Автор работы: Пользователь скрыл имя, 24 Апреля 2014 в 21:00, курсовая работа
Целью курсовой работы является изучение планирования научно-технического развития, его задачи, методики расчета экономической эффективности НТП.
Для достижения этой цели в курсовой работе поставлены следующие задачи:
- рассмотреть геолого-техническую характеристику НГДУ «Ямашнефть»;
- изучить содержание плана технического развития, методические основы расчета экономической эффективности НТП;
ВВЕДЕНИЕ 3
1. Организационно-экономическая характеристика производственной деятельности предприятия 6
1.1.Цели и задачи производственной деятельности предприятия 6
1.2.Краткая геолого – техническая характеристика разработка площади 9
1.3. Организационная структура предприятия 16
1.4. Анализ динамики технико-экономических показателей предприятия 19
1.5. План внедрения новой техники и технологии 22
2. Содержание плана технического развития 26
2.1. Задачи научно-технического развития предприятия, исходные данные для его разработки 26
2.2. Стратегические и текущие планы технического развития предприятия 29
2.3. Виды показателей эффективности НТП 32
2.4. Методика расчета экономической эффективности на предприятии 34
3. Методические основы расчета экономической эффективности НТП 40
3.1. Планирование экономической эффективности научно-технических и организационных мероприятий 40
3.2. Показатели, характеризующие НТП на предприятии 42
3.3. Показатели, характеризующие величину прироста добычи нефти, производительности труда, снижения себестоимости продукции, срока окупаемости и т.д. 44
4. Влияние мероприятий по экономической стабилизации нефти 48
4.1.1. Расчёт экономического эффекта от внедрения установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, совмещающей добычу с заводнением 48
4.1.2. Расчет экономической эффективности использования системы межскважинной перекачки 56
4.1.3. Расчет экономической эффективности от внедрения контроллера 59
4.2. Анализ влияния предлагаемых мероприятий на ТЭП НГДУ «Ямашнефть» 63
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 66
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 68
Продолжение табл.4.1. | |||
1.17.5. |
Кол-во проверок эффективности элетроизолирующего фланцевого соединения в текущ.периоде |
шт. |
0,000 |
1.18. |
Новый вариант |
||
1.18.1. |
Затраты на обвязку, нов. |
руб. |
219,200 |
1.18.2. |
Кол-во выездов на динамометрирование в текущем периоде |
шт. |
8,000 |
1.18.3. |
Кол-во исследований приёмистости в текущем периоде |
шт. |
3,000 |
1.18.3.1. |
- собственными силами |
шт. |
3,000 |
1.18.3.2. |
- силами сторонних организаций |
шт. |
0,000 |
1.18.4. |
Кол-во проверок эффективности протекторной защиты в текущ.периоде |
шт. |
0,000 |
1.18.5. |
Кол-во проверок эффективности элетроизолирующего фланцевого соединения в текущ.периоде |
шт. |
0,000 |
1.19. |
Стоим. часа экспл. спецтехники |
руб./час |
|
1.19.1. |
- А-50 (в режиме работы) |
руб./час |
800,000 |
1.19.2. |
- ЦА-320 (в режиме работы) |
руб./час |
687,000 |
1.19.3. |
- АЦ (6-10 м3) (в режиме работы) |
руб./час |
704,000 |
1.19.4. |
- ЦА-320 (в режиме ожидания) |
руб./час |
333,000 |
1.19.5. |
- АЦ (6-10 м3) (в режиме ожидания) |
руб./час |
384,000 |
1.20. |
Затраты на ПРС |
тыс.руб. |
744,670 |
1.21. |
Увеличение стоимости ПРС |
% |
40,000 |
1.22. |
Затраты на КРС |
тыс.руб. |
1787,342 |
1.23. |
Расстояние до скважины |
км |
44,000 |
1.24. |
Длина 1 НКТ |
м |
10,230 |
1.25. |
Наработка в текущем периоде |
сут. |
92,000 |
1.26. |
Средняя скорость передвижения спецтехники |
тыс.руб. |
50,000 |
1.27. |
Ставка налога на прибыль |
% |
20,000 |
1.28. |
Ставка отчислений на соц.страхование (ЕСН) |
% |
34,500 |
1.29. |
Норма дисконта |
% |
10,000 |
1.30. |
Ставка налога на имущество |
% |
2,200 |
Таблица 4.2.
Расчет экономического эффекта от внедрения ОРЭ (Д и З)
№ п/п |
Наименование |
Ед.изм. |
3 кв. 2010 г. |
2. |
Расчет |
||
2.1. |
Инвестиционная деятельность |
тыс.руб. |
|
2.1.1. |
Вложения в приобретение осн.ср-в, баз. |
тыс.руб. |
1630,835 |
2.1.1.1. |
- скважина без затрат на |
тыс.руб. |
1613,411 |
Продолжение табл.4.2. | |||
2.1.1.2. |
- обвязка |
тыс.руб. |
17,424 |
2.1.2. |
Вложения в приобретение осн.ср-в, нов. |
тыс.руб. |
26,412 |
2.1.2.1. |
- обвязка |
тыс.руб. |
26,412 |
2.1.3. |
Денежный поток по инвестиционной деятельности |
тыс.руб. |
1604,423 |
2.2. |
Операционная деятельность |
тыс.руб. |
|
2.2.1. |
Себестоим., баз. |
тыс.руб. |
1340,046 |
2.2.1.1. |
- освоение |
тыс.руб. |
5,436 |
2.2.1.2. |
- арматура устьевая |
тыс.руб. |
19,992 |
2.2.1.3. |
проверка эффективности протекторной защиты |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.1.4. |
проверка эффективности элетроизолирующего фланцевого соединения |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.1.5. |
затраты на исследование приёмистости скважин, всего |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.1.5.1. |
- силами цеха ППД |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.1.5.2. |
- силами подрядчика ЗАО "Нефтесервис" |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.1.6. |
- амортизация |
тыс.руб. |
1196,302 |
2.2.1.7. |
- налог на имущество |
тыс.руб. |
118,316 |
2.2.2. |
Себестоим., нов. |
тыс.руб. |
490,506 |
2.2.2.1. |
затраты на КРС |
тыс.руб. |
215,374 |
2.2.2.2. |
арматура устьевая двухканальная |
тыс.руб. |
28,380 |
2.2.2.3. |
НКТ 1,5" |
тыс.руб. |
84,456 |
2.2.2.4. |
овершот |
тыс.руб. |
23,092 |
2.2.2.5. |
параллельный якорь |
тыс.руб. |
2,228 |
2.2.2.6. |
пакер |
тыс.руб. |
15,944 |
2.2.2.7. |
затраты на герметизацию резьбы НКТ |
тыс.руб. |
2,900 |
2.2.2.8. |
проверка эффективности протекторной защиты |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.2.9. |
проверка эффективности элетроизолирующего фланцевого соединения |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.2.10. |
затраты на исследование приёмистости скважин, всего |
тыс.руб. |
10,716 |
2.2.2.10.1. |
- силами цеха ППД |
тыс.руб. |
10,716 |
2.2.2.10.2. |
- силами подрядчика ЗАО "Нефтесервис" |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.2.11. |
затраты на ПРС |
тыс.руб. |
86,124 |
2.2.2.12. |
амортизация |
тыс.руб. |
19,376 |
2.2.2.13. |
удельные затраты на НИОКР |
тыс.руб. |
0,000 |
2.2.2.14. |
налог на имущество |
тыс.руб. |
1,916 |
2.2.3. |
Налогооблагаемая прибыль |
тыс.руб. |
849,540 |
2.2.4. |
Налог на прибыль |
тыс.руб. |
169,907 |
2.2.5. |
Чистая прибыль |
тыс.руб. |
679,633 |
Продолжение табл.4.2. | |||
2.2.6. |
Денежный поток по операционной деятельности |
тыс.руб. |
-497,293 |
2.3. |
Экономический эффект |
тыс.руб. |
1107,130 |
2.4. |
Удельный экономический эффект |
тыс.руб./скв. |
276,783 |
Кап. вложения по базовому варианту: 1630, 835 тыс.руб
по новому варианту: 26,412 тыс.руб. за счет экономии вложений на строительство скважины.
Денежный поток по инвестиционной деятельности составил:
1630,835 – 26,412 = 849,540 тыс.руб.
Себестоимость по базовому варианту составила: 1340,046 тыс.руб.
по новому варианту: 490,506 тыс.руб.
Следовательно, налогооблагаемая прибыль составит:
1340,046 – 490,506 = 849,540 тыс.руб.
Налог на прибыль:
849,540 * 0,2 = 169,907 тыс.руб.
Как следует из расчета, чистая прибыль предприятия, остающаяся в распоряжении предприятия, от внедрения ОРЭ (Д и З) за 3квартал 2010 года составит: 849,540 – 169,907 = 679,633 тыс.руб.
Денежный поток от операционной деятельности: - 497,293 тыс.руб.
Экономический эффект: 1604,423 – 497,293 = 1107,130 тыс.руб.
Т.к. оборудование внедряется на 4 скважинах удельный экономический эффект составит: 1107,130 : 4 = 276,7825 тыс.руб.
Результаты расчётов подтверждают эффективность внедрения установки для одновременно-раздельной добычи и закачки.
Для целей заводнения глинистых, слабопроницаемых коллекторов применяется метод заводнения путем межскважинной перекачки пластовых вод. Заглинизированные коллектора 2 подгруппы (алевролиты) и 1 подгруппы (глинистые песчаники) слабо вытесняются пресной водой. Минерализованная пластовая вода, имеющая температурный режим нижележащих пластов, способствует лучшей выработке из низкопроницаемых и заглинизированных коллекторов, увеличивая добычу нефти.
Сущность системы межскважинной перекачки заключается в поддержании пластового давления в продуктивных пластах путем закачки высокоминерализованных подземных вод из добывающих (водозаборных) скважин в нагнетательные скважины.
Закачка в системе МСП-ППД используется в основном по следующим
схемам:
- из водозаборной скважины
в одну или несколько
- из водозаборной скважины
в одну или несколько
- из нескольких водозаборных
скважин, находящихся в
Рассчитаем экономическую эффективность использования системы межскважинной перекачки. Исходные данные для расчета эффективности представлены в таблице 4.3. Расчет представлен в таблице 4.4.
Таблица 4.3.
Исходные данные для расчета экономической эффективности использования системы межскважинной перекачки
№ п/п |
Наименование затрат |
Ед.изм. |
2009 |
2010 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
I |
Инвестиционная деятельность |
|||
1 |
Протяженность водоводов |
км |
4,5 |
|
Стоимость строительства водоводов |
тыс.руб. |
6223,5 |
||
2 |
КТП 6/0,4 - 100 кВа |
шт. |
3 |
|
Стоимость КТП |
тыс.руб./шт |
110 |
||
3 |
Строительство ЛЭП |
км |
1 |
|
Стоимость строительства 1 км |
тыс.руб./км |
120 |
||
II |
Операционная деятельность |
|||
1 |
Объем доп. добычи нефти |
тонн |
400 |
1900 |
2 |
Цена 1 тонны нефти |
руб./т |
5779,1 |
5779,1 |
3 |
Ставка НДПИ |
руб./т |
2265,56 |
2265,56 |
7 |
Условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти |
руб./т |
165,413 |
165,413 |
4 |
Объем извлекаемой жидкости в год (водозабор) |
м3 |
120000 |
240000 |
5 |
Затраты на извлечение жидкости |
руб./м3 |
4,87 |
5,2 |
6 |
Условно-переменные затраты на закачку 1 м3 жидкости |
руб.\м3 |
14,32 |
15,2 |
7 |
Объем закачиваемой жидкости в год |
м3 |
120000 |
240000 |
8 |
ЭЦН |
|||
- количество ЭЦН |
шт. |
3 |
3 | |
- стоимость эксплуатации ЭЦН (услуги АЦБПО ЭПУ) в год |
тыс.руб./шт. |
80,0 |
84,8 | |
9 |
Затраты на ПРС в год |
тыс.руб. |
369,3 |
391,4 |
10 |
Норма амортизации |
|||
- водоводов |
% |
3,23 |
3,23 | |
- КТП |
% |
4,4 |
4,4 | |
- ЛЭП |
% |
3,33 |
3,33 | |
Справочно: | ||||
Коэффициент дисконтирования |
д.ед. |
0,12 |
0,12 | |
Таблица 4.4.
Расчет экономической эффективности использования системы межскважинной перекачки
№ п/п |
Наименование |
Ед.изм. |
2009 г. |
2010 г. |
2009 - 2010 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
9 |
Инвестиционная деятельность |
|||||
Капитальные вложения |
тыс.руб. |
-6673,5 |
0,0 |
-6673,50 | |
1 |
Водоводы |
тыс.руб. |
-6223,5 |
0 |
-6223,50 |
Продолжение табл.4.4. | ||||||
2 |
КТП |
тыс.руб. |
-330 |
0 |
-330,00 | |
3 |
ЛЭП |
тыс.руб. |
-120 |
0 |
-120,00 | |
II |
Операционная деятельность |
|||||
1 |
Дополнительная добыча нефти |
т |
400 |
1900 |
2300,00 | |
1 |
Выручка от реализации доп. нефти |
тыс.руб. |
2311,64 |
10980,29 |
13291,93 | |
2 |
Эксплуатационные расходы |
тыс.руб. |
-447,69 |
-2864,65 |
-3312,34 | |
- условно-переменные затраты на добычу нефти |
тыс.руб. |
-66,17 |
-314,28 |
-380,45 | ||
- водозабор (затраты на извлечение) |
тыс.руб. |
-584,40 |
-1248,00 |
-1832,40 | ||
- экономия на закачке воды |
тыс.руб. |
1718,40 |
3648,00 |
5366,40 | ||
- затраты на ЭЦН |
тыс.руб. |
-240,00 |
-254,40 |
-494,40 | ||
- затраты на ПРС |
тыс.руб. |
-369,30 |
-391,40 |
-760,70 | ||
НДПИ |
тыс.руб. |
-906,22 |
-4304,56 |
-5210,79 | ||
Амортизационные отчисления |
тыс.руб. |
219,54 |
219,54 |
439,07 | ||
3 |
Валовая прибыль |
тыс.руб. |
1644,42 |
7896,11 |
9540,52 | |
4 |
Налог на имущество |
тыс.руб. |
-142,0 |
-137,2 |
-279,14 | |
3 |
Налогооблагаемая прибыль |
тыс.руб. |
1502,43 |
7758,95 |
9261,38 | |
4 |
Налог на прибыль |
тыс.руб. |
300,486 |
1551,79 |
1852,276 | |
5 |
Чистая прибыль |
тыс.руб. |
1201,95 |
6207,16 |
7409,104 | |
7 |
Сальдо суммарного потока |
тыс.руб. |
-5312,1 |
6116,3 |
804,22 | |
8 |
то же накопленное |
тыс.руб. |
-5312,1 |
804,2 |
||
6 |
Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,893 |
|||
9 |
Дисконтированное сальдо |
тыс.руб. |
-5312,1 |
5461,9 |
149,77 | |
10 |
Чистый дисконтированный доход |
тыс.руб. |
149,77 |
|||
11 |
Притоки |
тыс.руб. |
2311,6 |
10980,3 |
13291,93 | |
12 |
то же дисконтированное |
тыс.руб. |
2311,64 |
9805,399 |
12117,04 | |
13 |
Сумма дисконтированных притоков |
тыс.руб. |
12117,0 |
|||
14 |
Оттоки |
тыс.руб. |
-6902,6 |
-1139,7 |
-8042,25 | |
15 |
то же дисконтированное |
тыс.руб. |
-6902,6 |
-1017,7 |
-7920,31 | |
16 |
Абс.сумма дисконтированных оттоков |
тыс.руб. |
-7920,3 |
|||
17 |
Индекс доходности дисконтированных затрат |
1,5299 |
||||
18 |
Индекс доходности |
1,6528 |
||||
Информация о работе Планирование научно-технического развития предприятия НГДУ "Ямашнефть"