Планирование научно-технического развития предприятия НГДУ "Ямашнефть"

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 24 Апреля 2014 в 21:00, курсовая работа

Краткое описание

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;

Содержание

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

Скачать в ZIP архиве (356.28 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Вложенные файлы: 1 файл

исправленный.doc

— 911.00 Кб (Скачать файл)

Капитальные вложения на внедрение системы межскважинной перекачки составили 6673,5 тыс.руб. Дополнительная добыча за 2009 – 2010 г.г. составила 2,3 тыс.т., на закачке воды было сэкономлено 5366,4 тыс.руб. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти составила 13291,93 тыс.руб. Чистая прибыль получена в размере 7038,65 тыс.руб. Индекс доходности по данному мероприятию составил 1,6528.

4.1.3. Расчет экономической эффективности от внедрения контроллера

Станции управления с контроллером применяются для обеспечения режимов эксплуатации скважин с оптимальным забойным давлением, при использовании методов повышения нефтеотдачи, требующих изменяющейся производительности насоса, а также при эксплуатации скважин в труднодоступных местах, со сложными условиями эксплуатации (большая нагрузка, большие скорости откачки, сильно коррозийная среда, сильно искривленные скважины и т.д.).

Внедряемое оборудование фирмы «Lufkin-automation» представляет собой комплекс на основе предварительно программируемого контроллера, устанавливаемый на скважине, в состав которого входят датчики нагрузки (межтраверсный), положения (на плече кривошипа) и числа оборотов электродвигателя. Данные, получаемые с этих датчиков, контроллер использует для управления работой насосной установки, а также визуального отображения цифровых и графических данных (динамограмма, дебит, время отработки и накопления, давление на приеме, обнаруженные неисправности) на ЖК-дисплее, а также на верхнем уровне XSPOC.

Контроллер «Lufkin-automation» позволяет следить за режимом наполнения насоса по трем взаимозаменяемым параметрам: проценту заполнения насоса (определяется по глубинной динамограмме); уставке (определяется по поверхностной динамограмме); мощности электродвигателя в случае отсутствия или неисправности датчика нагрузки. Кроме этого, контроллер имеет функцию подбора оптимального времени накопления при периодическом режиме работы скважины («Auto downtime»), а также возможность автоматической корректировки режима откачки (числа качаний СК) при наличии регулируемого электропривода (РЭП).

Исходя из изложенного, при использования контроллера «Lufkin-automation» полностью, либо частично могут быть получены следующие составляющие технологического эффекта:

- увеличение дебита скважин за счёт оптимизации режима работы системы «насосная установка-скважина-пласт»;

- сокращение времени аварийных простоев вследствие повышения оперативности принятия организационно-технических мер;

- сокращение затрат на динамометрирование;

- уменьшение длины подвески с соответствующей экономией штанг и труб;

- сокращение времени на спускоподъемные операции при ремонте скважины за счет меньшей длины подвески;

- предупреждение простоев вследствие аварийных ситуаций за счет своевременного отключения электродвигателя при незапланированном снижении динамического уровня;

Таблица 4.5.

Исходные данные для расчета экономической эффективности

№ п/п	Исходные данные для расчёта	Ед.изм.	Значение
1	Количество скважин	шт.	42
2	Капитальные вложения	т.руб.	237
2.1.	Стоимость привода	руб.	200
	Стоимость установки	руб.	37
4	Добыча нефти (Qгод, тн)	т/сут	5,20
5	себестоимость по существующей техн. подг.нефти	руб/т	3339,00
6	себестоимость по новой технологии подг.нефти	руб/т	3307,00
	НДПИ	руб/т	2267,0
7	Цена реализации 1т нефти без НДС	руб/т	6042
8	Норма амортизации скважин	%	9,1
9	Норма дисконтирования	%	12,0
10	Налог на имущество	%	2,2
11	Налог на прибыль	%	24
12	Коэффициент эксплуатации, КЭ		0,921
13	Коэффициент падения добычи, КПД		0,82

Таблица 4.6. Расчет экономического эффекта от модернизации цепного привода
№ п/п	Показатель	Нормативная продолжительность эффекта, лет.											итого, тыс.руб.
№ п/п	Показатель	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	итого, тыс.руб.
1	Инвестиционная деятельность
	Инвестиции при проведении мероприятия	-237

2	Операционная деятельность
	Подготовка нефти (Qгод, тн)	73 418	60 203	49 367	40 481	33 194	27 219	22 320	18 302	15 008	12 306	10 091	361 909
	Выручка от реализации нефти без ндс	443 624	363 771	298 292	244 600	200 572	164 469	134 865	110 589	90 683	74 360	60 975	2 186 799
	Затраты всего	5 574	-335 572	-275 169	-225 639	-185 024	-151 719	-124 410	-102 016	-83 653	-68 596	-56 248	-1 602 473
	себестоимость по новой технологии подг.нефти	3 307	-199 092	-163 255	-133 869	-109 773	-90 014	-73 811	-60 525	-49 631	-40 697	-33 372	-950 732
	НДПИ	2 267	-136 480	-111 914	-91 769	-75 251	-61 706	-50 599	-41 491	-34 023	-27 899	-22 877	-651 741
	Стоимость ОФ	237
	Амортизационные отчисления	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	37
	Остаточная стоимость фондов
	- на начало периода	237	234	230	227	224	220	217	0	0	0	0
	- на конец периода	234	230	227	224	220	217	0	0	0	0	0
	Валовая прибыль по новой технологии подг. нефти.	449 194	28 196	23 120	18 958	15 545	12 746	10 451	8 569	7 026	5 761	4 723	584 290
	Налог на имущество	-5,18	-5,10	-5,03	-4,95	-4,88	-4,81	-2,38	0,00	0,00	0,00	0,00	-32
	Налогооблагаемая прибыль	449 189	28 191	23 115	18 953	15 540	12 741	10 449	8 569	7 026	5 761	4 723	584 257
	Налог на прибыль	-107 805	-6 766	-5 548	-4 549	-3 730	-3 058	-2 508	-2 057	-1 686	-1 383	-1 134	-140 222

Продолжение табл. 4.6.
	Прибыль после налогообложения + амортизация	341 387	21 428	17 571	14 407	11 814	9 687	7 944	6 516	5 343	4 382	3 593	444 073
	Коэффициент дисконтирования	1,0000	0,8929	0,7972	0,7118	0,6355	0,5674	0,5066	0,4523	0,4039	0,3606	0,3220
	Сальдо суммарного потока	341 150	21 428	17 571	14 407	11 814	9 687	7 944	6 516	5 343	4 382	3 593	443 836
	То же накопленное	341 150	362 578	380 149	394 556	406 370	416 057	424 001	430 517	435 861	440 242	443 836
	Дисконтированное сальдо	341 150	19 132	14 007	10 255	7 508	5 497	4 025	2 948	2 158	1 580	1 157	409 416
	Чистый дисконтированный доход	341 150	360 282	374 290	384 545	392 052	397 549	401 574	404 521	406 679	408 260	409 416
	Дисконтированный срок окупаемости, мес.	1,00
	Притоки	443 624	363 771	298 292	244 600	200 572	164 469	134 865	110 589	90 683	74 360	60 975	2 186 799
	То же дисконтированное	443 624	324 796	237 797	174 101	127 467	93 324	68 327	50 025	36 625	26 815	19 632	1 602 533
	Сумма дисконтированных притоков	1 602 533
	Оттоки	-102 474	-342 343	-280 722	-230 192	-188 758	-154 782	-126 920	-104 073	-85 340	-69 978	-57 382	-1 742 964
	То же дисконтированные	-102 474	-305 663	-223 790	-163 846	-119 959	-87 828	-64 302	-47 077	-34 467	-25 235	-18 475	-1 193116
	Абс. сумма дисконтированных оттоков	1 193 116
	Индекс доходности дисконтированных затрат	1,343
	Индекс доходности	1,255

По результатам расчета можно сделать следующий вывод???????????????????

4.2. Анализ влияния предлагаемых мероприятий на ТЭП НГДУ «Ямашнефть»

Таблица 4.7.

Основные технико-экономические показатели до и после реализации программы внедрения новой техники и технологий

Показатели	Ед. изм.	До внедрения	После внедрения	Отклонения, %
1 . Добыча нефти	тыс. т	1614,5	1681,7	100,26
2. Численность персонала:
-ППП	чел.	790	785	99,37
3. Производительность труда	тыс.т/чел.	2044	2062	100,88
4. Товарная продукция в действующих ценах	тыс. руб.	12035230,6	14703285,6	122,17
5. Производственная себестоимость добычи нефти	тыс. руб.	7807889	7706236	98,70
6. Эксплуатационные затраты	тыс. руб	2840766	2835248	99,81
7. Себестоимость добычи 1 т нефти	руб.	4837,25	4762,84	98,46
8. Доп. прибыль	тыс.руб.	-	8145,78

В результате проведенных мероприятий по методам увеличения нефтеотдачи в НГДУ «Ямашнефть» была получена дополнительная прибыль в размере 8145,78 тыс.руб. Себестоимость нефти составила 4762,84 тыс.руб. Это показывает что внедрение данных мероприятий эффективно.

Информация о работе Планирование научно-технического развития предприятия НГДУ "Ямашнефть"