Содержание:
Введение
1.Инновационные технологии, применяемые для ремонта и восстановления оборудованияна предприятии (на примере ОАО «Татнефть»)
1.1Организационно-экономическая характеристика ОАО «Татнефть»
1.2Реновационные технологии предприятия
1.3Технологии ремонта технологического оборудования
2.Обоснование экономической целесообразности программы использования вторичныхресурсов
2.1Реставрация штанг, штанговых насосов, насосно-компрессорных труб и их вторичноеиспользование
2.2Многократное и повторное использование водных ресурсов
2.3Утилизация и вторичное использование промышленных отходов
3. Оценкавлияния внедрения мероприятий по использованию вторичных ресурсов на финансовыерезультаты предприятия
4.Расчетная часть
Заключение
Списокиспользованной литературы
Приложения
Введение
Создание условий для расширения сырьевой базы отечественной экономики,повышения устойчивости материального обеспечения товаропроизводителей,сокращения потерь сырьевых, материальных и топливно-энергетических ресурсов,снижения уровня загрязнения окружающей среды является важнейшими принципамигосударственной промышленной политики.
В этой связи использование отходов производства и потребления необходиморассматривать в качестве одного из основных способов воспроизводстваматериальных ресурсов, а широкое внедрение рыночных механизмов хозяйствования всферу обращения с отходами – стратегическим резервом повышения эффективностиэтой работы. В этом и состоит актуальность темы данной работы.
По экспертным оценкам объемы накопления отходов в промышленностисоставляют около 80 млрд. тонн, объемы образования отходов — 2,7 млрд. тонн вгод (при годовом объеме потребления сырьевых ресурсов промышленностью менее 1млрд. тонн).
Средний уровень использования отходов в качестве вторичных ресурсов составляетоколо одной трети. В хозяйственный оборот вовлекаются только высоколиквидные ирентабельные отходы, главным образом лом и отходы черных и цветных металлов,высокосортные марки макулатуры, чистые текстильные, полимерные и древесныеотходы, стеклобой, часть минеральных отходов производства электроэнергетики,металлургии, химии и промышленности строительных материалов. Плохо используютсязолы и шлаки, отходы добычи и обогащения полезных ископаемых. Слабо вовлекаютсяв хозяйственное использование отходы потребления.
Основными факторами низкого в среднем уровня использования отходов вкачестве вторичных материальных ресурсов являются:
- недостаточность инесовершенство законодательной и нормативной правовой базы в сфере обращения сотходами производства и потребления;
- отсутствиедостаточных экономических стимулов для сбора и переработки значительной массыотходов;
- несовершенствоинструментов регулирования в этой области;
- недостаткисформировавшейся в России практики сбора и удаления твердых бытовых отходов, непредусматривающей селективный сбор содержащихся в них полезных компонентов,пригодных для повторного использования;
- недостаточноеучастие малого и среднего бизнеса в сфере деятельности по сбору и переработкевторичных ресурсов;
- несовершенствоинфраструктуры сбора и переработки вышедшей из употребления промышленнойпродукции конечного использования;
- недостаточноеинформационное обеспечение предпринимательского сообщества о возможностях,перспективах и экономической привлекательности работы в сфере использованиявторичных ресурсов.
Целью данной работы является исследование программы по вторичномуиспользованию ресурсов на финансовые результаты деятельности предприятия.
В соответствии с целью в работе поставлены и решены следующие задачи:
- охарактеризованыинновационные технологии, применяемые для ремонта и восстановления оборудованияна предприятии (на примере ОАО «Татнефть»);
- проведенообоснование экономической целесообразности программы использования вторичныхресурсов;
- дана оценка влияниявнедрения мероприятий по использованию вторичных ресурсов на финансовыерезультаты предприятия.
1. Инновационные технологии,применяемые для ремонта и восстановления оборудования на предприятии (напримере ОАО «Татнефть»)
1.1 Организационно-экономическаяхарактеристика ОАО «Татнефть»
Открытое акционерное общество «Татнефть» — одна из крупнейших отечественныхнефтяных компаний, осуществляющая свою деятельность в статусевертикально-интегрированной Группы. В состав Группы входят нефтегазодобывающие,нефтегазоперерабатывающие и нефтехимические производства, предприятия пореализации нефти, газа, нефтегазопродуктов и нефтехимии, а также блок сервисныхструктур.
По объему подтвержденных запасов «Татнефть» занимает 21-ое место в мире.
Основная территория деятельности Компании — Российская Федерация. Добычанефти осуществляется преимущественно на территории Республики Татарстан, где Компаниявладеет большей частью лицензий на разведку и добычу нефти. В рамках программырасширения ресурсной базы на территории Республики Компания осваиваетместорождения высоковязкой нефти. В этом направлении ведутся опытно-промышленныеработы с использованием передовых мировых технологий.
Одновременно Компания реализует стратегию эффективного наращиваниязапасов и расширения территории своего присутствия за пределами как РеспубликиТатарстан, так и Российской Федерации.
Положительный тренд финансово-экономических и производственныхпоказателей по ОАО «Татнефть», дочерним и зависимым обществам свидетельствует онепрерывном качественном росте Компании.
К производственным приоритетам «Татнефти», наряду с первостепеннойзадачей укрепления ресурсной базы и повышения объемов добычи, относятся:
- развитиенефтегазоперерабатывающих мощностей,
- расширение рынковсбыта нефти, газа, нефтехимической продукции.
Врозничном бизнесе реализуется стратегия развития сети АЗС, в том числе в новыхрегионах.
Корпоративноеуправление Компании основано на принципах передовой национальной имеждународной практики и направлено в целом на обеспечение максимальноэффективных результатов по всем направлениям деятельности. В рамках стратегииразвития в Компании проводится реструктуризация. В основном производствекачественно реорганизована система управления нефтяным сервисом. Сформированинститут управляющих компаний по сегментам деятельности, введены единыекорпоративные стандарты, на стратегической основе определены приоритетыинвестиционной политики.
СтруктураГруппы «Татнефть» представлена в приложении 1.
Компанияпоследовательно придерживается политики социальной ответственности. Являясь крупнымналогоплательщиком, «Татнефть» вносит весомый вклад в социально-экономическоеразвитие государства.
ОдновременноКомпания поддерживает национальные программы по здравоохранению, образованию,спорту, развитию малого и среднего бизнеса.
Компанияпринимает все необходимые меры по соблюдению промышленной и экологической безопасности,а также повышению качества выпускаемой продукции.
«Татнефть»владеет уникальным комплексом нематериальных активов, основу которого составляюттехнологии и ноу-хау в области разработки месторождений и нефтегазодобычи.
МиссиейОАО «Татнефть» является укрепление статуса международно-признанной, финансово-устойчивойкомпании, как одного из крупнейших вертикально-интегрированных отечественныхпроизводителей нефти и газа, продуктов нефтепереработки и нефтехимии, собеспечением высокого уровня корпоративной социальной ответственности.
Стратегическиеинициативы и задачи компании:
1) Стабилизацияобъемов рентабельной добычи нефти и газа на разрабатываемых лицензионныхместорождениях и активное освоение новых месторождений, в том числевысоковязкой и трудноизвлекаемой нефти на территории Республики Татарстан;
2) Расширениересурсной базы за счет геолого-поисковых и разведочных работ за пределами РеспубликиТатарстан и Российской Федерации;
3) Обеспечениефинансовой устойчивости и экономической стабильности;
4) Повышениестоимости акционерного капитала;
5) Увеличениеобъемов производства и реализации готовых видов продукции высокойконкурентоспособности за счет развития нефтеперерабатывающих и нефтехимическихпроизводств;
6) Формирование иреализация инновационно-направленной инженерно-технической политики;
7) Обеспечениевысокого уровня корпоративной социальной и экологической ответственности.
«Татнефть» входит в состав компаний, существенно участвующих вформировании нефтегазового сектора отечественной экономики.
Основное окружение Компании на территории России в сегменте добычи иреализации нефти и нефтепродуктов составляют: «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть», «Сургутнефтегаз». На долю этих компаний, включая «Татнефть», всовокупности приходится около 60% нефти, добываемой на территории России. Всепять компаний являются международно-признанными, представлены на фондовом рынкеи имеют вертикально-интегрированные структуры.
Одновременно Компания занимает ведущие позиции в области нефтехимическогопроизводства. Шинная продукция Компании конкурирует на рынках шин России истран ближнего зарубежья в основном с другими российскими производителями шин —Ярославским, Омским, Московским, Кировским, Красноярским, Воронежским, Волжским,Уральским и другими шинными заводами, а также с украинским шинным заводом«Росава».
Основные показатели деятельности ОАО «Татнефть» за 2007 год представленыв приложении 2.
Показатели деятельности ОАО «Татнефть» в 2007 г. имеют положительнуюдинамику по отношению к 2006 г. Объем добычи нефти и сумма чистой прибылиувеличились на 1,3% и 23% соответственно. Среди пяти крупных российскихнефтяных компаний качественные показатели ОАО «Татнефть» имеют лучшиепараметры.
Отмечается минимальное значение по издержкам производства на 1 рубльтоварной продукции — 0,6 руб., что меньше аналогичного показателя за 2006 г.(0,64 руб.), и на 12% меньше среднего уровня по отрасли. Рентабельность затратпо чистой прибыли ОАО «Татнефть» в 2007 г. увеличилась до 37% и в 1,7 разпревысила среднеотраслевой показатель.
Ведущие компании нефтяного бизнеса России, находящиеся в окружении«Татнефти», имеют преимущества в ресурсной базе, более высокие показатели пообъемам добычи нефти, среднесуточному дебиту скважин и сумме чистой прибыли. Ноих качественные параметры — расходы на 1 рубль товарной продукции ирентабельность — ниже уровня «Татнефти» и среднеотраслевых значений.
Высоким показателям эффективности производства «Татнефти» и сохранениюодного из ведущих мест в отрасли способствуют реализация целевой программы поснижению производственных расходов и совершенствованию организации управления,значительный научно-производственный потенциал, инновационная направленность техническойполитики, высокий уровень специализации сервисных услуг.
1.2 Реновационные технологии предприятия
Буровое нефтепромысловое оборудование работает на открытом воздухе иподвержено всем вредным влияниям окружающей среды, а также коррозионномувоздействию бурового раствора, соленой воды, газового фактора и пр. Кроме того,узлы и детали оборудования испытывают динамические и вибрационные нагрузки,вызывающие интенсивный износ агрегатов. Наблюдения за износом и повреждениямидеталей машин при эксплуатации позволяют выделить пять основных видовразрушений изделий:
- деформации иизломы;
- механическийизнос;
- эррозионно-кавитационные,коррозионные и коррозионно-механические повреждения.
Вэтих условиях целесообразно использовать технологии восстановления (реновацию)быстроизнашивающихся деталей, позволяющие быстро и сравнительно недороговосстанавливать и даже повышать их эксплуатационные свойства, обеспечивая темсамым исправность и надежность оборудования.
Долговечностьмашины зависит от совокупности влияния разнообразных факторов. При этомдолговечность отдельных деталей может существенно отличаться от долговечностимеханизма или машины в целом. Под восстановлением детали понимают ее ремонт сдоведением до первоначальных размеров, геометрической формы, чистотыповерхности и поверхностной твердости [9, с. 27].
Всовременных условиях удельный вес восстановленных деталей составляет около 7%.Следует обратить внимание на то, что по сравнению с изготовлением новыхзапасных частей количество операций обработки при восстановлении сокращается в3-8 раз. Важное достоинство этого метода – низкая металлоемкость. Длявосстановления деталей необходимо в 20-30 раз меньше металла, чем дляизготовления новых. Например, вес корпуса подшипника станка-качалки СКН-10составляет 82 кг. Расход наплавляемого материала — 1,8 кг. Соотношение весакорпуса и материала равно 45 кг. Очевидный факт, что эту деталь нужновосстанавливать, а не приобретать новую.
Современные технологии восстановления позволяют произвести качественныйремонт деталей, улучшить некоторые механические характеристики и тем самымобеспечить более длительную эксплуатацию, что дает дополнительную экономию истимулирует применение их на новых деталях.
Для примера ООО «Центр МПТ» УК «Татнефть-ТрубопроводСервис» за счетприменения методов восстановления с помощью наплавки отремонтировали 1815деталей нефтепромыслового оборудования и получили за 2007 год 15 млн. рублейэкономии, что сопоставимо с одно-двухмесячным бюджетом по материалам отделаглавного механика ОАО «Татнефть» [9, с. 28].
Чтобы выбрать способ наплавки или упрочнения детали, необходимо знатьсроки службы новых и восстановленных изделий, руководствуясь коэффициентомизносостойкости, а не абсолютными значениями продолжительности службы детали допредельного износа. В последние годы созданы новые износостойкие сплавы инаплавочные материалы: порошковая проволока с внутренней защитой,металлокерамическая и порошковая ленты, гранулированные порошки и др. Сейчас впромышленности используется более 40 способов наплавки. Из статистическихданных выясняется, что на 1 рубль, вложенный на наплавку, экономится в среднемот 12 до 14 рублей [9, с. 28].
В данный момент на предприятиях ОАО «Татнефть» имеется большой объемизношенного нефтепромыслового и бурового оборудования, такого как дискиразгрузки, рубашки валов и штоков насосов, валов редукторов и др.
Реконструкция имеющихся и создание новых участков восстановления,приобретение современного оборудования наплавки и упрочнения позволит увеличитьколичество работоспособных агрегатов и механизмов. Из экономических расчетоввидно, что средний срок окупаемости оборудования наплавки составляет 0,8-0,9года [9, с. 29].
Но нельзя забывать, что технология восстановления – это тонкая,инженерная работа. Необходимо грамотно оценить ремонтопригодностьвосстанавливаемого изделия, произвести зачистку, определить марку стали илидругого материала деталей и в соответствии с этим подобрать наплавочныйматериал, защитную среду и выбрать технологический режим наплавки и пр. Длякаждой ремонтируемой детали необходимо подобрать индивидуальную технологию. Дляэтих целей при НПУ «ЗНОК и ППД» создан опытно-экспериментальный участок поотработке режимов, изучения номенклатуры и необходимых объемов восстановления ивнедрения их в производство.
Внедрение вышеописанных технологий дает следующие положительныерезультаты [9, с. 30]:
- снижение временипростоя рабочего оборудования и техники;
- более длительнуюэксплуатацию восстановленных узлов;
- снижениеколичества аварий;
- создание новыхрабочих мест с современными технологиями;
- снижение затратна приобретение новых запасных частей и материалов.
1.3 Технологии ремонта технологического оборудования
Естественное старение фонда скважин и увеличение доли трудноизвлекаемыхзапасов на поздней стадии разработки месторождений компании предопределиловозрастающую роль и значение служб по ремонту скважин и повышению нефтеотдачипластов в поддержании достигнутого уровня добычи нефти.
Огромное значение в компании придаётся совершенствованию техники итехнологии ремонта скважин. Ремонтная служба имеет в настоящее время в своёмарсенале технические средства и технологии, позволяющие не только восстановить работоспособностьскважины, но и значительно повысить её продуктивность.
Сегодня в компании широко внедряются наиболее передовые технологии вобласти ремонта скважин: гидроразрывы пластов, колтюбинговые методы и многиедругие, направленные на стимуляцию работы скважин и повышение нефтеотдачи пластов.
За счёт повышения качества эксплуатации и ремонта достигнут высокийуровень межремонтного периода работы скважин и минимальный фонд, простаивающийв ожидании ремонта.
Назначение колтюбингового метода состоит в ремонте скважин по межтрубномупространству без подъема глубинно-насосного оборудования.
Производителем работ является Актюбинское УКК и ПМ.
Технологическая эффективность состоит в следующем [20, с. 124]:
- меньшаяпродолжительность работ в 3-4 раза по сравнению с традиционными методами;
- уменьшениестоимости ремонта по сравнению с традиционными методами; избирательная доставкахимреагента на забой скважины;
- исключениеконтакта агрессивных сред (кислоты, растворителя) с подземным оборудованием;
- исключениеспускоподъемных операций;
- экологическаябезопасность, возможность работы без глушения скважин.
В последние годы наблюдается значительный рост объемов использованияустановок, оборудованных гибкой трубой (ГНКТ). Благодаря применению данных установок,в 2007 г. произведено почти в 2,5 раза больше скважино-операций, чем в 2005 г. [22,с. 129].
В 2007 году с применением колтюбинговых технологий произведен ремонт на 610скважинах.
Увеличение объемов производства гибких труб приводит к снижению ихстоимости. В настоящее время стоимость КГТ диаметром 50 мм и более сопоставимасо стоимостью труб, поставляемых в виде отдельных секций и свариваемых натрассе трубопровода. Безусловным преимуществом КГТ является более высокоекачество сварных швов, отсутствие (или несопоставимо меньшее количество)поперечных швов, возможность проверки герметичности трубопровода на местеизготовления.
Кроме того, на внутреннюю и внешнюю поверхности труб могут быть нанесеныразличного рода покрытия непосредственно в заводских условиях. Все этопредопределяет возможность использования КГТ в качестве выкидных линий скважин,трубопроводов для воды и т.п.
Использование гибких труб открывает новые возможности для выполнениявнутрискважинных работ, не связанных с закачиванием через них технологическихжидкостей. К таким операциям относятся каротажные исследования, сопровождающиесянеобходимостью спуска различных приборов не только в искривленные, но игоризонтальные скважины.
Спуск приборов в сильно искривленные скважины на кабеле-тросе затруднен,а в горизонтальную скважину и вообще невозможен, так как зенитный угол оси скважиныв 60° является предельным, при котором инструмент и приборы могут, преодолеваясилы трения, спускаться в скважину. Использование роликов позволяет увеличитьего еще на 10°, однако наличие цементного камня или иных отложений навнутренних стенках труб препятствуют его перемещению. В настоящее времяосуществляют исследование скважин, длина горизонтальных секций которых ужедостигает 1000 м. Гибкая труба представляет собой идеальное средство доставкиоборудования в нужную точку скважины. При этом геофизический кабельрасполагается внутри трубы и защищен от истирания, что является существеннымпреимуществом по сравнению со спуском приборов на обычных трубах.
Использование КГТ существенно повышает качество выполнения работ идостоверность получаемой информации, поскольку отсутствуют продольные колебанияинструмента и его прерывистое движение. Это обусловлено более высокойпродольной жесткостью гибких труб по сравнению с геофизическим кабелем.Измерения можно проводить при спуске и подъеме инструмента, а скорость егоперемещения достигает 0,5 м/с.
Одновременно в процессе проведения исследований через колонну гибких трубможно подавать технологическую жидкость или азот для уменьшениягидростатического давления на исследуемые пласты. Подачу жидкости осуществляюти для уменьшения сопротивления перемещению приборов в скважине. Естественно,что все эти операции выполняют без предварительного глушения скважины.
На колонне гибких труб помимо приборов могут быть спущены и перфораторы.И только КГТ является средством для их доставки в нужные зоны горизонтальныхскважин. Причем, как показывает опыт их использования, одновременно на КГТмогут быть спущены перфораторы, обеспечивающие прострел горизонтальной скважинына интервале до 300 м. К преимуществам использования КГТ для доставкиперфоратора следует отнести и снижение гидростатического давления в скважинепри их применении по сравнению с давлением, необходимым для осуществлениятрадиционной технологии спуска на кабеле-канате.
Таким образом, преимуществами применения колонны гибких труб являются[20, с. 125]:
- меньшие затратывремени на спускоподъемные операции инструмента, чем при использовании кабеля;
- больший диапазонскоростей перемещения оборудования во время исследований;
- проникновение влюбые участки горизонтальных скважин;
- возможностьсовмещения вызова притока и других операций, связанных с воздействием на пласт,с каротажными исследованиями;
- обеспечениеработы в необсаженных скважинах.
Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех жецелях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействиякислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличение егопроницаемости.
Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартногоустьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработкискважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. Внекоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты.
В процессе выполнения данной операции КГТ при обеспечении непрерывнойциркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважинучерез КГТ закачивают расчетный объем кислоты, после чего ее продавливают впласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колоннылифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента черезперфорационные отверстия в пласт.
Процесс закачки и про давки следует проводить при максимально возможнойподаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем,чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, прикотором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением втечение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, KГT приподнимаюти начинается циркуляция воды.
Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расходреагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению страдиционными технологиями на 25 — 30% [20, с. 126].
Применение метода гидроразрыва пласта (ГРП) позволяет существенно повыситьпроизводительность нефтяных и нагнетательных скважин. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку вскважину с помощью мощных насосных станций геля, содержащего пропант(искусственный песок), разрывающего нефтеносный пласт. После этого дебит скважины,как правило, резко возрастает. ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины,на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна илималорентабельна [22, с. 131].
Производителем работ является Лениногорское УПНП и КРС.
ГРП применяется в следующих скважинах:
- давших приопробовании слабый приток;
- с высокимпластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
- с загрязненнойпризабойной зоной;
- с заниженнойпродуктивностью;
- с высоким газовымфактором (по сравнению с окружающими);
- нагнетательных снизкой приемистостью;
- нагнетательныхдля расширения интервала приемистости.
В ОАО«Татнефть» применяются следующие технологии ГРП:
- технологиялокального гидроразрыва;
- технологияимпульсного гидроразрыва;
- технологияглубокопроникающего гидроразрыва;
- технологияконцевого экранирования трещины (TSO);
- технологияпринудительного закрытия трещины;
- технологияминигидроразрывов (Mini Frac);
- технологиягидрокислотного разрыва пласта.
2. Обоснование экономической целесообразности программыиспользования вторичных ресурсов
2.1 Реставрация штанг, штанговых насосов,насосно-компрессорных труб и их вторичное использование
С 2004 года в ОАО «Татнефть» реализуется программа по демонтажу,реставрации и повторному использованию трубопроводов системы ППД, что позволяет сократить образованиеметаллоотходов, находящихся под землёй. Реставрация труб НКТ производится настационарном оборудовании на базеБугульминского механического завода(ремонтмеханических деформаций, промывка, отжиг, дробеструйнаяобработка внутренней поверхности, нанесение покрытия и консервационнойсмазки) [20, с. 118].
Реставрация труб ведется современным оборудованием, что значительноснижает себестоимость трубы, а низкая цена делает выгодным использованиевосстановленных труб для монтажа и ремонта трубопроводов низкого давления или вкачестве материала для строительных конструкций.
Технология восстановления труб (реставрация труб) состоит из следующихэтапов:
1. Входной контролькачества б/у трубы;
2. Анализ элипсностии продольного прогиба б/у трубы (геометрия труб).
3. Фиксация механическихизменений поверхности трубы;
4. Установлениестепени коррозии поверхностей б/у трубы (наличие раковин);
5. Технологическийпроцесс восстановления внутренней и внешней поверхности труб. Используетсямеханический способ. Очистка труб от изоляции;
6. Финальная частьреставрации трубы проводится методом пескоструйной обработки внутренней ивнешней поверхности б/у трубы;
7. Восстановленныетрубы торцуются, нарезаются механические фаски под углом 30° с притуплением;
8. Реставрация трубзавершается выходным контролем качества.
Внешняя поверхность восстановленных труб изолируется пленкой ПВХ,пенополиуретаном или ВУС. Трубы под сваи могут поставляться с внутреннейарматурой или залитые бетоном.
Основныепоказатели выполнения программы по реставрации труб в 2007 году составили [22, с. 114]:
- Объем демонтажасоставил 671,2 км (102,1% от планового задания);
- Объем реставрации– 246,6 км (38,4% от объема демонтажа), отбраковано при реставрации 47,9 км труб;
- Изготовлено трубв антикоррозийном исполнении 147,6 км, в том числе МПТ – 111,8 км;
- В капитальномстроительстве и капитальном ремонте использовано 91,9 км отреставрированных труб, в том числе в системе ППД – 76 км;
- Экономическийэффект от использования отреставрированных труб составил 9,6 млн. рублей;
- Объемизвлеченного полиэтилена составил 140 т, переработано – 17 т.
Показатели объемов реставрации и повторного использования бывших вупотреблении НКТ представлены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Объемы реставрации и повторного использования бывших в употреблении НКТ,км Предприятие 2005 год 2006 год 2007 год 1 2 3 4 Восстановлено и повторно использовано в нагнетательных скважинах 659,8 560,1 671,2 Восстановлено методом повторного остеклования и повторно использовано 88,2 72,0 89,4
Таким образом,объем реставрации иповторного использования бывших в употреблении НКТ вырос в 2007 году посравнению с 2005 годом.
Исходныеданные для расчета экономической эффективности реставрации и повторногоиспользования НКТ представлены в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Исходныеданные для расчета экономической эффективности реставрации и повторногоиспользования НКТ в ОАО «Татнефть»№ п/п Наименование показателей Ед.изм. До внедрения После внедрения 1 2 3 4 5 1 Стоимость 1 м НКТ руб 274 2 Остаточная стоимость 1м б/у НКТ руб 88 3 Вес 1 п.м. НКТ кг 9,2 4 Стоимость покрытия 1 м НКТ руб 96 5 Стоимость 1 мото-часа работы трубовоза руб 269 6 Расстояние до БМЗ км 60 7 Средняя скорость передвижения трубовоза км/час 40 8 Грузоподъемность трубовоза т 20 9 Транспортные затраты руб/м 0,371 10 Срок службы НКТ лет 4 12 11 Норма амортизации НКТ % 25 25
Расчетэкономической эффективности реставрации и повторного использования НКТ в ОАО«Татнефть» представлены в табл. 2.3.
Таблица 2.3
Расчетэкономической эффективности реставрации и повторного использования НКТ в ОАО«Татнефть»№ п/п Наименование показателей Ед.изм. Сумма 1 2 3 4 1 Инвестиционная деятельность тыс.руб. 2658,33 2 Операционная деятельность Изменение затрат на: -транспорт тыс.руб. -18,56 -амортизацию тыс.руб. 664,58 -налог на имущество тыс.руб. 58,48 Балансовая прибыль тыс.руб. 3362,84 Налог на прибыль тыс.руб. 807,08 3 Экономический эффект на 1 м тыс.руб. 0,05 /> Экономический эффект в 2005 г. тыс.руб. 32990 /> Экономический эффект в 2006 г. тыс.руб. 28005 Экономический эффект в 2007 г. тыс.руб. 33560
Такимобразом, экономический эффект от реставрации и повторного использования НКТ вОАО «Татнефть» составил 32990 тыс. руб. в 2005 году, 28005 тыс. руб. в 2006 годуи 33560 тыс. руб. в 2007 году.
В ОАО«Татнефть» создана инфраструктура входного контроля нефтепромысловогооборудования, сервисные центры по ревизии и диагностики штанг, глубинныхштанговых насосов (ШГН) и насосно-компрессорных труб (НКТ).
В 2007 году всервисных центрах нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть»:
- продиагностировано783 тыс. штук штанг, из них продлён срок службы и возвращены в эксплуатацию 546тыс. штук штанг;
- отревизировано13,3 тысячи глубинных штанговых насосов, из них 11,5 тысяч возвращены вэксплуатацию;
- отревизировано ипродиагностировано более 1,2 млн. штук НКТ, из них 1 млн. штук НКТ возвращены вповторную эксплуатацию.
Изизвлеченного глубинно-насосного оборудования 966 нерентабельных скважинподготовлено к эксплуатации 773 комплекта.
Показателиреновации нефтепромыслового и бурового оборудования для вторичногоиспользования представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Реновациянефтепромыслового и бурового оборудования для вторичного использования в ОАО«Татнефть» в 2007 годуНоменклатура отреставрированных деталей Метод (наплавка, напыление полимером, металлизация, т.п.) Кол-во деталей (шт.)
Экономия материальных ресурсов (прокат, зап. части, т.д.)
(тн, шт.) Экономичес-кий эффект за 2007г. (тыс. руб.) 1 2 3 4 5 Детали редукторов СК
Бандажирование,
корегирование,
наплавка 886 Прокат 85,06 тн 5099,3 Детали редукторов СК, насосов ЦНС Наплавка 652 Прокат 64,32 1406,1
Реставрация
кривошипов СК Завтуливание 137 Зап.части 4009,9 Детали бурового нефтепромыслового оборудования Напыление 736 Зап.части 4265
Детали бурового
нефтепромыслового
оборудования Наплавка 1007 Зап.части 9875 Детали насосов и СК (НПО) Наплавка 53 Зап.части 1068,4 Детали насосов Напыление 69 Зап.части Такимобразом, экономический эффект от реновации нефтепромыслового и буровогооборудования в 2007 г. составил 25,7 млн. руб.
Увеличениемощностей по реставрации штанг в Компании производится с 1997 года, в настоящеевремя 9 НГДУ имеют такие сервисные центры. В 2005 году реставрацию прошло 472,6тыс. штанг, получивших право на повторное использование, в 2006 годуреставрацию прошло 467,7 тыс. штанг.В 2007 году были реставрированы всештанги, прошедшие отбор на повторное использование. Реставрация штангпозволила, кроме прочего, продлить срок их службы за счёт снятия усталостныхнапряжений в металле. На сегодня средний возраст штанг составляет 10 лет присроке амортизации 5,5 лет.
Выявление дефектов по телу штанг при реставрации позволило сократитьколичество подземных ремонтов по причине их обрыва. Сопоставление эффектадостаточно убедительно: по причине обрыва штанг в 2007 году проведено 956ремонтов, в 2000 году – 1077 ремонтов.
Показатели реставрации штанг в 2005-2007 гг. по ОАО «Татнефть» представленыв табл. 2.5.
Таблица 2.5
Показатели реставрации штанг по ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг.Показатели 2005 год 2006 год 2007 год 1 2 3 4 Количество штанг, прошедших реставрацию, шт. 472 629 467 700 546 200 Экономия материальных ресурсов (прокат, тн) 43,15 42,7 49,8 Экономический эффект (тыс. руб.) 2550,3 2456,5 2845,9
Такимобразом, экономический эффект от реставрации штанг в ОАО «Татнефть» составил2550,3 тыс. руб. в 2005 году, 2456,5 тыс. руб. в 2006 году и 2845,9 тыс. руб. в2007 году.
Кроме экономической выгоды от реставрации и повторного использованияштанг, бывших в эксплуатации, предупреждения их обрыва и соответственнонепредвиденных подземных ремонтов, компания «Татнефть» получила эффектэкологический, количественно снизив образование металлоотходов и отходов,образующихся при ПРС.
2.2Многократное и повторное использование водных ресурсов
Наличие соответствующих водных ресурсов является необходимым условиемэффективной разработки нефтяных месторождений, так как в ОАО «Татнефть» более90 % нефти добывается с использованием различных систем заводнения (поддержаниепластового давления). Поэтому ОАО «Татнефть» свойственен высокий уровеньиспользования водных ресурсов, потребность в которых обеспечивается, преждевсего, транзитным стоком реки Кама. В качестве второстепенных источников водоснабженияобъектов нефтедобычи, производственных нужд предприятий, городов и населенныхпунктов используются поверхностные воды рек Кама, Ик, Степной Зай, Шешма иКарабашского водохранилища.
Баланс используемых водных ресурсов представлен в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Баланс используемых водных ресурсов ОАО «Татнефть», млн. м3Показатели 2005 год 2006 год 2007 год 1 2 3 4 Общее количество забранной воды, всего 41,1 39,8 36,3 в том числе забрано воды из природных источников 35,8 34,3 32,8 Использовано пресной воды для целей ППД 26,1 25,9 24,3 Использовано на производственные нужды 13,7 12,0 10,5 Объем многократно и повторно используемой воды Объем попутно добываемой и сточной воды, повторно используемой для целей ППД 119,6 124,7 136,5
Таким образом, объем попутно добываемой и сточной воды, повторноиспользуемой для целей ППД в ОАО «Татнефть», составил 119,6 млн. м3в 2005 году, вырос до 124,7 млн. м3 в 2006 году и составил 136,5млн. м3 в 2007 году.
Условия водоснабжения населённых пунктов подземными питьевыми водами врегионе благоприятны далеко не везде. Это связано с широким распространениемверхнепермских отложений, степень водоносности которых зависит отгеолого-тектонических условий местности и их сложной гидрохимическойхарактеристики. В больших объёмах для целей поддержания пластового давленияиспользуются попутно-добываемые и сточные воды. Так, почти 100 %попутно-добываемой воды используется в системе ППД.
В целях задержания аварийных разливов нефти, предотвращения её дальнейшеймиграции и предупреждения загрязнения открытых водоемов нефтью инефтепродуктами построены стационарные нефтеулавливающие сооружения на малых реках,ручьях, а также в сухих оврагах. В настоящее время в ОАО «Татнефть» вработоспособном состоянии поддерживаются 585 стационарных нефтеулавливающихсооружений, биопрудов и стационарных боновых заграждений. Кроме того, в резервеимеется более 1 838 метров переносного бонового заграждения, выполненного изтруб большого диаметра.
В каждом НГДУ имеются легкоперевозимые боновые заграждения сполиэтиленовым наполнителем и скиммерные устройства, позволяющие собирать нефтьс поверхности акваторий. В настоящее время в ОАО «Татнефть» имеются 15 скиммеров,укомплектованных гидравлической помпой.
Для обеспечения устойчивой и безаварийной работы нефтепромысловыхобъектов, повышения их промышленной и экологической безопасности в2007 годуКомпанией произведено 539 км металлопластмассовых и 832 км полимерно-покрытыхтруб, 6 366 тонн ингибиторов коррозии, в т.ч. 5 240 тонн — для собственныхнужд, защищено лакокрасочными покрытиями 22,7 тыс. м2 внутреннейповерхности РВС и ГО, оборудованы катодной защитой обсадные колонны 730скважин, протекторной защитой — 1 648 км трубопроводов, продиагностировано 2301 км трубопроводов.
За 2007 год в рамках реализации программы ОАО «Татнефть»«Энергоэффективная экономика» сэкономлено 3 млн. м3 пресной воды.Объём пресной воды использованной для нужд ОАО «Татнефть» за 2007 год составил36,3 млн. м3.
В результате реализации мероприятий по защите водных объектов содержаниехлоридов и нефтепродуктов в основных реках региона деятельности Компании непревышает установленных нормативов ПДК.
На территории деятельности компании расчищено, каптировано и архитектурнообустроено более 500 родников, которые используются населением как питьевыеводоисточники.
На охрану и рациональное использование водных ресурсов в 2007 годунаправлено 3,4 млрд. рублей.
2.3Утилизация и вторичное использование промышленных отходов
Добыча нефти, как и любое другое крупнотоннажное производство, неизбежносопровождается образованием различного рода отходов – твердых, жидких игазообразных.
Одним из основных направлений в природоохранной деятельности ОАО«Татнефть» является постоянная работа по снижению техногенной нагрузки наокружающую среду за счет сбора и утилизации отходов, образующихся втехнологических процессах нефтедобычи.
Утилизация отходов как наибольшая составляющая экологических платежейКомпании имеет для ОАО «Татнефть» особую значимость. В соответствии скорпоративной экологической политикой особое внимание уделяется вопросамсокращения отходов в ходе добычи и подготовки нефти. В 2007 году на эти целинаправлено более 50 млн. рублей. Затраты на охрану окружающей среды отнегативного воздействия отходов производства и потребления за 2007 годсоставили 1,2 млрд. рублей.
Объемыотходов производства и потребления ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг. представлен втабл. 2.7
Таблица2.7
Отходыпроизводства и потребления ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг., тоннПоказатели 2005 год 2006 год 2007 год 1 2 3 4 Наличие отходов на начало года 3,6 4,0 3,7 из них нефтешламы - - Образовано отходов за год 56688,3 129245,5 126874,3 из них нефтешламы 15037,9 45284,5 31174,6 Обезврежено отходов на предприятии 2889,0 4185,8 5408,9 из них нефтешламы 366,2 375,4 14 Передано отходов сторонним организациям для переработки и захоронения 55577,0 107298,0 106411,8 из них нефтешламы 13024,7 43085,6 29698,1 Наличие отходов на предприятии на конец года 4,0 3,7 3,3
Динамика образования отходов производства и потребления ОАО «Татнефть» в2005-2007 гг. представлена на рис. 2.1.
/>
Рис. 2.1. Динамикаобразования отходов производства и потребления ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг.
Как видно из рис. 2.1 и по табл. 2.7, в 2007 году в ОАО «Татнефть» былообразовано 126,9 тыс. тонн отходов, что на 70,2 тыс. тонн больше, чем в 2005году и на 2,3 тонн меньше по сравнению с 2006 годом. Из них образованонефтешламов – 31,2 тыс. тонн в 2007 году, тогда как в 205 году было образованонефтешламов в объеме 56,7 тыс. тонн, а в 2006 году – 45,3 тыс. тонн.
Динамика обезвреживания и использования отходов производства ипотребления ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг. представлена на рис. 2.2.
/>
Рис. 2.2. Динамикаобезвреживания и использования отходов ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг.
Как видно из рис. 2.2 и по табл. 2.7, динамика объемов обезвреживания ииспользования отходов ОАО «Татнефть» в 2005-2007 гг. имеет тенденцию к росту: с2,9 тыс. тонн в 2005 году до 5,4 тыс. тонн в 2007 году.
Динамика отходов, передаваемых на переработку сторонним организациям,представлена на рис. 2.3.
/>
Рис. 2.3. Динамикаотходов, передаваемых на переработку сторонним организациям ОАО «Татнефть», в2005-2007 гг.
Таким образом, из рис. 2.3 и по табл. 2.7 видно, что динамика отходов,передаваемых на переработку сторонним организациям ОАО «Татнефть», в 2005-2007гг. также имеет тенденцию к росту: с 55,6 тыс. тонн в 2005 году до 106,4 тыс.тонн в 2007 году.
С целью сокращения отходов в ходе добычи и подготовки нефти разрабатываютсяи внедряются новые технические средства и технологии. Кроме того, отходыиспользуются как дополнительный, нетрадиционный источник сырья для получениятоварной продукции – жидких углеводородов, вторичного полиэтилена, кабельнойпродукции и т.д.
Длясокращения образования отходов – замазученного и засоленного грунта принарушении герметичности трубопроводов – применяется технология антикоррозийнойзащиты труб футерованием внутренней поверхности полиэтиленовыми трубами инанесением внутреннего полимерного покрытия. Это позволило в десятки разсократить аварийность трубопроводов и предотвратить образование тысяч тонннефтешламов.
Для решенияпроблемы утилизации отходов полиэтилена введена в эксплуатацию линиягранулирования вторичных термопластов (отходов производства полиэтиленовыхоболочек). Линиягранулирования полиэтиленовых отходов позволяет перерабатывать все образующиесяпластиковые отходы и возвращать их в основное производство, что решает проблемуих утилизации, сокращает объёмы применения первичного полиэтилена впроизводстве трубных оболочек.
Образующийсяв технологических процессах добычи и подготовки нефти нефтешлам рассматриваетсяв ОАО «Татнефть» как дополнительный, нетрадиционный источник углеводородногосырья. Для его переработки введен в эксплуатацию ряд нефтешламовых установок.Это позволило переработать более 1 млн. тонн нефтешламов, получитьдополнительно за последние 10 лет более 400 тыс. тонн нефти, ликвидироватьоколо 100 амбаров для размещения нефтешламов [22, с. 117].
Дляувеличения объемов переработки нефтешламов, сокращения транспортных затрат наих доставку к местам переработки, построены и введены в 2002 году вэксплуатацию еще две установки переработки нефтешламов — в НГДУ «Прикамнефть» и«Ямашнефть», строится ещё одна установка в НГДУ «Нурлатнефть».
Для утилизации отработавшего амортизационный срок кабеля созданоспециальное производство, которое позволяет разделывать его по всем составляющим(полиэтилен, медные жилы, металлическая броня). Полученное вторсырье используетсяпри производстве эмальпроводов, полиэтиленовых катушек, товаров народногопотребления. За годыэксплуатации установок разделки кабеля переработано 16 550 км кабельнойпродукции и получено 5148 тонн медной проволоки, изготовлено 2 856 тоннвторичного гранулированного полиэтилена.
Для решенияпроблемы утилизации люминесцентных ламп и ртутьсодержащих приборов в 1998 годусмонтирована специальная установка демеркуризации производительностью 200 лампв сутки. За эти годы утилизировано более 200 тыс. штук люминесцентных ламп.
В 2004 году построенспециальный цех по переработке изношенных шин и отходов резинотехническихизделий методом высокотемпературного пиролиза мощностью 1,5 тыс. тонн в год.Продукты переработки шин — сажа, металлокорд, жидкий растворитель — используются как вторичное сырье.
Утилизацияотработанных нефтепродуктов, в том числе индустриальных и моторных масел,проводится на специально созданном предприятии — ООО «Вторнефтепродукт», гдеотработанные масла очищаются на установках фирмы «Клекнер». Получаемые наустановке масла соответствуют техническим требованиям, предъявляемым к масламдля смазки нефтепромыслового оборудования (станков-качалок и т.д.). Однаустановка позволяет переработать за год более 4,8 тыс. тонн отработанных масел.При этом выход очищенных масел составляет около 75 %. Отходы технологическогопроцесса отправляются в ЗАО «Татойлгаз» на дальнейшую переработку. За период эксплуатации этой установкисобрано 10 853 тонны отработанных масел, регенерировано 9 603 тонны, получено очищенныхмасел в объёме 7 215 тонн, за 2007 год собрано и переработано 1 515 тонн [22,с. 118].
В компании создана комплексная система сбора и переработки отходовпроизводства и потребления, использования их в качестве сырья для получениятоварной продукции. Эта система включает в себя следующие производства:
- переработканефтешламов (нефтешламовые установки в ООО «Промэкология», НГДУ «Прикамнефть»,«Ямашнефть», «Нурлатнефть»);
- переработкаизношенных шин, других отработанных резинотехнических изделий (установкаУПАШ-1200 НГДУ «Лениногорскнефть»);
- переработкаполиэтиленовых отходов (линия гранулирования вторичных термопластов в ООО«Центре МПТ»);
- переработкаотработанного кабеля (ЦБПО по ЭПУ);
- переработкаотработанных индустриальных и моторных масел (ООО «Вторнефтепродукт») [22, с.118].
Цех по переработке изношенных шин позволяет утилизировать данное сырьё вобъёме 1 500 тонн в год, продукты переработки шин (металлокорд, жидкийрастворитель) используются как вторичное сырье.
Показатели переработанных шин представлены в табл. 2.8.
Таблица 2.8
Переработка изношенных шин, тоннПоказатели 2005 год 2006 год 2007 год 1 2 3 4 Переработано 232,2 129,6 145,8 Получено: жидкой фракции 70,73 55,6 75,4 твердой фракции 100,7 46,4 50,3 металлокорда 40,0 10,8 12,7
Таким образом, в ОАО «Татнефть» переработано 232,2 тонн шин в 2005 году,129,6 тонн в 2006 году и 145,8 тонн в 2007 году.
Большое внимание в Компании уделяется вопросу утилизации отходов чёрныхметаллов.
Показатели по сдаче лома черных металлов представлены в табл. 2.9.
Таблица 2.9
Сдача лома черных металлов, тоннПредприятие 2005 год 2006 год 2007 год 1 2 3 4 Структурные и дочерние предприятия ОАО «Татнефть» 21659,6 21783,4 22650,7 Сторонние 261,7 1031,4 1548,5 Итого 21921,3 22814,8 24199,2
Как видно из табл. 2.9, в 2005 году было сдано на переработку 21921,3тонн металлолома, в 2006 году – 22814,8 тонн и 24 199,2 тонн в 2007 году.
В 2007 году был проведён ряд проверок, как со стороны надзорных органовфедерального уровня, так и со стороны госорганов уровня субъектов
Российской Федерации. В результате ни на одном объекте, проверяемомгосударственными инспекторами, работы не были приостановлены. Компанией
разработаны мероприятия по дальнейшему предотвращению, выявлению и пресечениюнарушений законодательства в области охраны окружающей среды, обеспечениясоблюдения в ОАО «Татнефть» требований, в том числе нормативов и нормативныхдокументов в области охраны окружающей среды, а также обеспечения экологическойбезопасности.
3. Оценка влияния внедрения мероприятий по использованиювторичных ресурсов на финансовые результаты предприятия
Общаяэффективность мероприятий по использованию вторичных ресурсов в ОАО «Татнефть»,представлена в табл. 3.1.
Таблица3.1
Эффектот всех мероприятий по использованию вторичных ресурсов, проведенных в ОАО «Татнефть»в 2007 году№ п/п Наименование показателей Ед.изм. Сумма 1 2 3 4 1 Изменение затрат по элементам затрат: /> /> -сырье млн.руб. -187,960 /> -транспорт млн.руб. -4,237 /> -амортизацию млн.руб. 14,585 /> -налог на имущество млн.руб. 5,481 2 Прирост балансовой прибыли млн.руб. 172,131 3 Налог на прибыль млн.руб. 41,311 Итого эффект от мероприятий в 2007 г. млн.руб. 130,820
Такимобразом, общий эффект от внедрения мероприятий по использованию вторичныхресурсов в ОАО «Татнефть» в 2007 году составил 130,820 млн. руб.
В результатевнедрения мероприятий по использованию вторичных ресурсов финансовые результатыдеятельности ОАО «Татнефть» изменились, что представлено в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Изменение финансовыхрезультатов деятельности ОАО «Татнефть» до и после внедрения мероприятий повторичному использованию ресурсов№ п/п Наименование показателей Ед. изм. До внедрения За счет внедрения После внедрения 1 2 3 4 5 6 2 Себестоимость товарной продукции млн.руб. 136432,820 -130,820 136302 3 Прибыль до налогообложения млн. руб. 60996,869 +172,131 61169 4 Налог на прибыль млн. руб. 17350,689 +41,311 17392 5 Чистая прибыль млн. руб. 1664,180 +130,820 43812 6 Рентабельность % 44,71 +0,17 44,88
Такимобразом, за счет внедрения мероприятий по использованию вторичных ресурсов в2007 году в ОАО «Татнефть» произошли следующие изменения:
1) себестоимостьтоварной продукции уменьшилась на 130,820 млн. руб.;
2) прибыль доналогообложения выросла на 172,131 тыс. руб.;
3) рентабельностьреализованной продукции выросла на 0,17%.
Динамикарентабельности производства ОАО «Татнефть» до и после внедрения мероприятий по использованиювторичных ресурсов представлена на рис. 3.1.
/>
Рис.3.1. Динамика рентабельности производства ОАО «Татнефть» до и после внедрениямероприятий по использованию вторичных ресурсов
Таким образом,все проведенные в ОАО «Татнефть» мероприятия по использованию вторичныхресурсов экономически эффективны и в 2007 году приносят дополнительную прибыль.Рентабельность производства выросла за счет проведения мероприятия на 0,17% исоставила 44,88%.
4. Расчетная часть
Таблица 4.1
Калькуляциясебестоимости добычи товарной нефти по НГДУ
№
п/п
Наименование статей
затрат
Себестоимость до
внедрения
Дополнитель-
ные затраты
Δ C, тыс.руб.
Себестоимость после
внедрения
Всего
затрат
(С1),
тыс.руб.
На 1 тонну
валовой
нефти (C1)
Всего затрат
(C1), тыс.руб.
На 1 тонну валовой
нефти (C2) 1 2 3 4 5 6 7 1
Расходы на энергию
по извлечению нефти 99125 66,40 4116,80 103241,80 66,41 2
Расходы по искусственному
воздействию на пласт 393355 263,50 16337,00 409692,00 263,53 3
Основная и доп. зарплата
производственных рабочих 39207 26,30 39207,00 25,22 4 Дополнительная зарплата производственных рабочих 5
Отчисления на социальное
страхование 9733 6,50 9733,00 6,26 6 Амортизация скважин 76932 51,50 17252,08 94184,08 60,58 7 Расходы по сбору и транспортировке нефти 133158 89,20 5530,40 138688,40 89,21 8 Расходы по технологической подготовке нефти 119087 27,04 1676,48 120763,48 77,68 9 Расходы на подготовку и освоение производства - - - - 10 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 706396 473,30 706396,00 454,39 В т.ч. расходы по подземному ремонту скважин 299149 200,40 299149,00 192,43 11 Цеховые расходы 514881 345,00 514881,00 331,196 12 Общепроизводственные расходы 277840 186,10 277840,00 178,72 В т.ч. транспортный налог - - - - 13 Прочие производственные расходы 2798449 1874,90 116243,80 2914692,80 1874,87 В т.ч. налог на добычу полезных ископаемых 2798435 1874,90 Регулярные платежи за пользование недрами 14,00 14,00 14 Потери нефти при подготовке и транспортировке 763549 511,60 31719,20 795268,20 511,56 а) потери (-) 20214 13,50 837,00 21051,00 13,54 б) незавершенное производство 743335 498,00 30876,00 774211,00 498,01 15 Производственная себестоимость а) валовая продукция 5168163 3462,51 214675,00 5382838,00 3462,50 б) товарная продукция 4404614 3472,43 214675,00 4619902,80 3472,42 Валовая нефть, т. 1492609 62000,00 1554609 Товарная нефть, т. 1268451 62000,00 1330451
Определить:уровень рентабельности продукции, производства, производительность труда,затраты на 1 рубль товарной продукции, фондоотдачу, фондовооруженность до ипосле проведения мероприятий, экономический эффект, экономию. Расчет произвестипо вышеприведенным данным.
Таблица 4.2 Исходныеданные № п/п Наименование показателей Ед. изм. Обозначения Вариант 5 1 Прирост добычи нефти Тыс.т.
/>А 62 2 Прирост численности Чел.
/>ЧППП 5 3 Цена 1 тонны нефти Руб.
/> 8200 4 Ввод скважин Ед.
nскв 35 5 Среднегодовой процент амортизации %
Нв 9,1
Справочно:
1. Дополнительнаядобыча нефти за счет внедрения МУН и ввода новых скважин />А = 87 тыс.т.
2. Введены скважиныстоимостью 6,5 млн.руб. каждая в марте месяце;
3. Доп.затраты напроведение МУН — 42,5 млн.руб., ЧППП = 1832 чел., прирост />ЧППП – 5 чел.
4. Среднегодоваясумма основных средств на 1.01. по первоначальной стоимости – 18491 млн.руб.
Решение:
1.Фондоотдача. Фондоотдача– это обобщённый показатель, характеризующийиспользование основных средств. Определяется как отношение объема реализациипродукции в стоимостном выражении к среднегодовой стоимости основных средств:
Фо =Р/Фср.год.
Р1 =1 268 451 × 8 200 = 10 401 298 200 (руб.) – до внедрения
Фо1 =10 401 298 200 / 18 491 000 000 = 0,563 × 100% = 56,3% — до внедрения
Р2 =1 330 451 × 8 200 = 10 909 698 200 (руб.) – после внедрения
Фо2 =10 909 698 200 / 18 491 000 000 = 0,590 × 100% = 59,0% — после внедрения
2.Фондовооруженность. Фондовооруженность характеризует уровень оснащенностиработников основными средствами:
Фвоор. = Ф ср.год. / ЧППП
Фвоор. =18 491 / 1 832 = 10,09 (руб./чел.) – до внедрения
1 832 –100%
1 837 – х
х =(1 837 × 100%) /1 832 = 100,3 (+ 0,3)
Фвоор. =10,09 + ((18 491 / 1 832) × 0,3) = 12,12 (руб./чел.) – после внедрения
3. Определимуровень рентабельности продукции:
Rобщ.прод. = (Пчист. / С/с) ×100%
а) R1общ.прод. = (4 797 347 360 /4 404 614 000) × 100% = 108,92% — до внедрения
Выручка:1 268 451 × 8 200 = 10 401 298 200 (руб.)
Прибыль:10 401 298 200 – 4 404 614 000 = 5 996 684 200(руб.)
Чистаяприбыль: 5 996 684 200 × 80 / 100% = 4 797 347 360 (руб.)
б) R2общ.прод. = (5 031 836 320 / 4619 902 800) × 100% = 108,92%- после внедрения
Выручка: 1 330 451× 8 200 =10 909 698 200 (руб.)
Прибыль:10 909 698 200 – 4 619 902 800 = 6 289 795 400 (руб.)
Чистаяприбыль: 6 289 795 400 × 80 / 100% = 5 031 836 320 (руб.)
4. Уровеньрентабельности производства: