-постоянных издержек.

Большая часть расходов по сбору и транспорту нефти относится к постоянным затратам (в 2005 году - 2,75%, в 2006 году - 2,47%), а остальная часть к переменным. В структуре расходов по технологической подготовки нефти произошли некоторые изменения. В отчетном году часть расходов относящаяся к сумме условно-переменных затрат уменьшилась на 0,40% по сравнению с 2005 годом и составила 43054 тыс. руб., а сумма условно-постоянных затрат в 2006 году стала больше на 0,20% чем в 2005 году.

Статья «Прочие производственные расходы» практически полностью относятся к сумме условно-переменных затрат.

Рис. 3.6 Диаграмма выделения условно-постоянных и условно переменных затрат НГДУ «Елховнефть» за 2005-2006 года Таблица 3.7

Наименование статей затрат	2005 год					2006 год
	Затраты всего			Уд. вес, %		Затраты всего			Уд. вес, %
	Всего	Ус-пост.	Ус-перемен.	Ус-пост.	Ус-перемен.	Всего	Ус-пост.	Ус-перемен.	Ус-пост.	Ус-перемен.
1.Расходы на энергию по извлечению нефти	203630	59623	144007	0,63	1,53	197839	50752	147087	0,45	1,33
2.Расходы по искусственному воздействию на пласт	749109	583714,2	190723	6,2	2,03	953475	710746	242730	6,42	2,19
3.Основная заработная плата производственных рабочих	20034	20034		0,21		26927	26927		0,24
4.Дополнительная заработная плата производственных рабочих	38221	38221		0,41		51377	51377		0,46
5.Отчисления на социальное страхование	14154	14154		0,15		19249	19249		0,17
6.Амортизация скважин.	137635	137635		1,46		153194	153194		1,38
7.Расходы по сбору и транспортировке нефти	281993	258545	23448	2,75	0,25	321509	273832,5	47677	2,47	0,43
8.Расходы по технологической подготовке нефти	208994	134606	74388	1,43	0,79	246011	202957	43054	1,83	0,39
9.Расходы на подготовку и освоение производства	0						0
10.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	1433140	1433140		15,23		1531887	1531887		13,84
11.Цеховые расходы.	559169	559169		5,94		797718	797718		7,2
12.Общепроизводственные расходы	488549	488549		5,19		364511	364511		3,29
13.Прочие производственные расходы	5274231	527,42	5273703,6	0,0001	56,05	6402813	632	6402181	0,006	57,85
Производственная себестоимость
а)валовой продукции	9408859	3727917,62	5680941,4	39,6	60,4	11066510	4183782,5	6882727,5	37,8	62,2
Валовая добыча нефти , т.т.	2813,540					2825,030

Распределение затрат на условно-постоянные и условно-переменные по калькуляции себестоимости добычи нефти 3.3 Маржинальный анализ себестоимости продукции прибыли

.3.1 Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью

Расчет безубыточного объема продаж и зоны безопасности основывается на взаимодействии: затраты - объем продаж - прибыль. Для определения их уровня можно использовать графический и динамические способы [17].

Для анализа показатели по НГДУ «Елховнефть» представлены в таблице 3.9 (ПРИЛОЖЕНИЕ 3).

На основе исходных данных найдем точку безубыточности графическим способом (см. рис.3.10 и рис.3.11). По горизонтали откладывается объем реализации продукции в натуральных единицах. По вертикали - себестоимость проданной продукции и прибыль, которые составляют выручку от реализации. Далее строится линия себестоимости и выручки от реализации продукции.

По графикам можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получит прибыль, а при каком ее не будет. Точка, в которой затраты будут равны выручке от реализации продукции, носит название точки безубыточности (Т). При реализации продукции, ниже точки безубыточного объема продаж предприятие носит убытки (зона убытков - ЗУ). Если же фактический объем реализации продукции превысит безубыточной - предприятие получит прибыль (зона безопасности - ЗБ). Зона безопасности показывает, на сколько процентов фактический объем продаж выше критического, при котором рентабельность равна нулю.

Таблица 3.9

Исходные данные для анализа

	Показатели	Обозначение	2005 г.	2006 г.
1	Пост. издержки, тыс. руб.		3727917,62
2	Условно- переменные издержки,  тыс. руб.		5680941,4	6882727,5
3	Удельно-переменные затраты, на 1 т. Руб.	У	2019	2436
4	Общие издержки, тыс. руб.		9408859	11066510
5	Объем реализации, тыс.т.		2813,5	2825
6	Цена 1 т нефти, руб.		4710,3	5912
7	Выручка от реализации  прод., тыс. руб.		13252429	16701577

По НГДУ «Елховнефть» точка безубыточного объема реализации в 2005 году расположена на уровне 1385,2 тыс. тонн нефти. Если в НГДУ добыча будет более 1385,2 тыс. тонн в год, то предприятие получит прибыль. Если же добыча будет менее 1385,2 тыс. тонн нефти, то деятельность будет убыточной. Следовательно, предварительно должен быть решен вопрос о целесообразности организации выпуска продукции в таком объеме (Рис 3.10).

Из приведенных графиков видно, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а также от уровня цен на продукцию.

По сравнению с 2005 годом в 2006 году точка безубыточности сместилась влево и составила около 1203,6 тыс. тонн (Рис.3.11), т.е. уменьшилась зона убыточности, увеличилась зона безопасности. Увеличение переменных и постоянных затрат, а также и увеличение выручки приводит к росту зоны безопасности и уменьшению зоны убыточности. Рост цен позволит уменьшить порог рентабельности (точку безубыточного объема продаж), т.е. для компенсации постоянных и переменных затрат необходимо будет меньше выручки от реализации.

млн. руб.
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
		1000	2000	3000	тыс. т.

Рис. 3.10 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по НГДУ «Елховнефть» за 2005 год

млн. руб.
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
		1000	2000	3000	тыс. т.

Рис. 3.11 Зависимость между прибылью, объемом реализации продукции и её себестоимостью по НГДУ «Елховнефть»» за 2006 год

На основе далее представленных формул аналитическим способом рассчитаем безубыточный объем продаж и зоны безопасности предприятия. Для этого используем показатели предприятия, которые представлены в таблице 3.9

Маржинальный доход:

, (3.1.)

где  - маржинальный доход;

 - прибыль от реализации продукции;

 - непропорциональные (постоянные) затраты;

 - выручка от реализации продукции;

 - пропорциональные (переменные) затраты.

2005год: ;

год:

Отсюда можно рассчитать безубыточный объем продаж в денежном измерении:

, (3.2.)

где  - точка безубыточного объема реализации продукции (порог рентабельности, точка равновесия, критический объем продаж) [17].

2005 год: ;

год: .

Для расчета точки критического объема реализации в процентах к максимальному объему, который принимается за 100%, используем формулу (3.3).

 (3.3.)

год: ;

год: .

Нетрудно заметить, что отношение постоянных расходов к общей сумме маржинального дохода и есть тот коэффициент, который определяет место расположения точки критического объема реализации продукции на графике.

Рассчитаем безубыточный объем реализации в натуральных единицах:

, (3.4.)

где  - цена реализации продукции;

 - удельные переменные затраты.

год: ;

год:

Для определения критического объема реализации продукции, используем ставку маржинального дохода:

 или , (3.5.)

где  - ставка маржинального дохода;

год:

год:

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

, (3.6.)

где - зона безопасности [17].

2005 год: ;

год: .

На основе рассчитанных показателей, сделаем следующие выводы. Безубыточный объем реализации по НГДУ «Елховнефть» в стоимостном выражении составило 6525001 тыс. руб. в 2005 году и 8307168 тыс. руб. в 2006 году, то есть предприятие не должно реализовать продукцию ниже этого показателя, так как это приведет к убыточной деятельности. Точка безубыточного объема реализации в НГДУ составляет в 2005 году 1385,2 тыс. тонн и в 2006 году 1203,6 тыс. тонн нефти. Это означат, что при таком объеме реализации предприятие не будет иметь прибыли, и не будет нести убытки. При добыче нефти в год больше указанных объемов предприятие получает прибыль. Если же добыча будет меньше 1385,2 тыс. тонн в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006 году, то деятельность будет убыточной. НГДУ «Елховнефть» смогло реализовать 2813,5 тыс. тонн и получить прибыль в 2005 году, а в 2006 году реализовало 2825 тыс. тонн и перевыполнило критический уровень продукции.

Зона безопасности предприятия за 2005 год составила 50,8%, а за 2006 год 57,4%.

3.3.2 Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации

С помощью маржинального анализа можно установить критический уровень постоянных затрат, а так же цены при заданном значении остальных факторов. На основе следующей формулы, рассчитаем критический уровень постоянных затрат на добычу нефти:

 (3.7.)

год: ;

год: .

При такой сумме постоянных издержек предприятие не будет иметь прибыли, но не будет иметь и убытка. Если же постоянные затраты окажутся выше критической суммы, то в сложившейся ситуации они будут неисполнимыми для предприятия. Оно не сможет их покрыть за счет своей выручки. Проверить этот тезис можно, рассчитав критический объем продаж:

 (3.8.)

год: ;

год:

Предприятие должно реализовать 1385,2 тыс. тонн нефти в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006, чтобы покрыть постоянные издержки в размере 7571972,6 тыс. руб. и 9819700 тыс. руб. соответственно. Если же сумма издержек будет выше, а увеличить объем реализации нет возможности, то предприятие окажется в убытке.

Как видно, критический уровень постоянных издержек является очень ценным показателем в управленческой деятельности. С помощью его можно эффективнее управлять процессами формирования финансовых результатов.

Критический уровень цены определяется из заданного объема реализации и уровня постоянных и переменных затрат:

, (3.9.)

где  - критический уровень цен.

год: ;

год:

При таком уровне цена будет равна себестоимости единицы продукции, а прибыль и рентабельность - нулю. Установление цены ниже этого уровня невыгодно для предприятия, так как в результате будет получен убыток [17].

3.3.3 Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия

Аналитические расчеты показывают, что безубыточный объем продаж и зона безопасности зависят от суммы постоянных и переменных затрат, а так же 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 предприятие стремится к сокращению постоянных издержек. Оптимальным считается тот план, который позволяет снизить долю постоянных затрат на единицу продукции, уменьшить безубыточный объем продаж и увеличить зону безопасности [17].

На основе показателей таблицы 3.9, определим безубыточный объем продаж за 2005 - 2006 годы и методом цепной подстановки определим влияние каждого фактора на изменение безубыточного объема продаж:

 ;

 

=

Изменение точки безубыточности произошло за счет:

суммы постоянных затрат: =1554,6-1385,2=169,4;

цены реализации продукции: = 1075,5-1554,6= - 479,1;

удельных переменных затрат: =1203,6 -1075,5=128,1.

По количественным показателям определим зону безопасности реализации продукции за каждый год.

 

;

Таким образом, в 2006 году безубыточный объем продаж снизился на 188,6 тыс. тонн. На изменение этого показателя повлияли все три фактора. Увеличение постоянных и переменных затрат привели к увеличению точки безубыточности соответственно на 169,4 тыс. тонн и 128,1 тыс. тонн. А вот увеличение цены реализации 1 тонны нефти привело к снижению зоны безубыточности на 479,1 тыс. тонн. Это привело к увеличению зоны безопасности с 50,8% до 57,4%. Это положительный результат, так как увеличение зоны безопасности говорит о прочном финансовом состоянии предприятия. За счет, каких факторов увеличилась зона безопасности? Это можно узнать с помощью следующей факторной модели:

 (3.10.)

;

;

;

в том числе за счет изменения:

постоянных затрат: ;

цены продукции: ;

удельных переменных затрат: .

Факторный анализ зоны безопасности показывает, что на увеличение зоны безопасности повлияли все факторы. Рост цены реализации привел к увеличению зоны безопасности на 17,1%. Снижение постоянных и удельных переменных затрат отрицательно повлияли на зону безопасности и привели к уменьшению зоны безопасности соответственно на 6,1% и 4,4 %.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ПОДЗЕМНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН

.1 Оценка экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов

Эффективность оценивается в течение расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала проекта до его прекращения. Начало расчетного периода рекомендуется определять в задании на расчет эффективности инвестиционного проекта, как дату начала вложения средств в проектно-изыскательские работы [14].

Оценочные показатели коммерческой эффективности инвестиционных проектов.

Для оценки коммерческой эффективности проекта используются следующие показатели:

чистый доход (ЧД);

чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД);

срок окупаемости инвестиций и др.

Чистый доход предприятия от реализации проекта представляет собой разницу между поступлениями (притоком средств) и выплатами (оттоком средств) предприятия в процессе реализации проекта применительно к каждому интервалу планирования [6].

Выплаты предприятия делятся на капитальные (единовременные) и текущие (эксплуатационные) затраты.

К капитальным затратам (вложениям) относятся расходы, которые направлены на создание производственных мощностей. Капитальные затраты носят единовременный, характер и производятся как правило, на начальном (нулевом) этапе реализации проекта.

Текущие затраты - это расходы на приобретение сырья, материалов, на оплату труда работников предприятия, другие виды затрат, относимые на себестоимость, продукции

Разница между результатами деятельности предприятия и его текущими затратами составляет доход от текущей деятельности предприятия.

Чистый дисконтированный доход. Использование в практике оценки инвестиционных проектов чистого дисконтированного дохода, как производного от рассмотренного выше показателя чистого дохода, вызвано очевидной неравноценностью для инвестора сегодняшних и будущих доходов.

Для того чтобы отразить, уменьшение абсолютной величины чистого дохода от реализации проекта в результате снижения «ценности» денег с течением времени, используется коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле [7].

 (4.1.)

где Е - норма дисконтирования (норма дисконта);

t - порядковый номер временного интервала получения дохода.

Значения коэффициента дисконтирования для заданного интервала (периода) реализации проекта определяются выбранным значением нормы дисконтирования.

Норма дисконтирования (норма дисконта) рассматривается в общем случае как норма прибыли на вложенный капитал, т.е. как процент прибыли, который инвестор или предприятие хочет получить в результате реализации проекта.

Для получения величины чистого дохода предприятия с учетом будущего снижения «ценности» денег (чистого дисконтированного дохода) необходимо определить:

-   дисконтированные капитальные вложения, рассчитываются путем умножения величины капитальных вложений в проект на коэффициент дисконтирования;

-         дисконтированные текущие затраты, определяются аналогично дисконтированным капитальным вложениям;

-   дисконтированные поступления.

Расчет чистого дисконтированного дохода можно представить в следующем формализованном виде [6]:

, (4.2)

где  - выручка от реализации продукции в году i;

 - капитальные вложения в разработку месторождений в году i;

 - налоговые выплаты в году i;

 - амортизационные отчисления в году i;

 - эксплуатационные затраты (производственные) в году i без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции;

 - норма дисконта;

 - текущий год расчетного периода;

 - расчетный период оценки.

Критерий эффективности инвестиционного проекта выражаётся следующим образом: ЧДД > 0. Положительное значение чистого дисконтированного дохода свидетельствует о том, что проект эффективен и может приносить прибыль в установленном объеме. Отрицательное значение чистого дисконтированного дохода свидетельствует о неэффективности проекта (т.е. при заданной норме прибыли проект приносит убытки предприятию и (или) его инвесторам) [6].

Индекс доходности (ИД) проекта позволяет определить, сможет ли текущий доход от проекта покрыть капитальные вложения в него. Он рассчитывается по формуле:

, (4.3.)

где  - эксплуатационные затраты в году i с учетом амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции;

 - налоги, в году i, не включаемые в состав себестоимости добываемой продукции.

Эффективным считается проект, индекс доходности которого выше единицы (т.е. сумма дисконтированных текущих доходов (поступлений) по проекту превышает величину дисконтированных капитальных вложений).

Внутренняя норма доходности (ВНД)- это такая норма дисконта, при которой величина доходов от текущей деятельности предприятия в процессе реализации проекта равна приведенным (дисконтированным) капитальным вложениям.

Внутренняя норма доходности определяется, исходя из решения следующего уравнения:

. (4.4.)

Внутренняя норма доходности характеризует максимальную отдачу, которую можно получить от проекта, т.е. норму прибыли на вложенный капитал при которой чистый дисконтированный доход по проекту равен нулю. При этом внутрённяя норма доходности представляет собой предельно допустимую (максимальную) стоимость денежных средств (величину процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акцизам и т.д.), которые могут привлекаться для финансирования проекта [7].

Срок окупаемости инвестиций (Т) представляет собой минимальный временной промежуток, измеряемый в месяцах, кварталах или годах, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с реализацией инвестиционного проекта, покрываются суммарными результатами от его осуществления [7].

Поэтому показатель срока окупаемости служит не столько оценочным показателем эффективности инвестиций, сколько в виде ограничения при принятии решения, то есть если срок окупаемости проекта больше, чем принятые ограничения, то оно исключается из списка возможных инвестиционных проектов. Срок окупаемости () может быть определен из следующего равенства:

……………..(4.5.)

Инвестиционные условия по предельно-минимальному индексу доходности проектов на 2006-2007 годы утверждены Генеральным директором ОАО «Татнефть» Тахаутдиновым Ш.Ф. и представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Инвестиционные условия по предельно-минимальному индексу доходности проектов на 2006 - 2007 годы

№	Направления деятельности	2006 год	2007 год	2008 год
				Без реструктуризации	С реструктуризацией
1	2	3	4	5	6
1	Бурение новых скважин (50% по тендеру)	1,40	1,405	1,272	1,257
2	Бурение новых скважин (50% по гарантированному объему)	1,26	1,26	1,158	1,100
3	Зарезка БС и БГС (50% по тендеру)	1,50	1,575	1,380	1,364
4	Зарезка БС и БГС (50% по гарантированному объему)	1,35	1,418	1,169	1,159
5	МУН	1,55	1,573	1,555	1,511
6	По ОПР	1,20	1,218
7	КРС	1,60	1,700	1,724	1,697
8	Ввод добывающих скважин из других категорий	1,50	1,592	1,606	1,595
9	Ввод нагнетательных скважин из других категорий	1,50	1,575	1,581	1,563
10	Гидроразрыв пласта			1,617	1,578
11	Радиальное вскрытие пласта			1,559	1,542
12	Одновременно-раздельная эксплуатация 1 лифтовая установка			1,745	1,729
13	Одновременно-раздельная эксплуатация 2 лифтовая установка			1,306	1,283
14	Опытно-промышленные раб.			1,2	1,2

Следствием увеличения преждевременных ремонтов является увеличение количества ремонтов, а следовательно увеличение затрат на ПРС и себестоимости добычи нефти.

Увеличение себестоимости добычи нефти за счет увеличения условно-постоянной части является отрицательным результатом. Поэтому одна из основных задач НГДУ является снижение преждевременных ремонтов, за счет проводимых мероприятий [19].

Мероприятия необходимо разрабатывать на основе детального анализа преждевременных ремонтов, выявления причин их возникновения.

На примере мероприятия «Внедрение универсального штангового насоса» рассмотрим влияние на количество преждевременных ремонтов.

Для предотвращения засорения клапанов штанговых насосов на прием насоса устанавливается фильтр. В НГДУ «Елховнефть» используются фильтры разной конструкции. Все они имеют существенные конструктивные недостатки. Анализом состояния фильтров, поступивших со скважин на базу ПРЦГНО, установлено, что более 60 % фильтров выходили из строя при спуске в скважину и в процессе эксплуатации. Это приводит к засорению клапанов.

С целью повышения надежности работы фильтров и предотвращения засорения клапанов предложена новая конструкция фильтра. Использование предлагаемого фильтра позволит сократить ремонты по причине засорения клапанов. Затраты на изготовление незначительные, так как используются детали существующих фильтров [5].

В таблице 4.2 представлены исходные данные для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.2

Исходные данные для расчета экономической эффективности

№ п/п	Наименование затрат	Ед.изм.	Базовый вариант	Новый вариант
1	Количество ПРС по причине:	скв.
	- отложений песка в клапанах		0
	- прочих отложений		3,0
	Итого		3,0
	Количество ПРС после изменения конструкции фильтра по причине:	скв.
	- отложений песка в клапанах
	- прочих отложений			0,3
	Итого			0,3
	Средняя стоимость 1 ПРС (с ТИБ)	тыс.руб.	301,6
2	Объем внедрения фильтров	шт.		100
	Стоимость одного фильтрующего элемента	руб/шт.		2791
3	Трудозатраты (на один фильтр)
	- работа токаря 4-го разряда	час		3
	- работа слесаря 4-го разряда	час		2
	Тарифная ставка токаря 4-го разряда	руб/час		22,50
	Тарифная ставка слесаря 4-го разряда	руб/час		23,80
4	Условно-переменные затраты на добычу нефти	руб./т.	164,2
5	Цена 1 тонны нефти	руб./тн.	5 912,0
6	НДПИ	руб./т	2267,0

Расчеты

1.   Выручка от реализации продукции =

Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн.нефти = 0,968*5912 = 5722,816 тыс.руб.

Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =

,968* 2431,2 = 2353,4016 тыс. руб.

3.   Себестоимость реализованной продукции =

Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =

2353,4016 + 304 = 2657,4016 тыс. руб.

4.   Себестоимость дополнительной добычи =

Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =

,4016 / 0,968 = 2745,25руб./т.

5.   Прибыль от реализации =

Выручка от реализации - Себестоимость реализованной продукции =

,816 -2657,4016 = 3065,414 тыс. руб.

6.   Налог на прибыль =

Прибыль от реализации * ставку налога =

,414 * 0,24 = 735,7 тыс. руб.

7.   Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =

Прибыль от реализации - налог на прибыль =

,414 -735,7= 2329,714 тыс. руб.

Количество ПРС после изменения конструкции фильтра по причине прочих отложений сократилось на 2.7 ремонта. Данное мероприятие проводилось на 100 скважинах, инвест - проект рассчитан на 1 скважину.

№ стр	Показатель	Нормативная продолжительность эффекта, мес												Итого
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Инвестиционная деятельность
1.1	Инвестиции при проведении мероприятия	-304
1.2	МУН, реконсервация, ПРС, КРС
2	Операционная деятельность
2.1	Среднесуточный дебит с учетом Кпд	3,60	3,53	3,46	3,39	3,32	3,25	3,19	3,13	3,06	3,00	2,94	2,88
2.2	Добыча нефти (Qмес, тн)	90	88	86	85	83	81	80	78	77	75	74	72	968
2.3	Всего доп. добыча	968
2.4	Выручка от реализации нефти без ндс	532	521	511	501	491	481	471	462	452	443	435	426	5 723
2.5	Производственные затраты	-523	-214	-210	-206	-202	-198	-194	-190	-186	-182	-179	-175	-2 659
2.5.1	- переменные расходы	-15	-14	-14	-14	-14	-13	-13	-13	-13	-12	-12	-12	-159
2.5.2	- НДПИ	-204	-200	-196	-192	-188	-184	-181	-177	-174	-170	-167	-163	-2 195
2.5.3	- проведение МУН	-304
2.6	Валовая прибыль	9	307	301	295	289	283	277	272	266	261	256	251	3 066
2.7	Налог на прибыль	-2	-74	-72	-71	-69	-68	-67	-65	-64	-63	-61	-60	-736
2.8	Прибыль после налогообложения	7	233	229	224	220	215	211	207	202	198	194	191	2 330
2.9	Коэффициент дисконтирования	1,0000	0,8930	0,7970	0,7120	0,6360	0,5670	0,5070	0,4520	0,4040	0,3510	0,3220	0,2870
2.10	Сальдо суммарного потока	-298	233	229	224	220	215	211	207	202	198	194	191	2 026
2.11	То же накопленное	-298	-65	164	388	608	823	1 034	1 240	1 443	1 641	1 835	2 026
2.12	Дисконтированное сальдо	-298	208	182	159	140	122	107	93	82	70	63	55	983
2.13	Чистый дисконтированный доход	-298	-89	93	252	392	514	621	714	796	866	928	983
		0	0	3	4	5	6	7	8	9	10
	0	0	3	0	0	0	0	0	0	0
		0	0	3	7	12	18	25	33	42	52

2.14	Дисконтированный срок окупаемости, мес.	2
2.15	Притоки	532	521	511	501	491	481	471	462	452	443	435	426	5 723
2.16	То же дисконтированное	532	465	407	356	312	273	239	209	183	156	140	122	3 394
2.17	Сумма дисконтированных притоков	3394
2.18	Оттоки	-525	-288	-282	-277	-271	-266	-260	-255	-250	-245	-240	-235	-3 395
2.19	То же дисконтированные	-525	-257	-225	-197	-172	-151	-132	-115	-101	-86	-77	-68	-2 106
2.20	Абс. сумма дисконтированных оттоков	2 106
2.21	Индекс доходности дисконтированных затрат	1,611
2.22	Индекс доходности	1,687

Таблица 4.3

Расчет экономического эффекта «Внедрение усовершенствованной конструкции фильтра ШГН»

Рис. 4.4 Динамика чистого дисконтированного дохода

По приведенным расчетам, представленным в таблице 4.3 видно, что ЧДД>0 и составляет 983 тыс. руб., срок окупаемости 2 месяца, ИД >1 и составляет 1,687, выше предельно-минимального индекса доходности ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что инвестиционный проект эффективен и может приносить прибыль. Для наглядности изменения ЧДД по месяцам представим динамику на рис.4.4, данные которого взяты с таблицы 4.3.

4.2 Анализ экономической эффективности мероприятий, направленных на сокращении времени проведения одного ремонта

На примере мероприятия по применению скребка по очистке от парафина и прочих отложений рассмотрим сокращение времени проведения одного ремонта и влияние на себестоимость добычи нефти.

По существующей технологии очистка обсадной колонны от АСПО производится скребками типа ИК. Конструкция ИК обеспечивает очистку всей внутренней поверхности, в связи с чем приходится производить закачку соляро-дистиллята и оставлять в скважине на 2 - 3 суток на реагирование. На это время бригада ПРС переезжает на другую скважину и обратно возвращается для завершения ремонта.

Применение специальных скребок позволяет производить очистку всей внутренней поверхности обсадной колонны за один его спуск без создания соляро-дистиллятных ванн. Конструктивно скребок выполнен с подвижными плашками, которые в процессе спуска постоянно прижаты к внутренней поверхности обсадной колонны [5].

Исходные данные представлены в таблице 4.5 для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 4.6.

 

Таблица 4.5

Исходные данные для расчета экономической эффективности

	Показатели	Ед.изм.	Значение показателя
1	Количество объектов мероприятия	скв	8,00
2	Норма амортизации	%	12,0
3	Сокращение количества ремонтов		0,10
4	Сокращение количества дистиллятных обработок на 1 скв.	шт.	1,00
5	Стоимость ПРС	т.р.	344,10
6	Стоимость ДО	т.р.	61,91
7	Среднее время ремонта	сут.	5,00
8	Средний дебит нефти	тн/сут	4,90
9	Цена 1 тонны нефти	руб./тн.	5 912,0
10	Условно-переменные затраты на добычу нефти	руб./т	164,2
11	НДПИ	руб./т	2267,0

Расчеты

1.   Выручка от реализации продукции =

Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн. нефти = 1,318*5912 = 7792,016 тыс. руб.

.     Условно-переменные затраты =

Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =

,318* 2431,2 = 3204,3216 тыс. руб.

.     Себестоимость реализованной продукции =

Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =

,3216 + 406 = 3610,3216 тыс. руб.

.     Себестоимость дополнительной добычи =

Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =

,3216 / 1,318 = 2739,24 руб./т.

.     Прибыль от реализации =

Выручка от реализации - Себестоимость реализованной продукции =

,016 -3610,3216 = 4181,7 тыс. руб.

.     Налог на прибыль =

Прибыль от реализации * ставку налога =

,7 * 0,24 = 1003,608 тыс. руб.

.     Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =

Прибыль от реализации - налог на прибыль =

,7 - 1003,608 = 3178,092 тыс. руб.

Данное мероприятие внедряли на 8 скважинах, инвест - проект рассчитан на 1 скважину.

Таблица 4.6

Расчет экономической эффективности «Внедрение скребков-центраторов на штанговые колонны»

№ стр	Показатель	Нормативная продолжительность эффекта, мес												Итого
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Инвестиционная деятельность
1.1	Инвестиции при проведении мероприятия	-406
1.2	МУН, реконсервация, ПРС, КРС
2	Операционная деятельность
2.1	Среднесуточный дебит с учетом Кпд	4,90	4,80	4,71	4,61	4,52	4,43	4,34	4,25	4,17	4,09	4,00	3,92
2.2	Добыча нефти (Qмес, тн)	122	120	118	115	113	111	108	106	104	102	100	98	1 318
2.3	1 318
2.4	Выручка от реализации нефти без ндс	724	709	695	681	668	654	641	628	616	604	592	580	7 792
2.5	Производственные затраты	-704	-292	-286	-280	-275	-269	-264	-258	-253	-248	-243	-238	-3 611
2.5.1	- переменные расходы	-20	-20	-19	-19	-19	-18	-18	-17	-17	-17	-16	-16	-216
2.5.2	- НДПИ	-278	-272	-267	-261	-256	-251	-246	-241	-236	-231	-227	-222	-2 988
2.5.3	- проведение МУН	-406
2.6	Валовая прибыль	20	418	409	401	393	385	378	370	363	355	348	341	4 182
2.7	Налог на прибыль	-5	-100	-98	-96	-94	-92	-91	-89	-87	-85	-84	-82	-1 004
2.8	Прибыль после налогообложения	15	317	311	305	299	293	287	281	276	270	265	259	3 178
2.9	Коэффициент дисконтирования	1,0000	0,8930	0,7970	0,7120	0,6360	0,5670	0,5070	0,4520	0,4040	0,3510	0,3220	0,2870
2.10	Сальдо суммарного потока	-391	317	311	305	299	293	287	281	276	270	265	259	2 772
2.11	То же накопленное	-391	-73	238	543	842	1 134	1 421	1 703	1 978	2 248	2 513	2 772
2.12	Дисконтированное сальдо	-391	283	248	217	190	166	145	127	111	95	85	74	1 352
2.13	Чистый дисконтированный доход	-391	-107	141	358	548	714	859	987	1 098	1 193	1 278	1 352
		0	0	3	4	5	6	7	8	9	10
		0	0	3	0	0	0	0	0	0	0
		0	0	3	7	12	18	25	33	42	52
2.14	Дисконтированный срок окупаемости, мес.	2
2.15	Притоки	724	709	695	681	668	654	641	628	616	604	592	580	7 792
2.16	То же дисконтированное	724	634	554	485	425	371	325	284	249	212	190	166	4 619
2.17	Сумма дисконтированных притоков	4 619
2.18	Оттоки	-709	-392	-384	-376	-369	-362	-354	-347	-340	-333	-327	-320	-4 614
2.19	То же дисконтированные	-709	-350	-306	-268	-235	-205	-180	-157	-137	-117	-105	-92	-2 861
2.20	Абс. сумма дисконтированных оттоков	2 861
2.21	Индекс доходности дисконтированных затрат	1,615
2.22	Индекс доходности	1,689

Рис. 4.7 Динамика чистого дисконтированного дохода

По приведенным расчетам, представленным в таблице 4.6 видно, что ЧДД>0 и составляет 1352 тыс. руб., срок окупаемости около 2-х месяцев, ИД >1 и составляет 1,689, выше предельно-минимального индекса доходности ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что инвестиционный проект эффективен и может приносить прибыль. Для наглядности изменения ЧДД по месяцам представим динамику на рис.4.7, данные которого взяты с таблицы 4.6.

4.3 Сравнительный анализ эффективности проведенных мероприятий

Полученные показатели при расчете экономической эффективности инвестиционных проектов МУН сведены в табл.4.8.

Результаты расчета показывают, что если бы все вышеперечисленные проекты были приняты и реализованы, чистый дисконтированный доход составил бы 3261 тыс. руб., Индекс доходности затрат изменяется в пределах от 1,669 до 1,689. Срок окупаемости составляет 2 месяца.

Таблица 4.8

Показатели экономической эффективности

Мероприятия	ПОКАЗАТЕЛИ
	Объем кап.вложений тыс. руб.	Доб. нефти на срок эффекта тыс. тн	ЧДД тыс. руб.	ИД	ИДД	ДСО
Фильтры ШГН	304	0,968	983	1,687	1,611	2
Глушение	361	0,995	926	1,669	1,585	2,5
Скребки	406	1,318	1352	1,689	1,615	2
Всего	1071	3,281	3261

4.5 Предложения по введению показателей лимит убытков и норматива простоев в ПРС

С целью повышения эффективности работы цехов ПРС и снижения времени простоя высокоремонтных скважин предлагается ввести в НГДУ «Елховнефть» взамен норматива простоя скважин новый экономический показатель лимит убытков.

Лимит убытков определяется индивидуально для каждого конкретного подразделения исходя из средней прибыльности 1 скважины и норматива простоя, утвержденного технологическим отделом по добыче нефти [9].

Норматив простоя утверждается каждый год по ЦПРС и подразделяется по бригадам в зависимости от закрепленного фонда скважин.

Фонд скважин разбивается на 3 категории:

) рентабельные;

) нерентабельные;

) убыточные.

В обобщенном виде затраты по приоритетам можно расписать следующим образом:

. Налоги - снижают величину рентабельности скважин, отчисляются от товарной продукции в законодательном порядке;

. Электроэнергия на извлечение, перекачку, техническую подготовку, внепроизводственные затраты на транспортировку и реализацию нефти - являются необходимыми обязательными затратами для добычи нефти. Эта величина является гибкой, поскольку автоматически исчезают при остановке скважины;

. Покрытие затрат на ПРС - отнесены к эксплуатационным;

обязательным затратам в связи с тем, что эти затраты являются текущими, и скважина с низким МРП прогнозирует дополнительные расходы на нее для НГДУ в любом случае при ее работе.

Вышеперечисленные пункты затрат являются вынужденными и необходимыми.

. Амортизация скважин;

. Затраты по искусственному воздействию на пласт - являются негибкими затратами: их трудно уменьшить при выводе скважины из эксплуатации;

. Прочие затраты - негибкие затраты.

Способ определения категории скважины следующий:

) скважина убыточная - если доход по товарной продукции от нее не окупает затрат, перечисленных в первых 3-х пунктах. Такая скважина приносит убыток при своей работе.

) скважина нерентабельная - если ее доход по товарной продукции превышает затраты первых 3-х пунктов, но она тем не менее является нерентабельной по сравнению с уровнем всех распределенных на нее затрат.

) скважина рентабельная - если доход по товарной продукции от нее полностью окупает все затраты и приносит определенный доход.

Норматив простоя скважин по бригадам ПРС превращен в лимит убытков путем пересчета на средние потери индивидуальной прибыли при простое одной скважины. Эффект заключается в том, что теперь обслуживание бригадами ПРС проводится в первую очередь по высокорентабельным скважинам, имеющим высокие показатели индивидуальной прибыли.

Таким образом, бригада ПРС может выполнять лимит убытков, обходясь меньшим количеством ремонтов, и не только не ухудшать при этом экономическое положение, но даже улучшать его.

В результате введения показателей лимит убытков и норматива простоя:

·   повышается эффективность работы цехов подземного ремонта, приносящих при тех же затратах больший объем дополнительной нефти;

·   снижается время простоя высокорентабельных скважин [16].

5. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НА СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

.1 Анализ влияния эффективности ПРС на объём добычи нефти

В результате уменьшения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта и увеличения МРП скважин сокращаются потери нефти, т.е. увеличивается объем добычи нефти. В таблице 5.1 указан прирост добычи нефти по предложенным мероприятиям.

 

Таблица 5.1

Прирост добычи нефти по предложенным мероприятиям

Наименование мероприятия	Прирост добычи нефти, тыс.тн.	Затраты на проведение мероприятий, тыс. руб.
1. Фильтры НГН	0,968	304
2. Скребки	1,318	406
4. Глушение	0,995	361
Итого	3,281	1071

На основе мероприятий, рассмотренных в главе 4, найдем объём добычи нефти после проведения данных мероприятий.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825 тыс. тн. За счет проведения мероприятий объём добычи нефти увеличивается на 3,281 тыс. тн. Таким образом, объём добычи нефти после проведения данных мероприятий составит 2828,281 тыс. тонн.

На рисунке 5.2 представлена динамика добычи нефти до и после реализации мероприятий.

Рис. 5.2 Динамика добычи нефти до и после реализации мероприятий

Согласно данным, предоставленным НГДУ «Елховнефть» в 2006 году от рассматриваемых мероприятий получена дополнительная добыча в следующих размерах:

Фильтры ШГН - 968 тонн;

Глушение - 995 тонн;

Скребки - 1318 тонн.

От объёма добычи нефти напрямую зависит себестоимость тонны нефти. Так как при прочих равных условиях с повышением объёма добычи происходит снижение себестоимости одной тонны нефти.

В то же время прирост добычи ведёт к увеличению переменных затрат, тем самым увеличивается общая сумма затрат по предприятию.

5.3 Анализ влияния повышения качества ремонтов на МРП

МРП является оценочным показателем работы скважин и отражает в равной степени как технический уровень, надежность, качество изготовления и ремонта скважинного оборудования, так и степень организации работ по ремонту скважин [16].

Под МРП эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени, то есть период фактической их эксплуатации, между последовательно проводимыми ремонтами.

 , (5.1)

где - суммарное время фактической эксплуатации действующих скважин;

- суммарное время накопления жидкости при периодической эксплуатации;

- количество подземных ремонтов на действующем фонде скважин.

При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, связанные с проведением ГТМ [13].

Одной из основных задач для НГДУ является увеличения МРП скважин. Увеличение МРП возможно при уменьшении количества ремонтов.

На примере мероприятия «Глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» рассмотрим влияние на МРП.

Технология предназначена для качественного глушения скважин на период проведения подземных ремонтных работ. Под качеством глушения подразумевается, прежде всего, полное сохранение продуктивности скважин в послеремонтный период. Эффект достигается за счет применения облагороженных (практически не влияющих на нефтепроницаемость коллектора) жидкостей глушения. Разработана гамма рецептур облагороженных жидкостей глушения (ОЖГ) на водной, углеводородной и комбинированной (эмульсионной) основе.

Технология глушения основана на комбинированном применении традиционно доступных ЖГ на водной основе, которые располагают в интервале подвески колонны НКТ и насоса, и ОЖГ, располагая их в нижней части ствола скважины в интервале от насоса до забоя. Таким образом, продуктивный пласт надежно изолируется от контакта с водой.

Технико-экономическая эффективность применения технологии обусловливается в основном двумя достижениями или факторами:

·  исключение затрат на специальные работы по освоению и выводу скважин на режим в послеремонтный период.

·  исключение недобора в добыче нефти в период освоения и вывода скважин на режим [5].

Исходные данные представлены в таблице 5.8 для расчета экономической эффективности, который представлен в таблице 5.9.

Таблица 5.8

Исходные данные для расчета экономической эффективности

Показатели

Ед.изм.

Варианты

базовый

новый

1

2

3

4

1. Объем внедрения, всего

скв.

352

ЕТ.Ч- 2005г.

.".

500

2006 г.

-"-

750

2007 г.

-"_

1000

2. Затраты на НИОКР

тыс. руб.

500

3. Среднесуточный дебит по нефти

т/скв

3,7

3,7

4. Продолжительность освоения и вывода на режим

сут.

6

2

5. Недобор нефти за время освоения и вывода на

режим

т

14,8

6. Коэффициент эксплуатации скважин

0,833

7. Кол-во используемых материалов:

- пластовая девонская вода

т

22

22

1-ый вариант

- нефть товарная девонская

т

2

- пластовая вода

т

3

- эмульгатор "ЯЛАН-Э- 1 "

т

0,1

- техническая вода

т

20

2-ой вариант

- пластовая вода

т

0

-МЛ-81Б

т

0,022

- техническая вода

м3

0,022

3-ий вариант

- пластовая вода

т

5

- ФЛЭК

т

0,01

- техническая вода

т

20

8. Стоимость материалов без НДС:

- нефть товарная девонская

руб. /т

1927,9

- пластовая вода

руб. /т

13,1

13,1

- эмульгатор "ЯЛАН-Э- 1"

тыс. руб. /т

15

-МЛ-81Б

руб. /т

27915

- ФЛЭК

тыс. руб./т

23

- техническая вода

руб. /м3

6,52

9. Используемая спецтехника:

- ЦА-320

ед.

1

1

- АЦ-8

ед.

3

3

10. Время использования каждой единицы

спецтехннки:

- ЦА-320

час

4

4

-АЦ-8

час

4

4

11. Стоимость часа эксплуатации спецтехники:

- ЦА-320

руб.

414

-АЦ-8

руб.

444

12. Ремонты по причине засорения

шт.

117

58

Время одного ремонта

час

42

13. Стоимость 1 часа работы оператора по подготовке

скважин 5 р. (с учетом 100% премии и ЕСН)

руб. /час

72,6

14. Ставки налогов и отчислений:

- налог на прибыль

%

24

-НДПИ

руб./т

2267,0

%

2,2

15. Среднее расстояние до скважины

км

30

16. Средняя скорость передвижения спецтехники

км/час

30

17. Условно-переменные затраты на добычу нефти

руб./т

164,2

18. Средневзвешенная цена релизации нефти

руб./т

5912

19. Балансовая стоимость установки по

приготовлению ОЖГ

тыс. руб.

347,9

20. Норма амортизации установки

%

9,3

21. Годовая производительность установки

м3

21000

22. Средний объем приготовления ОЖГ на одну скв.- опер.

м3

22

23. Трудозатраты на приготовление 1 мЗ ОЖГ:

руб.

94,3

- оператор по подготовке скважин 4 р. (4 чел.)

руб.

26,1

- мастер 12 р. (1 чел.)

руб.

11,2

- премия 100% (60% тек. + 40% кварт.)

руб.

37,3

- ЕСН 26,5%

руб.

19,8

Расчеты

8.   Выручка от реализации продукции =

Дополнительная добыча * средневзвешенную цену реализации 1 тн.нефти = 0,995*5912 = 5882,44 тыс. руб.

.     Условно-переменные затраты =

Дополнительная добыча * Условно-переменные затраты всего =

,995* 2431,2 = 2419,04 тыс. руб.

.     Себестоимость реализованной продукции =

Условно-переменные затраты + Затраты на проведение мероприятия =

,04 + 361 = 2780,04 тыс. руб.

.     Себестоимость дополнительной добычи =

Себестоимость реализованной продукции / Дополнительную добычу =

,04 / 0,955 = 2794,014 руб./ т.

.     Прибыль от реализации =

Выручка от реализации - Себестоимость реализованной продукции =

,44 -2780,04 = 3102,4 тыс. руб.

.     Налог на прибыль =

Прибыль от реализации * ставку налога =

,4 * 0,24 = 744,576 тыс. руб.

.     Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия =

Прибыль от реализации - налог на прибыль =

,4 - 744,576 = 2357,824 тыс. руб.

В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» количество ремонтов уменьшилась на 59 и составило 58 шт., продолжительность освоения и вывода на режим уменьшилось на 4 суток. Уменьшение количества ремонтов происходит в результате качественного выполнения ремонта.

Таким образом, снижение количества ремонтов ведет к увеличению МРП скважин.

В 2006 году МРП составил по ШГН 922 суток. Найдем МРП после мероприятия:

МРП = 1195724/ 1268= 943 суток

Таким образом, МРП скважин после проведения данного мероприятия увеличился до 943 суток.

Данное мероприятие было реализовано на 352 скважинах, инвест - проект рассчитан на 1 скважину.

Таблица 5.9

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б»

№ стр	Показатель	Нормативная продолжительность эффекта, мес												Итого
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Инвестиционная деятельность
	Инвестиции при проведении мероприятия	-361
	МУН, реконсервация, ПРС, КРС
2	Операционная деятельность
	Среднесуточный дебит с учетом Кпд	3,70	3,63	3,55	3,48	3,41	3,34	3,28	3,21	3,15	3,08	3,02	2,96
	Добыча нефти (Qмес, тн)	92	91	89	87	85	84	82	80	79	77	76	74	995
	Всего доп. добыча	995
	Выручка от реализации нефти без ндс	547	536	525	514	504	494	484	475	465	456	447	438	5 882
	Производственные затраты	-585	-220	-216	-212	-207	-203	-199	-195	-191	-187	-184	-180	-2 780
	- переменные расходы	-15	-15	-15	-14	-14	-14	-13	-13	-13	-13	-12	-12	-163
	- НДПИ	-210	-205	-201	-197	-193	-189	-186	-182	-178	-175	-171	-168	-2 256
	- проведение МУН	-361
	Валовая прибыль	-39	315	309	303	297	291	285	279	274	268	263	258	3 102
	Налог на прибыль	9	-76	-74	-73	-71	-70	-68	-67	-66	-64	-63	-62	-745
	Прибыль после налогообложения	-29	240	235	230	226	221	217	212	208	204	200	196	2 358
	Коэффициент дисконтирования	1,0000	0,8930	0,7970	0,7120	0,6360	0,5670	0,5070	0,4520	0,4040	0,3510	0,3220	0,2870
	Сальдо суммарного потока	-390	240	235	230	226	221	217	212	208	204	196	1 998
	То же накопленное	-390	-150	85	315	540	762	978	1 191	1 399	1 603	1 802	1 998
	Дисконтированное сальдо	-390	214	187	164	143	125	110	96	84	72	64	56	926
	Чистый дисконтированный доход	-390	-176	11	175	319	444	554	650	734	806	870	926
		0	0	3	4	5	6	7	8	9	10
		0	0	3	0	0	0	0	0	0	0
		0	0	3	7	12	18	25	33	42	52
	Дисконтированный срок окупаемости, мес.	2
	Притоки	547	536	525	514	504	494	484	475	465	456	447	438	5 882
	То же дисконтированное	547	478	418	366	321	280	246	214	188	160	144	126	3 488
	Сумма дисконтированных притоков	3 488
	Оттоки	-576	-296	-290	-284	-279	-273	-268	-262	-257	-252	-247	-242	-3 525
	То же дисконтированные	-576	-264	-231	-202	-177	-155	-136	-119	-104	-88	-79	-69	-2 201
	Абс. сумма дисконтированных оттоков	2 201
	Индекс доходности дисконтированных затрат	1,585
	Индекс доходности	1,669

Рис. 5.10 Динамика чистого дисконтированного дохода

По приведенным расчетам, представленным в таблице 5.9 видно, что ЧДД>0 и составляет 926 тыс. руб., срок окупаемости 2,5 месяца, ИД >1 и составляет 1,669, выше предельно-минимального индекса доходности ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что инвестиционный проект эффективен и может приносить прибыль. Для наглядности изменения ЧДД по месяцам представим динамику на рис. 5.10, данные которого взяты с таблицы 5.9.

5.4 Анализ влияния увеличения МРП скважин на себестоимость добычи нефти

В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» количество ремонтов уменьшилась. Уменьшение количества ремонтов происходит в результате качественного выполнения ремонта. В результате качественного выполнения ремонта происходит увеличение МРП скважин, одновременно снижение себестоимости добычи 1 тонны нефти.

Таким образом, улучшение качества ремонтов ведет к увеличению МРП скважин.

Также результатом увеличения МРП является снижение потерь нефти и затрат на проведение ПРС.

Проведем анализ влияния мероприятия, на себестоимость добычи нефти.

В таблице 5.11 приведено оценка влияния увеличения МРП на себестоимость добычи нефти.

В результате проведения мероприятия «Технология глушения скважин с применением облагороженных жидкостей глушения на основе препарата МЛ-81Б» себестоимость на 1 тонну нефти уменьшилась на 0,24 руб. в результате увеличения МРП, сокращения потерь нефти на 995 т.

В таблице 5.12 приведен расчет влияния на себестоимость добычи нефти от всех мероприятий.

Из таблицы 5.12 видно, что в результате проведения всех мероприятий произошли следующие изменения: потеря нефти сократилась на 3281 тонн; себестоимость добычи на 1 тонну нефти уменьшилась на 0,848 руб.

Себестоимость добычи на 1 тонну нефти уменьшилась в результате сокращения затрат на проведения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта, увеличения МРП и снижения потерь нефти, что является положительным показателем работы НГДУ в целом.

Динамика изменения себестоимости добычи нефти до и после реализации мероприятий представлена на рис. 5.13 Динамика изменения добычи 1 тонны нефти до и после внедрения мероприятий представлена на рис. 5.14.

Таблица 5.11

Влияние увеличения МРП на себестоимость добычи нефти

Наименование статей затрат		До внедрения		Дополнительные затраты	После внедрения
		всего тыс.р.	на 1 тн. руб.		Всего т. руб.	на 1 тн. руб.
1	Расходы на энергию по изв. нефти	197839,00	70,03	69,68	197908,68	70,03
2	Расходы по исскуственному воздействию на пласт	953475,00	337,51	335,82	953810,82	337,51
3	Основная зарплата	78304,00	27,72	0,00	78304,00	27,71
4	Отчисления на соц.страх	19249,00	6,81	0,00	19249,00	6,81
5	Амортизация скважин	153194,00	54,23	0,00	153194,00	54,21
6	Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	321509,00	113,81	113,24	321622,24	113,81
7	Расходы по технологической подготовке нефти	246011,00	87,08	86,65	246097,65	87,08
8	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования ПРС,КРС (ОТМ)	1531887,00	542,26	361	1532248	542,19
9	Цеховые расходы	797718,00	282,38	0,00	797718,00	282,28
10	Общепроизводственные расходы	364511,00	129,03	0,00	364511,00	128,98
11	Прочие производственные расходы	6402813,00	2266,46	2255,13	6405068,13	2266,46
12	Итого	11066510,00	3917,31	3221,51	11069731,51	3917,07
	Валовая добыча нефти т.т.	2825,030		0,995	2826,025

Таблица 5.12

Сопоставление себестоимости добычи нефти до и после внедрения мероприятий

Наименование статей затрат	До внедрения		Затраты по мероприятиям, тыс. руб.			После внедрения
			«глушение»	«фильтры ШГН»	«скребки»
	всего	на 1 т.				всего	на 1 т.	197839	70,031	69,680	67,790	92,300	198069	70,031
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	953475	337,510	335,830	326,710	444,840	954582	337,509
3. Основная и доп. заработная плата производственным рабочим	78304	27,718	-	-	-	78304	27,686
4. Отчисления на социальное страхование	19249	6,814	-	-	-	19249	6,806
5. Амортизация скважин	153194	54,227	-	-	-	153194	54,164
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	321509	113,807	113,240	110,17	150	321882	113,807
7. Расходы по технологической подготовке нефти	246011	87,08	86,650	84,300	114,780	246297	87 082
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	1531887	542,26	361	304	406	1532881	541,976
9. Цеховые расходы	797718	282,38	-	-	-	797718	282,046
10. Общепроизводственные расходы	364511	129,03	-	-	-	364511	128,879
11. Прочие производственные расходы	6402813	2266,46	2255,13	2193,93	2987,19	6410249	2266,45
Производственная себестоимость валовой продукции	11066510	3917,31	3221,51	3086,89	4195,10	11077014	3916,462
Валовая добыча нефти т.т.	2825,03					2828,321
Доп. добыча т.т.	3,281		0,968	0,995	1,318

Выше рассмотренные мероприятия снижают себестоимость и сокращают потери нефти, что также является положительным результатом.

Рис. 5.13 Себестоимость добычи 1 тонны нефти до и после реализации мероприятий

Рис.5.14 Добыча нефти до и после внедрения мероприятий

5.5 Сопоставление технико-экономических показателей до и после внедрения мероприятий

Влияние рассмотренных в данном дипломном проекте мероприятий на основные технико-экономические показатели предприятия, представлены в таблице 5.15, согласно которым в результате поведения мероприятий произошли изменения следующих основных технико-экономических показателей:

- добыча нефти увеличилась на 3,281 тыс. тонн;

производственная себестоимость добычи нефти увеличилась на 10504 тыс. руб.;

себестоимость добычи 1.т. уменьшилась на 0,848 руб. т;

выручка от реализации увеличилась на 19397,272 тыс. руб.;

прибыль увеличилась на 10349,5 тыс. руб.;

рентабельность увеличилась на 0,05%.

Таблица 5.15

Сопоставление основных ТЭП НГДУ «Елховнефть» до и после внедрения мероприятий

№ п/п	Показатель	До внедрения	Мероприятия			После внедрения
			Фильтры ШГН	Глушение	Скребки
1	2	3	4	5	6	7
1	Добыча нефти, тыс. тонн	2825,03	0,968	0,995	1,318	2828,321
2	Производственная себестоимость добычи нефти, тыс. руб.	11066510	3086,89	3221,51	4195,10	11077014
3	Себестоимость добычи 1.т., руб.т.	3917,31	- 0,2495	- 0,2393	- 0,34	3916,462
4	Выручка от реализации, тыс. руб.	16701577	5722,816	5882,44	7792,016	16720974,272
5	Прибыль, тыс. руб.	5635607	3065,414	3102,4	4181,7	5645416,5
6	Рентабельность, %	50,92	99,30	96,30	99,68	50,97

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Внедрение противозатратного хозяйственного механизма предполагает постоянный поиск более экономических решений и выявление резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции. Претворению в жизнь этих задач способствует систематический анализ себестоимости. Основная задача анализа себестоимости - выявление и мобилизация имеющихся на предприятии резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции и роста на этой основе внутрихозяйственных накоплений.

Затраты на производство в нефтегазовой промышленности складываются под влиянием природно-геологических условий, цен на средства производства и предметы труда, а также под влиянием качества работы коллектива предприятия. Отдельные факторы снижения себестоимости действуют неравномерно и неодинаково, поэтому при анализе изучают воздействие каждого фактора на уровень себестоимости добычи нефти и газа и себестоимость строительства скважин. Наиболее важное значение имеет анализ факторов, зависящих от деятельности предприятия.

Анализ себестоимости добычи нефти и газа начинают с пересчета плановых затрат на фактически выполненный объем их добычи только по переменным расходам, т.е. зависящим от объема производства. Затем дают общую оценку результатов по себестоимости нефти и газа.

Дальнейший анализ проводят по каждой статье калькуляции с выявлением факторов, обусловивших перерасход или экономию.

В заключительной части анализа определяют общий размер снижения (или повышения) фактической себестоимости 1 т нефти и газа по сравнению с плановой себестоимостью и распределяют эту величину по отдельным факторам и статьям затрат, выявляют резервы дальнейшей экономии средств и разрабатывают конкретные мероприятия по их использованию.

В период 2005-2006 гг., НГДУ «Елховнефть» успешно работало и добивалось положительных результатов. Это подтверждает анализ технико-экономических показателей.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825,0 тыс. т. - это на 0,4% больше по сравнению с 2005 годом и 3,1 % больше по сравнению с планом. Произошло увеличение добычи.

Себестоимость 1 тонны нефти в 2006 году составила 3917,31 руб. это на 573,1 руб. больше, чем в 2005 году.

Численность персонала каждый год сокращается. В 2006 году по сравнению с 2005 годом численность персонала сократилась на 1299 человек и составила 2851 человек. Уменьшение численности по всем категориям связано с ежегодной оптимизацией численности работников НГДУ и выводом непрофильных структурных подразделений из состава управления.

Балансовая прибыль в 2006 году составила 5635607 тыс. руб., что больше показателя 2005 года на 1792012 тыс. руб. Значительный рост балансовой прибыли в 2006 году связан с ростом цен на нефть и нефтепродукты.

В отчетном году объем добычи нефти увеличился на 11,5 тыс. тонн, переменные издержки выросли на 1201786,1 тыс. руб. и составили 6882727,5 тыс. руб. В 2006 году постоянные издержки составили 4183782,5 тыс. руб., что ниже на 455864,88 тыс. руб., чем в 2005 году (3727917,62 тыс. руб.).

В результате проведения маржинального анализа можно сделать следующие выводы.

Безубыточный объем реализации по НГДУ «Елховнефть» в стоимостном выражении составило 6524991,4 тыс. руб. в 2005 году и 7126775 тыс. руб. в 2006 году, то есть предприятие не должно реализовать продукцию ниже этого показателя, так как это приведет к убыточной деятельности. Точка безубыточного объема реализации в НГДУ составляет в 2005 году 1385,2 тыс. тонн и в 2006 году 1203,6 тыс. тонн нефти. Это означат, что при таком объеме реализации предприятие не будет иметь прибыли, и не будет нести убытки. При добыче нефти в год больше указанных объемов предприятие получает прибыль. Если же добыча будет меньше 1385,2 тыс. тонн в 2005 году и 1203,6 тыс. тонн в 2006 году, то деятельность будет убыточной. НГДУ «Елховнефть» смогло реализовать 2813,5 тыс. тонн и получить прибыль в 2005 году, а в 2006 году реализовало 2825 тыс. тонн и перевыполнило критический уровень продукции.

Зона безопасности предприятия за 2005 год составила 50,8%, а за 2006 год 57,2%.

Анализ затрат на проведение ремонтных работ за 2005-2006 года показал, что за 12 месяцев 2006 г. ЦПРС произведено текущих ремонтов на 1268 скважинах (меньше на 191 скважину, чем в 2005 году).

За 2006 год цехом ПРС основные технико-экономические показатели выполнены и находятся на уровне средних или выше средних показателей по ОАО «Татнефть», так:

-   среднесуточный простой скважин в ОПРС составляет 0,66% от действующего фонда скважин по ОАО «Татнефть» 0,67 %;

-         соотношение преждевременных и часторемонтируемых скважин к действующему фонду скважин снизилось на 4,93 по сравнению с 2005 годом, и ниже чем по ОАО «ТН»

          показатель по межремонтному периоду работы скважин действующего фонда улучшился с уровнем прошлого года с 805 до 919 суток при среднем по ОАО «ТН» -811 суток, что является выше среднего по ОАО «Татнефть».

При этом имеются показатели и ниже средних по объединению:

- средняя стоимость 1-го ремонта составляет в 2006 году - 348,38т.р., при среднем по объединению 344,35т.р.

- коэффициент сменности составляет 1,91 при среднем по ОАО «Татнефть»-2,1;

Превышение средней стоимости 1-го в 2006 году на 93,07 тыс. руб. по сравнению с 2005 годом ремонта обусловлено повышенной сложностью проводимых работ в ЦПРС-2 в 1-м полугодии 2006 года (подготовка скважин к ПНП на добывающем и нагнетательном фонде скважин).

Коэффициент сменности ниже среднего по ОАО «Татнефть» объясняется высоким количеством работников ЦПРС-1 находящихся в ученических отпусках в 1-м, 3-м квартале и большим количеством праздничных дней.

Средняя продолжительность 1-го ремонта в 2006 году сократилась на 9,71 часов по сравнению с 2005 годом. Потери нефти в 2006 году увеличились на 695 тонн. Показатели МРП в 2006 году нефтяных скважин увеличились на 114 суток.

Четвертая глава посвящена оценке экономической эффективности мероприятий по сокращению преждевременных ремонтов и мероприятий, направленных на сокращение времени проведения одного ремонта.

В пятой главе проведен анализ увеличения МРП на себестоимость добычи нефти.

В результате уменьшения преждевременных ремонтов, сокращения времени проведения одного ремонта и увеличения МРП скважин сокращаются потери нефти, т.е. увеличивается объем добычи нефти.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 2825 тыс. тн. За счет проведения мероприятий объём добычи нефти увеличивается на 3,281 тыс. тн. Таким образом, объём добычи нефти после проведения данных мероприятий составит 2828,281 тыс. тонн.

От объёма добычи нефти напрямую зависит себестоимость тонны нефти. Так как при прочих равных условиях с повышением объёма добычи происходит снижение себестоимости одной тонны нефти.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.   Пояснительная записка к годовому отчету НГДУ «Елховнефть» 2005г-2006г.

2.       Отчет отдела ремонта скважин НГДУ «Елховнефть» за 2005г. - 2006 г.

.         Отчет геологического отдела НГДУ «Елховнефть» за 2005- 2006 гг.

.         Должностные инструкции отдела кадров НГДУ «Елховнефть» за 2005- 2006 гг.

.         Отчет о внедрении новой техники НГДУ «Елховнефть» за 2005- 2006 гг.

6.   П. Л. Виленский, В. Н. Лившиц, С. А. Смоляк. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учебное пособие. - 3 издание, испр. и доп. - М.: Дело, 2004 г. - 888 с.

7.       Виленский П.Л., Смоляк С.А. Показатель внутренней нормы доходности и его модификации.- М.: ЦЭМИ РАН, 1998 г.

.         И.М. Волокамский. ГО - составная часть обороноспособности страны, Учебное пособие, М- 2003.

.         Ю.Н. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

10. Генкин Б.М. ООО «ИЦ - Редакция «Военные знания»» 123362, М.: - 2003 г.

.     Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2004.

12. Жданов В.Н., Истомин А.Н. Учебное пособие - М.:-2002, 79 стр.

13. Ильин Л.И., Синица Л.М. Планирование на предприятии: Учебное пособие. В 2 ч. - Мн.: ООО «Новое знание», 2000. - 416 с.

14.     Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. Москва, Финансы и статистика, 2000г.;

.         Краснова Л.Н., Краснов А.Н. Основы экономической деятельности предприятий нефтегазового комплекса: Учебное пособие. -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2003.

.         П.Н. Лаврушко. Подземный ремонт скважин.- М., Недра, 1968. - 412 с.

.         Савицкая, Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятий: Учебное пособие/ Г.В. Савицкая. -2-е изд., перераб., доп. - М.: Минск: ИП "Экоперспектива", 2002. - 498 с.: ил.

18. Сергеев, И.В. Экономика предприятия: Учебное пособие/ И.В. Сергеев. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2000. - 304

.     Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н., Зубарева В.Д., Шпаков В.А. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. Издательство «Недра» 1987г.

Список литературы по курсу «Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия»

1. Абрютина М.С., Грачев А.В. Анализ финансово - экономической деятельности предприятия. М.2001.

2. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности: Учебник / Под общ. редакцией В.И. Стражева. - 2-е изд. - МН.: ВШ, 1996. - 363с.

3. Астахов В.П. анализ финансовой устойчивости фирмы и процедуры, связанные с банкротством. - М.: Издательство «Ось-89», 1996. -80с.

4. Баканов М.И., Шеремет А.Д. теория экономического анализа: Учебник. - М.: Финансы и статистика, 1997. - 416с.

5. Балабанов И.Т. Финансовый анализ и планирование хозяйствующего субъекта. М.,2000.

6. Басовский Л.Е. Теория экономического анализа, М. 2001.

7. Бочаров В.В. Финансовый анализ, С-П, 2001.

8. Донцова Л.В., Никифорова Н.А. Анализ бухгалтерской отчетности. - М.: Издательство «Дело и сервис», 1998. - 224с.

9. Ковалев В.В. Практикум по финансовому менеджменту. М.,2000.

10. Ковалев В.В. Финансовый анализ: правление капиталом, выбор инвестиций, анализ отчетности. - М.: Финансы и статистика, 1996. - 263с.

11. Ковалев А.И., Привалов В.П. Анализ финансового состояния предприятия. М, 2001.

12. Ковалев В.В., Волкова О.Н. Анализ хозяйственной деятельности, М.2000.

13. Крейнина М. Финансовое состояние предприятие. Методы оценки. - М.: ИКЦ «ДИС», 1997. - 224с.

14. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект методы подготовки и анализа. Учебно-справочное пособие. - М.: Издательство Бек, 1996. - 304с.

15. Луговой В.А. Учет капитала, ссуд и финансовых результатов: Методика и практикум. - М.: Финансы и статистика, 1995. - 128с.

16. Любушин Н.П., Лещеева В.Б. Анализ финансово - экономической деятельности предприятия. М., 2000.

17. Маркарьян Э.А., Герасименко Г.П. Финансовый анализ. М.1997.

18. Прыкина Л.В. Экономический анализ предприятия 2001.

19. Прыкин Б.В. Технико - экономический анализ производства М., 2000.

20. Савицкая Г.В. АХДП 1996, 1999, 2000, 2001.

21. Селезнева Н.Н., Монова А.Ф. Финансовый анализ 2001.

22. Стражев В.И. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности 1997.

23. Сивкова А.И., Фрадкина Е.К. Практикум по анализу финансово - хозяйственной деятельности. Ростов-на-Дону,2001.

24. Четыркин Е.М. Финансовый анализ производственных инвестиций. М.2001.

25. Шеремет А.Д., Сайфуллин Р.С. Методика финансового анализа, М. ИНФРА - М, 2002.

26. Мицкевич М. динамическое управление себестоимостью в условиях нестабильности экономики. // Финансовая газета. - 1999. - январь. - №1. - С.15

27. Раицкий Р.А. Экономика предприятия: Учебник для вузов. - М.: Информационно-внедренческий центр «Маркетинг», 1999.-693с.

28. Русак Н.А., Русак В.А. Финансовый анализ субъектов хозяйствования: Справочное пособие. - М.: Высшая школа, 1997.-309с.

29. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: 4-ое издание, переб. и допол. - Минск: ООО «Новое знание», 1999.-688с.

30. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: - Мн.: ИП «Экоперспектива», 1998.-498с.

31. Старик Д.Э. Как рассчитать эффективность инвестиций - М.: АО «Финстатинформ», 1996.-92с.

32. Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С. Методика финансового анализа. - М.: ИНФРА-М, 1996.-176с.

33. Газета «Экономика и жизнь», журналы «Финансы», «Финансы предприятий», «Экономика и инвестиции», «Аудитор», «Аудит и финансовый анализ», «Бухгалтерский учет».