Снижение себестоимости бурения скважин СУПНП и КРС ОАО "Сургутнефтегаз"

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СУПНП и КРС ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
1.1 Общая характеристика СУПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз»
1.2 Основные производственные результаты деятельности СУПНП и КРС
1.3 Анализ затрат СУПНП и КРС
ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ
2.1 Цели и сферы инвестиционной деятельности
2.2 Общая характеристика инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности
2.3 Методы увеличения нефтеотдачи
ГЛАВА 3. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТ ПО СНИЖЕНИЮ ЗАТРАТ И ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
3.1 Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD-650
3.2 Применение геофизических работ вместо соляно-кислотной обработки
3.3 Внедрение импортной дизельной электростнации ДЭС-630 фирмы «Камминс» вместо ДЭС-630 6ДМ 21
3.4 Внедрение алмазных долот вместо шарошечных долот
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность России занимает особое место в экономике страны и обеспечивает значительную долю поступлений в бюджет. Уровень добычи нефти в большей степени определяется размерами инвестиций. В последнее время увеличивается поток инвестиций, направляемых в развитие нефтедобывающей отрасли, что в свою очередь связано с разработкой и реализацией инвестиционных проектов.

Жизненный цикл инвестиционного проекта в нефтедобыче, также как и в любой другой отрасли, подразделяется на несколько стадий. Результат разработки нефтяного месторождения во многом зависит от обоснованности и корректности принимаемых решений на каждом из этапов реализации инвестиционного проекта.

Все вышесказанное обусловило актуальность темы дипломного исследования.

Цель дипломной работы – разработка мероприятий, направленных на снижение себестоимости бурения скважин и повышение нефтеотдачи пластов.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

1. Изучить теоретические основы формирования себестоимости бурения нефтяных скважин;

2. Произвести комплексный анализ себестоимости СУПНПиКРС;

3. Разработать мероприятия по снижению текущих затрат и повышению нефтеотдачи пластов.

В качестве объекта исследования выбрано сургутское управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (СУПНПиКРС) ОАО «Сургутнефтегаз».

Предмет исследования – структура себестоимости разведочного бурения.

В работе использованы традиционные методы анализа, такие как сравнительный, статистический, метод системного подхода.

Для факторного анализа берется деятельность предприятия за 2006-2008 годы.

Методологической основой явились: нормативно-правовые акты РФ, труды ведущих экономистов, периодические издания, локальные нормативные акты ОАО «Сургутнефтегаз» и СУПНПиКРС, инструктивные материалы и внутренняя документация СУПНПиКРС.

Значительные исследования в области управления инновациями и инвестициями изложены в трудах ряда ученых, среди которых необходимо отметить С.A. Андреева, В.Р. Атояна, С.Ю. Глазьева, Л.М. Гохберга, В.И. Грай-фера, А.П. Жабина, Г.И. Жица, П.Н. Завлина, А.Е. Карлика, А.И. Ковалевой, Д.Т. Новикова, А.Н. Плотникова, М.И. Римера, Л.А. Сосуновой, Б.Я. Татарских, Е.П. Фомина, С.Ю. Шевченко, В.В. Шеремета, В.Я. Щербакова, Ю.В. Яковца и др.

Экономические проблемы развития нефтедобывающего комплекса исследуются в работах А.А. Арбатова, Ш Грайфера, М.А. Даниленко, А.А. Коноплянника, А.И. Перчика, В.Е. Тищенко, М.А. Чечина и других ученых. В трудах некоторых из перечисленных авторов рассматривались ряд теоретических положений, касающихся экономических проблем осуществления нефтяных ремонтных работ и использования инноваций в нефтедобывающей отрасли.

Состав и структура работы. Работа состоит из трех глав, а также введения и заключения. В первой главе дается общая характеристика предприятия. Во второй главе рассматриваются теоретические основы инвестиционной деятельности предприятий нефтедобывающей отрасли. В третьей главе приводится комплекс мероприятий, направленный на снижение себестоимости буровых работ и повышение нефтеотдачи пластов. К работе прилагается список использованной литературы.

ГЛАВА 1. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СУПНПиКРС ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

1.1
Общая характеристика СУПНПиКРС ОАО «Сургутнефтегаз»

Сургутское управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (СУПНПиКРС) является структурным подразделением ОАО «Сургутнефтегаз». Оно было создано в мае 1995 года на основании приказа ОАО «Сургутнефтегаз» № 291 от 10 апреля 1995 года. СУПНПиКРС не является юридическим лицом, не имеет расчетного счета и законченного баланса.

Задачей СУПНПиКРС является выполнение объемов по разработке и ремонту скважин с целью повышения добычи нефти и газа, для обеспечения воспроизводства сырьевой базы ОАО «Сургутнефтегаз».

Источником финансирования выполненного объема работ в 2008 году являлись собственные средства ОАО «Сургутнефтегаз».

Взаимоотношения с ОАО «Сургутнефтегаз» строятся на основе административного подчинения в соответствии с «Положением об СУПНПиКРС», утвержденного ОАО «Сургутнефтегаз» в октябре 1995 года и «Порядка взаимоотношений СУПНПиКРС со службами ОАО «СНГ».

К настоящему времени структура СУПНПиКРС состоит из аппарата управления в количестве 110 человек, двух Комплексных экспедиций глубокого разведочного бурения (1129 человек) и Службы по организации автомобильных и авиационных перевозок (66 человек).

Во главе СУПНПиКРС стоит начальник управления. Ближайшими сотрудниками начальника управления являются его заместители: зам. по производственным вопросам (первый заместитель), зам. по общим вопросам, заместители по социальным и экономическим вопросам, главный инженер и главный бухгалтер. Непосредственно начальнику управления подчиняются также секретариат, административно-хозяйственный отдел, отдел кадров, инженер-программист и юрисконсульт. Заместители отвечают за работу подразделений и отделов согласно их направлению.

В состав СУПНПиКРС входят две комплексные экспедиции глубокого разведочного бурения (КЭГРБ): Талаканского (Витимского) участка и Лянторского участка, в которые входят одиннадцать бригад бурения и десять бригад испытания, а также службы по организации автомобильных и авиационных перевозок. Состав КЭГР представлен в таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Состав КЭГРБ № 1

АУП	14 человек
Районные инженерно-технологические службы бурения	234 человек - по 3 буровых бригады
Районная инженерно-технологическая служба испытания (опробования) скважин	101 человек - 5 бригад по испытанию скважин
Участок пуско-наладочных работ	ЗЗчеловека
Технологическая служба	3 человека
Лаборатория промывочной жидкости	13 человек
База производственного обслуживания	3 человек
Структура базы производственного обслуживания состоит из:
участка бурового и дизельного оборудования	26 человек
участка электрооборудования и электроснабжения	27 человек
участка пароводоснабжения	47 человек
трубно-инструментального участка	64 человек
транспортного участка	5 человек
группы по обслуживанию производства	9 человек

Состав КЭГРБ № 2

АУП		14 человек
Районная инженерно-технологическая служба бурения		205 человек с 5 буровыми бригадами
Районная инженерно-технологическая служба испытания (опробования) скважин		108 человека с 5 бригадами испытания (опробования) скважин
Технологическая служба		2 человека
Участок пуско-наладочных работ		31 человека
Лаборатория промывочной жидкости		11 человек
База производственного обслуживания		5 человека
Структура базы производственного обслуживания
состоит из:
участка бурового и дизельного оборудования	23 человек
участка электрооборудования и электроснабжения	25 человек
участка пароводоснабжения	42 человек
трубно-инструментального участка	76 человек
группы по обслуживанию производства	11 человек

Как видно из таблицы, в каждую экспедицию входят:

• БПО с цехами,

• РИТС бурения (в первой две РИТС, во второй одна РИТС),

• РИТС испытания (по одной в каждой экспедиции),

• Участок пусконаладочных работ.

Основной костяк предприятия – бригады бурения. Буровая бригада осуществляет непосредственную прокладку нефтяной скважины, ее бурение согласно заданным параметрам. Буровая бригада состоит из четырех вахт, работающих посменно (скользящий график). Руководит бригадой буровой мастер. Также в бригаду входит помощник мастера и два инженера – технолога.

Каждая вахта состоит из бурильщика, первого помбура (он же второй бурильщик), второго и третьего помбуров, слесаря и электрика. Пробуренную скважину после цементирования колонны передают бригадам испытания, которые устанавливают на устье скважины насосно-компрессорное оборудование. Состав бригады испытания аналогичен составу буровой бригады, однако ее численный состав меньше.

Бригады бурения и испытания относятся к структурам районных инженерно-технологических служб (РИТС). К РИТС относится также пуско-наладочная бригада, отлаживающая процесс бурения на вновь смонтированных буровых установках.

Цели и задачи коллектива БПО определяются очень четко и лаконично обеспечение беспрерывного процесса работы основного производства и внедрение нового технологического оборудования. В состав БПО входят четыре цеха:

Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦ БО) занимается ремонтом бурового оборудования на базе. В цехе установлены мощные токарные станки, работают отличные специалисты. Восстанавливают практически любую деталь.

Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения - устанавливает на буровой специальное оборудование, подключает к питанию буровые установки и жилые вагончики, устраняет неполадки в энергоснабжении, специалисты КИПиА проводят телефонные линии.

Цех пароводоснабжения – к нему относятся 23 котельных, расположенных на кустовых площадках.

Цех труб и турбобуров – занимается обеспечением бригад трубами, при переезде также и перевозкой труб на новую кустовую площадку. В цех входит бурплощадка – в ее обязанностях своевременная доставка на буровые технической оснастки, переводников и химреагентов.

В структуру СУПНПиКРС входит также вертодром с нахождением в городе Лянторе, который обслуживает весь комплекс работ по строительству скважин, включая подрядные предприятия, участвующие в цикле строительства скважин. В декабре 2008 года создана РИТС №6 в п. Витим республики Саха (Якутия).

Списочная численность по СУПНПиКРС на начало 2009 года составляет 1459 человек. По вахтовому методу работает 245 человек, все в основном производстве. В том числе из Самары - 47 человек, из Саратова - 160 человек, из Тюмени – 38 человек, из Тюменской, Челябинской, Свердловской областей - 13 человек, из Оренбургской области – 10 человек. Сменность вахт через 15 дней. Таким образом, СУПНП и КРС является к настоящему времени одним из крупнейших структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».

1.2
Основные производственные результаты деятельности СУПНП и КРС

В условиях жесткой конкурентной борьбы и быстро меняющейся ситуации организации должны не только концентрировать внимание на внутреннем состоянии дел, но и вырабатывать долгосрочную стратегию поведения, которая позволяла бы им поспевать за изменениями, происходящими в их окружении. Практика же показывает, что в действиях организаций стратегичность, как правило, отсутствует, что и приводит зачастую к поражению в рыночной борьбе. Это происходит из-за того, что, во-первых, организации планируют свою деятельность исходя из того, что окружение не будет меняться, либо в нем не будет происходить качественных изменений. Во-вторых, планирование начинается с анализа внутренних возможностей и ресурсов организации.

Оценку потребностей организации, в том числе и в области снижения затрат, можно начинать с анализа внешних факторов. Влияние факторов внешней среды на СУПНП и КРС представлено в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Влияние факторов внешней среды на организацию производства в СУПНПиКРС

Фактор внешней среды	Содержание фактора	Влияние на систему
Факторы внешней среды прямого воздействия
1. Потребители	Управления буровых работ ОАО «Сургутнефтегаз», которым передаются разведанные месторождения для промышленного бурения	Участвуют в формировании производственного плана, предлагают его качественный состав (количество наклонных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин)
2. Конкуренты	Внешних конкурентов нет.	Прибыль между управлениями распределяется согласно объему выполненного плана
3. Государственные институты	Минэнерго, Министерство природопользования, Министерство финансов и др.	Контроль за выполнением СУПНПиКРС законодательства РФ
4.Научно-технический прогресс	Появление новых технологий в бурении	Внедрение инновационных технологий позволяет увеличить объемы разведочного бурения.
Факторы косвенного воздействия
1.Международные и политические события	Влияние политических событий на мировые цены на нефть	Планируемый объем разведочного бурения зависит в том числе и от мировых цен на нефть
2. Экологические проблемы	Состояние окружающей среды в районе разработки нефтяных месторождений	В случае загрязнения окружающей среды возможно применение санкций к СУПНПиКРС и приостановление лицензии на разработку.

Итак, в целом внешняя среда СУПНП и КРС отличается стабильностью, низкой подвижностью и определенностью.

Произведем оценку внутренней среды СУПНП и КРС. В основном используются административно-распорядительные методы управления. Отчасти это связано с производственной ориентированностью предприятия. Весь процесс бурения жестко регламентирован, работники могут действовать только в рамках регламентов, инструкций, предписаний. Все решения руководитель предприятия принимает единолично. Чрезвычайно развита система взысканий: замечаний, выговоров, депремирования. Также применяются экономические методы управления. При начислении зарплаты учитывается КТУ, выговор автоматически влечет лишение текущей премии, от степени выполнения плана зависит текущая премия и, как следствие, зарплата работников. Явно недостаточно используются социально-психологические методы управления. В целом работник рассматривается не как личность, а как винтик огромной буровой установки. В целом такое сочетание методов управления приводит к созданию в коллективе нервозной обстановки, недовольства работников жесткой системой взысканий и постоянным давлением со стороны руководства.

Стиль руководства СУПНП и КРС является авторитарным. Руководитель во главу угла ставит заботу о производстве и практически не осуществляет социальной деятельности. Считает, что качество управленческих решений не зависит от степени участия подчиненных в его принятии. При этом руководитель характеризуется высоким уровнем ответственности, трудоспособности, организаторским талантом, высоким уровнем интеллекта. Однако между руководителем и подчиненными отсутствует взаимопонимание и сотрудничество, взаимодействие происходит на уровне исполнения команд.

Тем не менее, в СУПНПиКРС смогли не только сохранить, но и обновить, и модернизировать технологии нефтеотдачи пластов. Как говорилось выше, техническое и технологическое оснащение СУПНПиКРС является одним из наиболее современных в нефтедобывающей отрасли России. Новейшие модификации буровых станков, долот, химреагентов создают существенный экономический эффект. Однако предприятие не останавливается на достигнутом, продолжают внедряться рациональные предложения, создаются новые технологии, закупается оборудование. Объемы работ по управлению расписаны на три года вперед. Основные производственные показатели СУПНП и КРС представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Основные производственные показатели СУПНПиКРС

Показатели	Ед. измер.	Фактические данные			Отклонение
		2006	2007	2008	Абсолютн. 2008 к 2007	Относительное в % 2008 к 2007 г.
1. Сдача скважин НГДУ	скв	35	38	40	2	105.5
В т.ч. разведка	скв	16	20	18	2	90
эксплуатация	скв	18	22	4	122
2. Проходка	Тыс.м	100,511	106,480	83,587	-22,893	78.4
В т.ч. разведка	Тыс.м	50,235	51,908	49,101	-2,807	94.2
эксплуатация	Тыс.м	42,478	54,572	34,486	-20,086	63.1
эксплуатация	м/ст.мес	2910	3210	2412	-798	75
3. Производительность труда СУПНПиКРС	м/чел.	66,50	73,69	57,29	-16,4	77.4
4. Средняя глубина	м	1953	2625	2283	-342	86.9
В т.ч. разведка	м	2599	2812	2815	3	100.1
эксплуатация	м	1522	2471	1920	-551	77.7
5. Фонд заработной платы	Т.р.	170123,1	196014,4	162971,4	-27043	83.1
7.Численность	Чел	1465	1445	1459	14	100.9
В том числе рабочие	Чел	1071	1057	1071	14	101.3
8. средняя зарплата, Западная Сибирь	Руб	46171	45248	48103	2855	106.3
9. Средняя зарплата, Якутия	руб	62773	65277	67292	2015	103
Общая сумма затрат на производство	Тыс. руб	4006562	4066664	4087261	20597	100.5

Как видно из таблицы, общая сумма затрат не снижается, напротив, существует тенденция к увеличению затрат на производство. При этом, несмотря на рост количества сданных в эксплуатацию скважин, количество пробуренных метров снижается, т.е. проходка падает. Это связано со снижением сложности разведочных скважин, за счет снижения их параметров (глубины, траектории и т.д.) достигается рост количества законченных объектов. При этом страдает качество опробования скважин. В данной ситуации мероприятия, направленные на снижение себестоимости разведочного и эксплуатационного бурения, являются жизненно необходимыми. Это позволит экономить средства не в ущерб задачам производства, а, напротив, даст новый толчок развитию технологического процесса в СУПНП и КРС.

В 2008 году СУПНП и КРС вело работы на 34 лицензионных участках в 5 административных районах Ханты-Мансийского автономного округа (Сургутском, Ханты-Мансийском, Октябрьском, Белоярском, Кондинском).

За год при плане 351700 метров пробурено 369943 метра (105,2%), в том числе разведочного бурения 211762 метра при плане 211700 метров (100%), эксплуатационного бурения 158181 метр при плане 140000 метров (113%). С отбором керна 10247.65 метров, линейный вынос керна 85.1%. Испытано 277 объектов разведочных скважин при плане 290 объектов (96%).Освоено 48 скважин эксплуатационного бурения. Кроме того, закончено испытанием 80 объектов в процессе бурения. Закончено строительством 48 эксплуатационных скважин, 67 разведочных скважин, в том числе без испытания 15 скважин, сдано НГДУ 40 скважин (18 разведочных, 22 эксплуатационных скважин). Начаты бурением 128 скважин, закончены бурением 127 скважин, начаты испытанием 51 разведочная скважина, закончено испытанием 67 разведочных скважин и освоено 48 эксплуатационных скважин. Закончено монтажом 129 буровых установок (в том числе 59 для эксплуатационного бурения). Построено и сдано 77 площадок, сдано земель 2549,97 га.

В результате работы СУПНП и КРС в 2008г. прирост запасов нефти составил 57 миллионов тонн. По результатам испытания открыто 17 новых залежей: Проводились работы за пределами Сургутского района на новых лицензионных участках: Чапровском, Северо-Селияровском, Сынъеганском, относящихся к Ханты-Мансийскому району.

За 2008 год одиннадцатью буровыми бригадами пробурено 211762 метра разведочных скважин. В 2008 году пробурено также 158181 метр эксплуатационных скважин, в том числе:

• нагнетательные - 63274 м

• контрольная - 2530 м

• эксплуатационные - 92377 м в том числе

• наклонно-направленные - 77337 м

• горизонтальные - 12321 м

• пологие - 2719 м

Проходка на одну бригаду бурения за год составила 33631 м, при плане 31973 м, производительность труда против плана увеличилась на 5,2%, а против прошлого года на 17,3 %.

Перспективы развития. С целью изучения сильных и слабых сторон СУПНП и КРС для последующей разработки перспектив развития было проведено анкетирование. По мнению работников, к сильным сторонам относятся:

- материально-техническая база;

- сплоченность коллектива;

- высокий профессиональный уровень работников старшего поколения;

- уровень организации труда.

Слабыми сторонами СУПНП и КРС работники считают:

- ограниченное сотрудничество с вузами;

- неготовность удовлетворять меняющиеся запросы социума.

Важным результатом проведенного анкетирования стал вывод о том, что 90% работников готовы к изменениям и понимают их как возможность учесть профессиональные интересы работников.

70% респондентов утверждали, что СУПНПиКРС должно установить партнерские отношения с профильными организациями, расширить круг потенциальных клиентов, искать новые формы работы с потребителями.

Администрация обязана изыскивать средства для поощрения и материального стимулирования работников, создающих новые разработки. Кроме того, СУПНПиКРС должно обратить более пристальное внимание на материально-техническую сторону своего развития.

1.3 Анализ затрат СУПНПиКРС

Произведем анализ общих затрат на разведочное и эксплуатационное бурение в СУПНПиКРС.

Стоимость 1 метра проходки в 2008 г. в целом по СУПНПиКРС снизилась в сравнении с 2007 годом на 16,0 % и составила 11048 руб./метр, в том числе по подготовительным, вышкомонтажным работам и собственному объему СУПНПиКРС (таблица 1.4).

Таблица 1.4

Структура себестоимости метра проходки в СУПНП и КРС

2008 г.		2007 г.		Удельный вес (в %)	Соотношение 2008г. к 2007г.на 1м проходки, %
Всего тыс. руб.	на 1 метр (руб.)	Удельный вес (в %)	Всего тыс. руб.			на 1 метр (руб.)
Проходка (м)	369 943	315 380
1.Кап. вложения – всего, в т.ч.	4 087 261	11 048	100,0	4 149 898	13 158	100,0	84,0
1.1.Подготови-тельные работы	467 614	1 264	11,4	719 231	2 281	17,3	55,4
1.2.Вышко-монтажные работы	507 724	1 372	12,4	450 897	1 430	10,9	96,0
1.3. СУПНП и КРС -собственные затраты	3111 923	8 412	76,1	2 979 770	9 448	71,8	89,0
в т.ч. авиа (с керосином)	475 730	1 286	11,6	523 580	1 660	12,6	77,5

Основными причинами снижения себестоимости метра проходки являются:

1. Изменение структуры выполненного объема, эксплуатация выросла в 2,2 раза, разведка снизилась на 13,3%.

2. Снижение авиа затрат на 21,5%, за счет уменьшения доли разведочного бурения, выполнения мероприятий и четкой организации работ при производстве авиаперевозок.

3. Рост технических показателей в бурении (коммерческой скорости, механической скорости, проходки на долото, сокращение цикла строительства скважин).

4. Выполнение мероприятий, направленных на снижение затрат.

Однако при этом стоимость 1 метра разведочного бурения выросла по сравнению с 2007 года на 3,1% (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Себестоимость разведочного бурения

2008 г.			2007 г.			% 2008г. к 2007г. на 1м проходки
Всего тыс. руб.	на 1 метр (Руб.)	Удельный вес (в %)	Всего тыс. руб.	на 1метр (Руб.)	Удельный вес (в %)
Проходка (м)	211 762	244106
1. Кап. вложения-всего	3 406 618	16087	100,0	3 809 655	15 607	100,0	103,1
в т. ч. Якутия	78 613	371	2,3
1.1 Подготовительные работы	422 513	1 995	12,4	700 127	2 868	18,4	69,6
1.2 Вышкомонтажные работы	423 553	2 000	12,4	408 491	1 673	10,7	119,5
в т. ч. Якутия	14 807	70	0,4
1.3 СУПНПиКРС-собственные затраты	2 560 552	12 092	75,2	2 701 037	11 065	70,9	109,3
в т. ч. Якутия	63 806	301	1,9
в т.ч. авиа (с керосином)	475 730	2 247	14,0	523 580	2 145	13,7	104,8

Причины удорожания стоимости метра проходки в разведочном бурении:

1. Фактические затраты по Якутии в 2008 году повысили стоимость метра на 2,3%.

2. Рост вышкомонтажных работ на метр проходки в 2008 году на 19,1% по сравнению с 2007 годом, объясняется применением авиации при строительстве буровых в 2007 году (авиазатраты входят в собственный объем СУПНП и КРС и соответственно снижают кап. вложения ВМУ), монтаж буровых в большом объеме в водоохранных зонах.

3. Рост собственных затрат связан с увеличением стоимости авиауслуг (необходимость в рейсе Сургут – Мирный, Мирный - Талакан) на 26,4%,увеличением стоимости на материалы (по обсадной трубе на 20%, долотам - 35%, цементу - 24%, глине - 11%), переоценке основных производственных фондов - на 10%.

Снижение же стоимости проходки в целом по СУПНП и КРС произошло за счет снижения стоимости эксплуатационного бурения. Стоимость 1 метра бурения в эксплуатации снизилась по сравнению с 2007 годом на 9,9% (таблица 1.6).

Таблица 1.6

Стоимость эксплуатационного бурения

2008 г.			2007 г.			% 2008г. к 2007г. на 1м проходки
Всего тыс. руб.	на 1метр (Руб.)	Удельный вес (в %)	Всего тыс. руб.	на 1метр (Руб.)	Удельный вес(в %)
Проходка (м)	158 181	71 274
1.Кап.вложения-всего	680 643	4 303	100,0	340 243	4 774	100,0	90,1
в т. ч. Якутия	24 433	154	3,6
1.1Подготовительные работы	45 101	285	6,6	19 104	268	5,6	106,3
1.2Вышкомонтажные работы	84 171	532	12,4	42 406	595	12,5	89,4
в т. ч. Якутия	17 982	114	2,6
1.3. СУПНП и КРС -собственные затраты	551 371	3 486	81,0	278 733	3 911	81,9	89,1
в т. ч. Якутия	6 451	41	0,9

Из приведенных таблиц видно, что, несмотря на проводимые мероприятия по снижению затрат, себестоимость метра проходки колеблется, и не всегда в сторону снижения.

Проведем анализ материальных затрат.

Основным видом деятельности СУПНПиКРС является строительство (бурение и освоение) скважин различного назначения (нефтяные, нагнетательные, разведочные). Это довольно материалоемкое производство: на долю материальных затрат приходится около 50% от всей суммы затрат. К ним относятся расходы на приобретения сырья, основных и вспомогательных материалов, топлива, энергии, полуфабрикатов, услуг баз, СНГФ, СТУ и пр. Величина расходов на материалы непосредственно зависит от объема производства, то есть от глубины скважины. К таким расходам относятся: прокат и износ долот; опрессовка бурильных труб на буровой; износ бурильных труб; трубы обсадные и колонная оснастка; тампонажные материалы, химические реагенты, цементирование колонн, транспорт бурильных и обсадных труб, цемента, долот.

Особо рассмотрим статью «Материальные затраты», на долю которых в 2008 году приходится 47% от всей фактической суммы затрат.

В таблице 1.7 приведены данные по фактическим затратам за 2007 и 2008 годы по СУПНПиКРС в целом.

Таблица 1.7 Анализ фактической стоимости

Статьи затрат	2007 год		2008 год		% к уровню 2007г.
	смета	факт	смета	факт
						Материальные затраты - всего	1 895 439	2 070 962	2 205 723	2 464 687	119,0
Материалы	666 801	717 229	777 878	777 796	108,4
из них трубы обсадные	373 421	370 157	430 680	426 121	115,1
цемент	12 945	12 311	19 439	17 200	139,7
глина	2 721	1 770	4 001	2 021	114,2
химреагенты	17 584	16 549	26 287	20 427	123,4
долота	78 318	76 856	96 084	89 932	117,0
соль	5 463	5 190	5 888	4 514	87,0
вспомогательные материалы	123 535	177 744	133 865	161 319	90,8
ТЗР на материалы	52 814	56 652	61 634	56 262	99,3
Топливо	21 217	17 258	24 923	22 273	129,1
Эл. энергия	42 206	35 563	49 994	48 631	136,7
Услуги	1 165 215	1 300 912	1 352 928	1 615 987	124,2
Заработная плата	345 375	416 744	324 087	420 800	101,0
Отчисления на соц.страхование	87 682	85 371	82 986	81 275	95,2
Амортизация	43 320	47 842	115 955	148 513	310,4
Прочие затраты	73 861	99 395	92 591	69 902	70,3
Затраты - всего	2 445 677	2 720 314	2 821 342	3 185 177	117,1

За 2008 год затраты на производство составили 3 185 177 тыс. рублей, что составляет рост 17 % к уровню 2007 года.

Материальные затраты по СУПНП и КРС включают в себя следующие статьи:

«Материалы» – в этой статье расходов объединены все материальные затраты, связанные с бурением и креплением ствола скважин, основными из которых являются: трубы обсадные, тампонажные материалы и материалы для приготовленных буровых растворов (глина, глинопорошок, химические реагенты и утяжелители), запасные быстроизнашивающиеся детали буровых насосов, долота, соль и прочие материалы. Расход долот включает в себя все затраты, связанные с приобретением, содержанием и эксплуатацией долот всех типов. За 2008 год сумма затрат по материалам увеличилась на 60 567 тыс. руб. в основном за счет увеличения объема бурения и роста цен на материалы.

«Топливо» – приобретаемое со стороны топливо всех видов расходуемые на технологические цели. Рост по этой статье составил 5 015 тыс. руб.

«Электроэнергия» - потребляемая электроэнергия на производственные и технологические нужды. Рост составил 13 068 тыс.руб.

И последняя статья – это «Услуги». Сюда входят услуги транспорта, услуги проката оборудования, услуги собственных цехов, услуги сторонних предприятий. Рост по этой статье составил 315 075 тыс.руб.

Наибольший удельный вес в материальных затратах по СУПНПиКРС занимают затраты на материалы (33 % в 2007 году и 32 % в 2008 году) в общей сумме затрат на производство. На примере материалов рассмотрим причины изменения затрат по этой статье.

Затраты на материалы увеличились в 2008 году на 60 567 тыс.руб. (таблица 1.8.).

Таблица 1.8
Анализ фактического расхода обсадных труб, химреагентов, глины, цемента и долот за 2007г, 2008г

фактический расход 2007г.			фактический расход 2008г.
количество	сумма	цена 1 м	количество	сумма	цена 1 м
Обсадные трубы - всего	863 853	370 157 212	428,5	965 185	426 120 529	441,5
направление	0	0	0	0	0	0
кондуктор	163 580	85 355 246	521,8	183 944	100 891 700	548,5
колонна	686 244	257 304 429	374,9	765 854	292 829 914	382,4
патрубки	10 061	6 949 073	690,7	10 774	11 026 261	1 023,4
пакер	358	7 689 617	21 479,4	262,6	7 555 446	28 773,9
фильтры	3 610	12 858 847	3 562,0	4 351	13 817 208	3 175,6
Химреагенты - всего	404,8	16 549 233	40 887,5	434,0	20 426 861	47 061,6
Глина - всего	2 263,1	1 770 099	782,2	1 545,0	2 020 905	1 308,0
Цемент - всего	22 815,4	12 311 329	539,6	23 920,8	17 199 879	719,0
Долота - всего	2 538	76 855 623	30 282	2 182	89 932 270	41 216

Затраты на материалы зависят от объема бурения и роста цен на материалы. Изменение объема горизонтального бурения влияет на количество потребляемых материалов.

Количественное влияние этих факторов определим методом элиминирования, данные приведены в таблице 1.8.

ЗQ = (Qф- Qб) х Цб (1.1)

Зц = (Цф - Цб) х Qф (1.2)

где ЗQ, Зц - изменение затрат на материалы в зависимости от изменения количества потребляемых материалов и цены на них;

Qб, Qф - базисное и фактическое количество материалов;

Цб, Цф - базисная и фактическая цена.

1. Определим рост отклонения по обсадным трубам в результате увеличения количества (табл.1.8)

ЗQ = (965 185 – 863 853) х 428,5 = 43 420 762 руб.

Определим рост отклонения по обсадным трубам в результате увеличения цены на трубы:

Зц = (441,5 – 428,5) х 965 185 = 12 547 405 руб.

Суммируем факторы отклонения:

(43 420 762 + 12 547 405) = 55 968 167 руб.

Перерасход в 2008 году по сравнению с 2007 годом по обсадным трубам произошел за счет увеличения количества и цены израсходованных труб в 2008г.

2. Определим рост отклонения по химическим реагентам, используемые в процессе строительства скважин для обработки промывочной жидкости (таблица 3.5):

ЗQ = (434,0 – 404,8) х 40 887,5 = 1 193 915 руб.

Определим рост отклонения по химическим реагентам в результате увеличения цены:

Зц = (47 061,6 – 40 887,5) х 434,0 = 2 679 559,4 руб.

Суммируем факторы отклонения:

(1 193 915 + 2 679 559,4) = 3 873 474,4 руб.

Перерасход по сравнению с 2007г. по химическим реагентам произошел за счет увеличения их фактического расхода и цены на эти реагенты.

3. Определим рост отклонения по цементу, используемый для крепления скважин в результате увеличения количества:

ЗQ = (23 920,8 – 22 815,4) х 539,6 = 596 473,84 руб.

Определим рост отклонения по цементу в результате увеличения цены:

Зц = (719,0 – 539,6) х 23920,8 = 4 291 391,52 руб.

Суммируем факторы отклонения:

(596 473,84 + 4 291 391,52) = 4 887 865,36 руб.

Перерасход по цементу в 2008 году произошел в основном за счет увеличения цены используемого материала.

В результате анализа видно, что в 2008 году по сравнению с 2007 годом затраты по всем материалам выросли за счет увеличения цены или количества этих материалов, в итоге этот рост составил сумму в 78 057 765 рублей 94 копейки.

Ежемесячно СУПНП и КРС предоставляет в планово-экономическое управление ОАО «Сургутнефтегаз» сравнительный анализ удельных материальных затрат в расчете на 1 метр проходки по сравнению с предыдущим годом. Если уровень отчетного года превышает базисный уровень, то делается пересчет разницы цен на фактические объемы. За не превышение удельных материальных затрат по сравнению с соответствующим периодом прошлого года лимит фонда заработной платы по СУПНП и КРС увеличивается на 10% от суммы премий за сверхплановую добычу нефти. В связи с этим экономия материальных затрат приобретает стимулирующий характер, так как появляется возможность для выплаты дополнительных премиальных сумм различного рода.

Анализ использования материалов для строительства скважин необходимо начинать с общей оценки выполнения задания по снижению себестоимости. Для этого нужно сметную стоимость и плановую себестоимость предварительно пересчитать на фактически выполненный объем работ по строительству скважин, а из фактических затрат вычитать стоимость работ, не предусмотренных сметой, но финансируемых заказчиком (например, ликвидация осложнений). Общую оценку выполнения задания по снижению себестоимости строительства скважин можно провести путем сопоставления фактических затрат на выполненный объем работ по строительству скважин со сметной стоимостью и плановой себестоимостью этих работ.

Снижение стоимости буровых работ одно из важнейших условий повышения эффективности капитальных вложений в разработку нефтяных и газовых месторождений. А этого можно добиться, уменьшив материальные затраты – главной статьи затрат в производстве. А так как в структуре материальных затрат наибольший удельный вес приходиться на материалы (32%), то анализу материалов должны уделять самое пристальное внимание. Материалы необходимо анализировать в стоимостном и натуральном выражениях, так как отклонения их фактической стоимости от сметной может быть вызвана не только изменением цен и наценок, но и изменением количественного расхода материала.

Далее проведем анализ трудовых затрат.

Анализ трудовых затрат целесообразно начать с оценки обеспеченности Управления поисково – разведочных работ ОАО «Сургутнефтегаз» персоналом в 2008 г. (таблица 1.9)

Таблица 1.9

Обеспеченность СУПНП и КРС персоналом в 2008 г. (чел.)

Категория работников	План	Факт	Процент обеспеченности
Среднесписочная численность производственного персонала	1489	1459	98
В том числе рабочие	1091	1071	98
Специалисты и служащие	397	388	99

Из общего числа работающих бригадной формой организации труда охвачено 653 человека или 51,6%.

Из общего числа бригад:

- с оплатой по единому наряду 479 - человек - 37,8% работающих

- по нормируемому заданию 174 человек -13,7 % работающих

- с применением коэффициента трудового участия 1459 человек или 100%.

Рабочим буровых бригад, бригад испытания, участку пуско-наладочных работ, работникам базы производственного обслуживания, обслуживающих основное производство, установлен график работы с суммированным учетом рабочего времени, для остальных рабочих установлена еженедельная продолжительность рабочего времени по 8 часов согласно правилам внутреннего трудового распорядка.

Таким образом, в целом по предприятию фактическая численность сотрудников была меньше плановой величины на 1,6%. При этом наблюдалась нехватка инженеров и служащих 0,3% , а нехватка рабочих составила 1,8%.

Структура обеспеченности предприятия персоналом представлена в таблице 1.10.

Таблица 1.10

Распределение среднесписочной численности работников СУПНП и КРС по категориям

2007 год		2008 год				Отклонение чел.
Факт чел.	% к общей численности	План чел.	% к общей численности	Факт чел.	% к общей численности	От 2007г	От плана
Всего персонала:	1465	100,00	1489	100,00	1459	100,00	-6	-30
Из них - рабочие - всего:	1071	68,63	1091	70,36	1071	70,21	0	-20
в т.ч. -руководители	331	8,87	336	8,30	335	8,41	+4	-1
-специалисты	490	13,14	398	13,28	388	13,46	-2	-2
- служащие	35	0,93	36	0,89	36	0,90	+1
непромышленный персонал (НП)	115	8,42	118	7,16	125	7,03	+3	-7

В 2008 году на предприятии производили прием в основном рабочих. По категории служащих были приняты молодые специалисты после окончания ТюмГНГУ и Сургутского нефтяного техникума, что положительно повлияло на возрастную структуру коллектива.

Ранее для коллектива СУПНП и КРС была актуальна проблема старения коллектива.

В 2008г. происходит снижение текучести кадров по следующим причинам:

1) рост объем бурения скважин и как следствие:

- рост заработной платы;

- рост занятости (увеличение рабочего времени работников);

2) повышение тарифных ставок, окладов;

3) ужесточение мер воздействия на нарушителей трудовой дисциплины и т.д.

Для оценки соответствия квалификации рабочих предприятия и сложности выполняемых работ сравним средние тарифные разряды работ и рабочих.

Средний разряд работ по предприятию - 2,96.

Фактический средний разряд рабочих по предприятию - 2,89.

Можно сделать вывод, что фактическая квалификация рабочих позволит выполнить запланированный объем работ качественно и в срок. Однако необходимо уделять значительное внимание повышению квалификации промышленно-производственного персонала, что и делается на предприятии. Организовано обучение вновь пришедшей молодежи рабочим профессиям, а также обучение рабочих вторым профессиям и повышение квалификации (таблица 1.11).

Таблица 1.11

Численность рабочих СУПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз», прошедших разные виды подготовки и повышения квалификации

Вид обучения	2007 год	2008 год	Отклонения
Обучение профессии	84	121	+37
Второй профессии	31	34	+3
Повышение квалификации	114	82	-32
Курсы целевого назначения	269	317	+48

Трудовой потенциал СУПНПиКРС представлен квалифицированными служащими. Силами специалистов управления, имеющими высокий уровень подготовки и опыт в области бурения строительства и крепления скважин, в последние годы были освоены многие промышленные технологии.

Без отрыва от производства обучается заочно и на вечерних отделениях вузов и техникумов 79 работников предприятия, получая специальное, высшее или второе высшее образование. А это, кроме всего прочего, говорит о понимании того, что полученные когда-то знания устарели, и их уровень не соответствует требованиям современной экономической ситуации.

Использования фонда рабочего времени.

Среднесписочная численность работников СУПНП и КРС за 2008 год составила - 1445 человек, из них рабочих 1057 человек, руководителей, специалистов и служащих – 388 человек.

По балансу использования рабочего времени удельный вес отработанного времени в максимально возможном фонде составил 96,6 %. Время, не использованное по уважительным причинам составило 3,3 %. Потери рабочего времени 0,1%, в том числе по рабочим 0,1 %, по руководителям, специалистам и служащим -0%.

Потери рабочего времени связаны в основном:

- с неявками с разрешения администрации - 0 чел. дня или 0 дн. на одного человека;

с целодневными и внутрисменными простоями - 265 чел. дней или 0,20дн. на одного человека;

- прогулами -15 чел. дней или 0,011 дн. на одного человека.

Для более полного анализа использования рабочего времени рабочих вспомогательного производства проведены фотографии рабочего времени в бригадах участках электрооборудования и электроснабжения, трубно-инструментальном участке.

Полноту использования персонала можно оценить по количеству отработанных дней и часов одним работником за период времени, а также по степени использования фонда рабочего времени. По действующим методикам был проведен детальный анализ использования рабочего времени с использованием статистических данных, документов по движению работающих, оперативной отчетности подразделений, другой отчетности СУПНП и КРС, связанной с трудовым потенциалом.

В 2008 году фонд рабочего времени увеличивается по сравнению с 2007 годом:

1) за счет увеличения среднесписочной численности:

2) за счет увеличения количества рабочих дней в году рабочего:

3) за счет увеличения количества продолжительности рабочего дня рабочего:

Имеющиеся трудовые ресурсы предприятие использует недостаточно полно. В 2008 году в среднем одним работником отработано по 209,2 дня вместо 218,5, в связи с чем сверхплановые целодневные потери рабочего времени составили на одного работника 9,3 дней, а на всех - 34457 дней, или 274959 чел/час (34456 х 7,98). По сравнению с 2007 годом явочный фонд рабочего времени одного работающего увеличился на 11,01 дня, увеличилась также продолжительность рабочей смены на 0,02 чел/часа, следовательно, на предприятии по сравнению с 2007 годом улучшили организацию труда.

Существенны и внутрисменные потери рабочего времени в 2008 году за один день они составили (- 0,02 чел/час.), а за все отработанные дни всеми работниками - 7751 чел/час. При выше указанных потерях рабочего времени на предприятии работающими сверхурочно отработано 15008 чел/часов, а также в выходные дни - 55040 чел/часов. Это говорит о том, что администрацией в связи с отсутствием материалов, комплектующих, своевременно не были предусмотрены в графиках работы переносы выходных дней и т. д.

На основании выше приведенных расчетов можно сделать вывод, что в 2006 году из-за внутрисменных потерь рабочего времени на предприятии не работало (не производили ни какой продукции, услуг) примерно 5 человек.

Сокращение потерь рабочего времени - один из резервов увеличения объемов бурения. Однако, нужно иметь в виду, что потери рабочего времени, не всегда приводят к уменьшению объема разведанных и испытанных скважин, так как они могут быть компенсированы повышением интенсивности труда работников. Оплата труда работников управления производится по сдельно-премиальной, повременно-премиальной системам оплаты труда. Труд рабочих буровых бригад, бригад по испытанию (опробованию) скважин оплачивается по сдельно-премиальной системе оплаты труда, рабочих вспомогательного производства по повременно-премиальной системам оплаты труда. Затраты на оплату труда представлены в таблице 1.12.

Таблица 1.12 Затраты на оплату труда в СУПНП и КРС, 2008г

Среднесписочная численность за 2008 год составила	1445 человек
Рабочие	1057 человек
Основное производство	479 человек
Вспомогательное производство	477 человек
Руководители специалисты и служащие	388 человек
Нормативный фонд заработной платы на выполненный объем работ составил	175 123,1 тыс.рублей
Фактический фонд заработной платы составил	327 703,3 тыс.рублей
Среднемесячная заработная плата по управлению за отчетный период составила	33056 рублей
по рабочим	267425 рублей
рабочим основного производства	36462 рублей
буровым бригадам	38958 рублей
бригадам испытания	31914 рублей
рабочим вспомогательного производства	20346 рублей
руководителям, специалистам, служащим	39567 рублей

Из проведенного анализа себестоимости метра проходки явственно следует необходимость разработки комплексной стратегии по снижению себестоимости и целенаправленного внедрения ее в производство.

ГЛАВА 2.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ

2.1 Цели и сферы инвестиционной деятельности

В условиях рыночной экономики возможностей для инвестирования довольно много. Вместе с тем любая коммерческая организация имеет ограниченную величину свободных финансовых ресурсов, доступных для инвестирования. Поэтому всегда актуальна задача оптимизации инвестиционного портфеля. Для того чтобы из всего многообразия возможных направлений вложения средств выбрать те, которые являются наиболее эффективными с точки зрения инвестиционных целей, необходимо обстоятельно их проанализировать[1]
.

Цели, которые ставятся при оценке проектов, могут быть различными, а результаты, получаемые в ходе их реализации, не обязательно носят характер очевидной прибыли. Могут быть проекты, сами по себе убыточные в экономическом смысле, но приносящие косвенный доход за счет обретения стабильности в обеспечении сырьем и полуфабрикатами, выхода на новые рынки сырья и сбыта продукции, достижения некоторого социального эффекта, снижения затрат по другим проектам и производствам и др. Так, во многих экономически развитых странах очень остро ставится вопрос об охране окружающей среды и обеспечения безопасности продукции компаний для пользователей и природы. В этом случае традиционные критерии оценки целесообразности принятия проекта, основанные на формализованных алгоритмах, могут уступать место неким неформализованным критериям.

Таблица 2.1

Классификация инвестиционных проектов

Критерий	Содержание
Сохранение производства	Это обязательные инвестиции, необходимые для того, чтобы фирма могла продолжать свою деятельность.
Снижение издержек	Эта категория проектов включает расходы на замещение действующего, но устаревшего оборудования, совершенствование действующих технологий. Цель таких проектов состоит в снижении расходов труда, материалов, электроэнергии и других факторов производства.
Расширение производства существующей продукции или рынков	Сюда включаются расходы на то, чтобы увеличить выпуск существующей продукции или расширить выходы ее на рынки. Такие проекты более комплексные, поскольку они требуют точной оценки будущего спроса на рынках продукции фирмы. Ошибки здесь более вероятны, поэтому требуется еще более детальный анализ, а окончательное решение принимается на самом высоком уровне внутри фирмы.
Расширение за счет выпуска новой продукции или завоевания новых рынков.	Существуют расходы, необходимые для производства новой продукции или для распространения продукции фирмы в неохваченные еще географические зоны. Такие проекты включают стратегические решения, которые могут изменить фундаментальную природу самого этого бизнеса, они обычно требуют больших расходов в течение длительных периодов и очень подробного анализа. Окончательное решение о новой продукции или рынках обычно принимается советом директоров как часть стратегического плана. Слияния и приобретения часто анализируются как часть анализа эффективности намечаемых капиталовложений и используются для выполнения стратегического плана.
Проекты безопасности и/или защиты окружающей среды.	В эту категорию попадают расходы на выполнение правительственных указаний, трудовых соглашений или условий страховой политики. Такие расходы часто называются принудительными (обязательными) инвестициями или бесприбыльно-производственными проектами.
Прочие	Степень ответственности за принятие инвестиционного проекта в рамках того или иного направления различна. Требуются относительно простые расчеты и несколько подкрепляющих документов для решений о замещении, особенно для предприятий, приносящих прибыль. Более подробный анализ требуется для проектов замещения со снижением издержек, для расширения существующих продуктовых линий и, особенно для инвестиций в новую продукцию или регионы. Кроме того, в пределах каждой категории проекты разбиваются по величине издержек: чем крупнее затребованные инвестиции, тем более подробным должен быть анализ и тем выше уровень должностных лиц, которые санкционируют эти расходы.

Любая используемая схема оценки инвестиций должна базироваться на классификации типов инвестиций. Различные инвестиции вызывают различные проблемы, имеют различную относительную важность для фирмы, и для оценки их важности требуются различные люди. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется такими факторами, как: вид инвестиций, стоимость инвестиционного проекта, множественность доступных проектов, способ влияния других возможных инвестиций на доходы от данного инвестиционного проекта, ограниченность финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риск, связанный с принятием того или иного решения, степень обязательности осуществления. В целом, все проекты можно классифицировать по следующим категориям:

Нередко решения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных или взаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного или нескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. При оценке представленных руководству инвестиционных вариантов важно понимать возможную взаимосвязь между отдельными парами инвестиционных предложений. Любое отдельно взятое инвестиционное предложение может экономически зависеть от другого инвестиционного предложения. Говорят, что инвестиционное предложение экономически независимо (economicallyindependent) от другого инвестиционного предложения, если денежные потоки (или, в более общем случае, затраты и доходы), ожидаемые от первого проекта, не изменятся независимо от того, будет ли осуществлен второй проект. Если решение о принятии или отклонении второго проекта влияет на денежные потоки от первого проекта, то говорят, что первый проект экономически зависим от второго. Очевидно, что, если первый проект зависит от второго, то следует серьезно подумать, стоит ли принимать решение о первом проекте отдельно от решения о втором проекте. Классификацию отношений зависимости можно углубить. Если решение осуществить второй проект увеличит ожидаемые доходы от первого (или уменьшит затраты на осуществление первого без изменения доходов), то говорят, что второй проект является дополняющим (complement) по отношению к первому. Если решение предпринять второй инвестиционный проект уменьшит ожидаемые доходы от первого (или увеличит затраты на осуществление первого без изменения доходов), то говорят, что второй проект является заменяющим для первого, или субститутом (substitute) первого инвестиционного проекта. В крайнем случае, когда потенциальные прибыли от первого инвестиционного проекта полностью сойдут, на нет, если будет принят второй проект, или технически невозможно осуществить первый проект при условии принятия второго, два этих инвестиционных проекта называются взаимоисключающими (mutuallyexclusive).(рис.2.1.)[2]
Весьма существенен фактор риска. Инвестиционная деятельность всегда осуществляется в условиях неопределенности, степень которой может существенно варьировать. Так, в момент приобретения новых основных средств никогда нельзя точно предсказать экономический эффект этой операции. Поэтому решения нередко принимаются на интуитивной основе. Анализ эффективности намечаемых капиталовложений — это процесс анализа потенциальных расходов на финансирование активов и решений, следует ли фирме делать такие капиталовложения. Процесс анализа эффективности намечаемых капиталовложений требует, чтобы фирма:

1) определила издержки проекта;

2) оценила ожидаемые потоки денежных средств от проекта и рисковоность этих потоков денежных средств;

3) определила соответствующую стоимость капитала, по которой дисконтируются потоки денежных средств;

4) определила дисконтированную стоимость ожидаемых потоков денежных средств и этого проекта.

При этом используются следующие критерии принятия инвестиционных решений:

1.критерии, позволяющие оценить реальность проекта:

· нормативные критерии (правовые) т.е. нормы национального, международного права, требования стандартов, конвенций, патентоспособности и др.;

· ресурсные критерии (научно-технические, технологические, производственные критерии, объем и источники финансовых ресурсов).

Этапы инвестиционного проекта

определение стоимости (затрат) проекта

оценка ожидаемых потоков денежных средств от этого проекта, включая стоимость активов на определенную временную дату

оценка ожидаемых потоков платежей с учетом фактора времени, т.е. построение дисконтированного потока платежей

оценка риска запроектированных потоков денежных средств при помощи информации о вероятностном распределении потоков денежных средств

оценка стоимости капитала, необходимого для реализации проекта на базе дисконтированной стоимости

определение критериев эффективности и сравнение дисконтированной стоимости ожидаемых денежных поступлений с требуемыми капиталовложениями или издержками проекта

Рис. 2.1 Этапы инвестиционного проекта

2. количественные критерии, позволяющие оценить целесообразность реализации проекта.

· Соответствие цели проекта на длительную перспективу целям развития деловой среды;

· Риски и финансовые последствия (ведут ли они к увеличению инвестиционных издержек или снижению ожидаемого объема производства, цены или продаж);

· Степень устойчивости проекта;

· Вероятность проектирования сценария и состояние деловой среды.

3. финансово-экономические критерии, позволяющие выбрать те проекты, реализация которых целесообразна (критерии приемлемости).

· стоимость проекта;

· чистая текущая стоимость;

· прибыль;

· рентабельность;

· внутренняя норма прибыли;

· период окупаемости;

· чувствительность прибыли к сроку планирования, к изменениям в деловой среде, к ошибке в оценке данных.

В целом, принятие инвестиционного решения требует совместной работы многих людей с разной квалификацией и различными взглядами на инвестиции. Тем не менее, последнее слово остается за финансовым менеджером, который придерживается некоторым правилам.

Правила принятия инвестиционных решений:

инвестировать денежные средства в производство или ценные бумаги имеет смысл только, если можно получить чистую прибыль выше, чем от хранения денег в банке;

инвестировать средства имеет смысл, только если, рентабельности инвестиции превышают темпы роста инфляции;

инвестировать имеет смысл только в наиболее рентабельные с учетом дисконтирования проекты.

Таким образом, решение об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет следующим критериям:

· дешевизна проекта;

· минимизация риска инфляционных потерь;

· краткость срока окупаемости;

· стабильность или концентрация поступлений;

· высокая рентабельность как таковая и после дисконтирования;

· отсутствие более выгодных альтернатив.

На практике выбираются проекты не столько наиболее прибыльные и наименее рискованные, сколько лучше всего вписывающиеся в стратегию фирмы.

Далее имеет смысл рассмотреть методику разработки этапов инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.

Таким образом, анализ эффективности намечаемых инвестиций включает в себя следующие шесть этапов[3]
:

1. определение стоимости (затрат) проекта;

2. оценка ожидаемых потоков денежных средств от этого проекта, включая стоимость активов на определенную временную дату;

3. оценка ожидаемых потоков платежей с учетом фактора времени, т.е. построение дисконтированного потока платежей;

4. оценка риска запроектированных потоков денежных средств при помощи информации о вероятностном распределении потоков денежных средств;

5. оценка стоимости капитала, необходимого для реализации проекта на базе дисконтированной стоимости;

6. определение критериев эффективности и сравнение дисконтированной стоимости ожидаемых денежных поступлений с требуемыми капиталовложениями или издержками проекта.

Если дисконтированная стоимость этих активов превышает издержки по ним, то этот проект следует принять. В противном случае проект должен быть отвергнут. (Альтернативно: может быть подсчитан ожидаемый коэффициент окупаемости капиталовложений по этому проекту, и если этот коэффициент окупаемости превышает требуемый проектный коэффициент, то проект принимается.)

Самым ответственным этапом разработки инвестиционного проекта является оценка его экономической целесообразности и эффективности. По этому, очень важное значение имеет выбор метода оценки эффективности инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.

2.2 Общая характеристика инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности

Грамотное проведение оценки эффективности инвестиционного проекта предполагает использование общепринятой системы принципов. Основополагающие принципы оценки экономической эффективности технико-технологических решений, предусмотренных в проектных документах на разработку нефтяных месторождений, можно сформулировать следующим образом[4]
:

- учет геолого-промысловых параметров оцениваемых объектов, которые определяют технологию добычи углеводородов;

- рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла, включающего этапы проектирования, строительства и эксплуатации;

- моделирование (прогнозирование) и анализ денежных потоков, включающих все связанные с освоением месторождения и осуществлением мероприятий по добыче и реализации углеводородов денежные поступления и расходы;

- многовариантный характер проектов. При составлении проектов разработки нефтяных месторождений необходимым условием является рассмотрение многовариантных решений и выбор на основе анализа результатов оценки наиболее оптимального;

- сопоставимость условий сравнения вариантов. Показатели эффективности должны рассчитываться на основе одних и тех же сценарных условий и исходных предпосылок;

- многокритериальный подход: предполагает использование не одного, а системы экономических показателей для оценки вариантов разработки месторождения;

- принцип принадлежности месторождений к двум основным категориям: новые и разрабатываемые месторождения, требующих различных подходов к оценке;

- много этапность оценки. На различных стадиях разработки и осуществления проекта его эффективность определяется заново, с различной глубиной проработки, включая систему контроля за процессом реализации инвестиционного проекта;

- учет особенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах его реализации;

- оценка на основе доходного подхода, который состоит в определении стоимости объекта на основе тех доходов, которые он способен в будущем принести своему владельцу;

- принцип положительности и результативности;

- принцип генерирования достаточной прибыли в долгосрочном аспекте;

- учет фактора времени;

- учет только предстоящих затрат и поступлений;

- учет влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта и др.

Таким образом, из проведенного исследования видно, что система принципов оценки эффективности инвестиционного проекта в нефтедобыче позволяет учесть специфические особенности отрасли, характеристики объектов инвестиций (разрабатываемых месторождений). Важное значение при этом имеет учет особенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах его реализации, многовариантный характер проектов, сопоставимость условий сравнения вариантов. Принцип положительности и максимума эффекта означает, что эффект от осуществления проекта положителен. В случае наличия нескольких альтернативных проектов или вариантов проекта должен осуществляться тот, у которого эффект максимален. Однако безграмотное соблюдение этого принципа в нефтедобыче может привести к тому, что к реализации будет принята система разработки, обеспечивающая значительно меньший по сравнению с потенциально возможным коэффициент извлечения нефти (КИН).

Помимо соблюдения принципов при проведении технико-экономического обоснования и анализе полученных результатов инвестор ориентируется на определенные критерии оценки. Решение недропользователя об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет определенным условиям. Обозначим некоторые критерии принятия инвестиционных решений в нефтедобывающей отрасли:

<

p>- выбор оптимальных параметров разработки и эксплуатации месторождения. С технологической точки зрения данный критерий подразумевает определение наиболее рациональной системы разработки месторождения, обеспечивающей возможно полное извлечение из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды;

- наибольший экономический эффект от разработки месторождения на основе внедрения наиболее прогрессивной технологии. С экономической точки зрения проект должен обеспечить как возмещение вложенных средств за счет доходов от добычи и реализации углеводородов, так и получение прибыли, обеспечивающей рентабельность инвестиций не ниже желательного уровня и компенсирующей не только риск вложения, но и временной отказ от использования этого капитала;

- приемлемые сроки окупаемости затрат;

- эффективное использование ресурсов и оптимизация затрат (капитальных, эксплуатационных);

- подход "оптимальная вероятность": состоит в том, что из возможных решений выбирается вариант, при котором вероятность результата является приемлемой для инвестора;

- обоснованность проектных решений по системам разработки, степени их практической реализации при разработке месторождения;

- соответствие проекта целям и стратегии предприятия.

Для экономической оценки и анализа требуется геолого-технологическая информация: извлекаемые запасы; динамика ввода скважин в эксплуатацию; объем эксплуатационного бурения; фонд скважин - добывающих, нагнетательных и других; объемы годовой и накопленной добычи нефти, жидкости, закачки воды и т.д.

На стадии проектирования экономической оценке подлежит вся добыча нефти. На второй стадии оценке подлежат остаточные запасы нефти (на момент составления проектного документа). На последней стадии разработки, когда месторождение разбурено, оцениваются методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи, дополнительная добыча нефти и связанные с ней затраты.

Как правило, на стадии технико-экономических исследований инвестиционных возможностей в расчетах используют постоянные цены, заложенные в проект без учета инфляции. Расчеты в таких ценах имеют смысл для изучения и оценки самой идеи проекта. Экономическую оценку эффективности освоения запасов проводят в постоянных ценах, так как инфляционные процессы в целом не оказывают существенного влияния на выбор варианта разработки месторождения. Целью оценки является не идеальный прогноз величины дохода недропользователя, а выбор оптимального варианта освоения месторождения.

При определении цен реализации можно использовать цены внешнего рынка, заложенные в госбюджет на год проведения оценки; в случае проведения оценки в начале года - данные прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработка которого предшествует составлению проекта бюджета. Цены внутреннего рынка в этом случае берутся как процент от экспортных цен, сложившийся в году, предшествующем году проведения оценки. Прогнозные цены рекомендуется использовать при разработке схемы финансирования и оценке эффективности участия в инвестиционном проекте[5]
.

Оценка эффективности разработки месторождения проводится в условиях действующей системы налогообложения, включающей федеральные, региональные и местные налоги и сборы, установленные налоговым законодательством. Расчет налоговых выплат осуществляется в порядке, установленном в первом году проектного периода.

Для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат на добычу нефти необходимы удельные затраты, учитывающие развитие технологий, особенности района, стадию разработки месторождения. Наиболее подходящей основой для их определения являются фактические данные о производственно-хозяйственной деятельности нефтедобывающего предприятия, на территории которого находится оцениваемое месторождение, либо расположенного в том же районе. Использование среднегодовых отчетных показателей для обоснования удельных затрат является наиболее корректным по сравнению с полугодовыми или квартальными. Если месторождение находится в неосвоенном регионе, в качестве аналога может быть принято какое-либо предприятие, функционирующее в другом регионе, а корректировка экономических нормативов может быть проведена исходя из соотношения величин производственных затрат по тем элементам, по которым они известны.

Для расчета показателей эффективности освоения месторождения, а также для прогнозирования налога на прибыль, учитывается действующий механизм амортизационных отчислений, величина которых зависит от применяемой нормы амортизации. Сумма амортизационных отчислений в каждом году проектного периода складывается из амортизации переходящих и вводимых основных фондов. При расчете амортизационных отчислений полагают, что оборудование вводится в эксплуатацию в конце года. При оценке инвестиционного проекта в нефтедобыче для определения амортизации среднегодовую стоимость вводимых основных фондов необходимо скорректировать на коэффициент (≈0,5), учитывающий среднее число дней работы новой скважины (около 160 дней).

В состав исходной информации, необходимой для проведения оценки, входит норма дисконта. В связи с многочисленными рисками, связанными с вероятностным характером геолого-промысловых данных, высокой капиталоемкостью инвестиций и длительными сроками окупаемости, нефтяной бизнес требует повышенной нормы дохода по сравнению с другими отраслями. Как показывает российская практика оценки эффективности инвестиционного проекта, в нефтяной отрасли наиболее распространенными являются нормы дисконта 10 и 15%. При экономической оценке на этапе эксплуатации месторождения, когда риск проекта снижается по сравнению с инвестиционным этапом, целесообразно использовать 10-процентную ставку дисконта.

Объем исходной информации зависит от стадии разработки месторождения и соответственно этапа инвестиционного проекта. На первом этапе информация весьма ограниченна. По мере проработки проекта ее состав уточняется. Меняются и методы подготовки информации. На стадии инвестиционного предложения она определяется главным образом экспертно и по аналогам, на последующих стадиях - с учетом фактических данных.

После принятия инвестиционного решения необходимо спланировать его осуществление и разработать систему контроля и анализа. Контроль должен осуществляться на различных этапах реализации проекта, в разрезе объектов контроля, в зависимости от задач, подлежащих решению. В процессе реализации инвестиционного проекта контролю подлежат: объемы, виды и стоимость работ по проекту; производственные издержки и расходы по проекту; временные параметры, включающие сроки, продолжительность выполнения работ и этапов проекта; ресурсы, требуемые для осуществления проекта; качество проектных решений, применяемых ресурсов, компонентов проекта и пр. Для реализации эффективной системы контроля необходима согласованная работа подразделений и центров ответственности предприятия нефтедобычи.

На этапе капитального строительства наиболее важен контроль сроков, качества работ и строительных затрат. Основная задача контроля реализации запланированных капитальных вложений - обеспечение своевременного ввода объектов в эксплуатацию при высоком качестве выполняемых работ и достижении установленных результатов. Для ее решения необходимы мероприятия по совершенствованию технологии и организации строительного производства, увеличение эффективности использования материальных и трудовых ресурсов. В рамках контроля эффективности использования введенных в эксплуатацию активов необходимо проверить соответствие технологических процессов тем нормам, которые закладывались при проектировании, оптимальную нагрузку производственных мощностей, отсутствие перерывов в производстве.

На этапе эксплуатации месторождения основная задача заключается в организации рациональной системы учета затрат и доходов, их контроля и анализа для принятия оперативных управленческих решений. На стадии эксплуатации необходим контроль за обеспечением производства оборудованием и материалами, предусматривающий организацию процесса размещения заказов и заключения контрактов с поставщиками, организацию контроля за доставкой ресурсов, за выполнением условий контрактов, за осуществлением расчетов за поставленные ресурсы. Обязательной является организация входного контроля качества, комплектности и количества поступающей продукции производственно-технического назначения. В дальнейшем необходим контроль за состоянием хранения оборудования и материалов. На этапе реализации проекта также крайне важно иметь тщательно разработанную стратегию закупок оборудования и материалов. Централизация закупок может существенно улучшить контроль над образованием затрат. В процессе производственной деятельности особое внимание должно уделяться контролю за фактическим расходом материальных ресурсов, особенно высокозатратных. Различные отделы и службы нефтедобывающего предприятия по своим направлениям деятельности осуществляют контроль использования и соблюдения норм расхода ресурсов.

Основой системы контроля затрат и результатов является расчет отклонений. Текущий контроль и анализ отклонений позволяют своевременно воздействовать на протекающие процессы и принять управленческие решения. Особое внимание при этом должно быть обращено на выявление величины и причин возникновения затрат, не обусловленных нормальной организацией производственного процесса. Перед тем как провести анализ отклонений необходимо определить, какие отклонения, прежде всего, важны, выявить те параметры, на которые можно повлиять. Кроме того, необходимо классифицировать затраты по степени приоритетности и рассматривать не абсолютные величины, а удельные.

Таким образом, для успешного регулирования расходов необходимо выстроить полный цикл управления затратами: от создания нормативной базы до выработки управленческих решений.

2.3 Методы увеличения нефтеотдачи

Классификация методов увеличения нефтеотдачи, принятая в международном общении, в основном опирается на понятия, сформулированные в США. Но и в США эти понятия оформились не сразу. В этой связи, прежде всего, следует обратить внимание на используемую в этой стране классификацию методов разработки, которая определяется экономическими соображениями. В частности, в целях повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки месторождения разбит на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы были названы вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery - EOR). Эти методы называют также третичными. В США и в большинстве нефтедобывающих странах мира под методами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти. К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи[6]
:

- физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

- газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

- тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

- микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

По мере развития технологий реализации МУН введено понятие улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery). Эти методы, которые иногда также называют четвертичными, предполагают комбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также таких перспективных технических средств повышения нефтеотдачи, как горизонтальные скважины. Следует подчеркнуть, что применение горизонтальных скважин для улучшения МУН связывают главным образом с решением таких стратегических задач как организация вертикального воздействия, повышение эффективности гравитационного режима разработки, выработка не вовлеченных в разработку запасов нефти. Это означает, что применение горизонтальных скважин нельзя рассматривать в качестве самостоятельного метода повышения нефтеотдачи, что нередко пропагандируется в нашей стране. Это тем более важно, что горизонтальные скважины часто применяют в качестве средства интенсификации добычи нефти. Далеко не всегда такое применение горизонтальных скважин приводит к повышению нефтеотдачи.

Обсуждая понятие «улучшенные МУН» нужно отметить, что в зарубежной литературе имеется также упоминание об уплотнении сетки скважин. В этой связи напрашивается такое понимание термина «улучшенные МУН», согласно которому реализация МУН сопровождается применением всех технологий и средств повышения охвата процессом вытеснения нефти, в том числе оптимизация сеток размещения скважин и системы воздействия для вовлечения в разработку недренируемых и слабодренируемых запасов, нестационарное воздействие и перемена направлений фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения, барьерное заводнение.

Отметим, что в международной практике собственно метод заводнения не упоминается как метод увеличения нефтеотдачи. Однако в нашей стране этот метод является превалирующим и повышение его эффективности с точки зрения полноты извлечения нефти имеет стратегическое значение. Значительное число месторождений характеризуется высокой выработкой запасов. Применение на многих из них приведенных выше базовых (третичных) МУН по техническим и экономическим причинам проблематично. Поэтому представляется целесообразным отнести к категории улучшенных МУН и улучшенное заводнение, если оно предусматривает комплекс технологических и технических средств, приводящих к увеличению нефтеотдачи не на единицы процентов, а на 15 % и более по сравнению с проектной величиной. По оценкам именно с таким порогом в США связано предоставление экономических стимулов.

Таблица 2.2

Добытая нефть за счет применения методов увеличения нефтеотдачи

Организация	1995	1996	1997	1998	1999	2000
ВСЕГО по России, тыс.т	22512,2	28211,6	34212,6	37181,7	42558,0	43108
1. Нефтяные компании, всего, тыс.т в том числе ОАО «НК «ЛУКойл» ОАО «НК «ЮКОС» ОАО «Сургутнефтегаз» ОАО «Сиданко» ОАО «Татнефть» ОАО «ТНК» ОАО «НК «Сибнефть» ОАО «НК «Башнефть» ОАО «Роснефть» ОАО «НГК «Славнефть» ОАО «ВНК» ОАО «Онако» ОАО «НК «Коми ТЭК»	21430,9 3207,9 5212,3 3843,3 308,8 1371,1 2313,5 1510,2 538,3 589,1 535,3 1622,4 323,7 49,9	26751,4 4024,8 5571,0 4952,8 493,9 1829,5 3420,2 2007,4 638,7 530,2 669,8 1811,9 750,5 47,1	32476,0 6079,7 6103,7 5560,0 794,0 2434,4 4068,6 2918,8 813,4 440,8 660,6 1811,8 719,2 69,0	35274,4 5885,7 6026,0 6925,4 1140,5 2647,5 4236,7 3553,5 924,2 712,0 364,8 2077,6 711,6 65,6	40032,8 9093,6 5353,3 8106,7 1094,0 3027,1 4406,2 3460,0 1005,2 1107,9 644,8 2000,0 734,1	40767 9247 5739 9042 1489 2468 5106 3276 1058 1009 894 606 781
2. Остальные производители, тыс.т	25,7	34,3	57,5	70,8	133,2	177
3. Организации с иностранными инвестициями, тыс.т	1060,7	1429,4	1681,1	1839,9	2392,1	2166

Это тем более важно, так как согласно данным нефтяных компаний (табл. 2.2) дополнительная добыча нефти в нашей стране за счет применения методов увеличения нефтеотдачи за пятилетний период 1996-2000 г.г. выросла вдвое и достигла 43,1 млн.т. Такой объем дополнительной добычи соответствует примерно 17 % от общей добычи и примерно половине всей добыче из трудноизвлекаемых запасов. Распределение дополнительно добытой нефти по некоторым методам увеличения нефтеодачи приведено в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Распределение добытой нефти по методам увеличения нефтеотдачи пластов

Применяемые МУН	1995	1996	1997	1998	1999	2000
Добытая нефть за счет МУН по России, всего, тыс.т 1. ГРП количество проведенных операций дополнительная добыча нефти, тыс.т 2. Горизонтальные скважины количество пробуренных скважин добыча нефти из всех ГС, тыс.т 3. Зарезка боковых стволов количество пробуренных стволов добыча нефти из всех ПС, тыс.т 4. Тепловые методы дополнительная добыча нефти, тыс.т 5. Физико-химические методы дополнительная добыча нефти, тыс.т 6. Газовые методы дополнительная добыча нефти, тыс.т 7. Прочие методы дополнительная добыча нефти, тыс.т	22512 1611 9013 104 567 17 45 1216 7873 307 3491	28212 2278 11276 133 1009 53 60 1578 10478 220 3591	34213 2218 14125 174 1465 138 233 1928 11886 205 4371	37182 1763 14881 220 2019 224 404 2073 12942 223 4641	42558 2163 14289 326 3845 563 1166 3190 13736 226 6107	43108 2167 13666 392 4497 696 1831 3163 13435 246 6270

Нетрудно в этой связи понять, что в компаниях к методам увеличения нефтеотдачи относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе из активных запасов. В то же время известно, что применение даже таких мощных технических средств как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины далеко не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Кроме того, согласно опыту применения методов увеличения нефтеотдачи такая высокая доля дополнительной добычи, декларируемая российскими компаниями, может быть интерпретирована таким образом, что в нашей стране методы увеличения нефтеотдачи уже применяются практически на всех месторождениях. Но при этом почему-то нефтеотдача низкая и продолжает падать.

В этой связи уместно напомнить, что согласно официальным данным в США, где нефтеотдача растет, дополнительная добыча нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи наращивалась в течение последних 25-30 лет и в настоящее время составляет примерно 35 млн.т., т.е. меньше той, о которой рапортуют российские компании[7]
.

Такая абсурдная ситуация в значительной мере обязана отсутствию четкого определения термина «методы увеличения нефтеотдачи» и максимально формализованных определяющих его критериев.

В условиях еще не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие упомянутые выше мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи. Более того, в некоторых крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем в последние годы осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент “консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи. Количество выводимых из эксплуатации так называемых “нерентабельных” скважин уже исчисляется не единицами и не сотнями, а тысячами. В некоторых компаниях их число приближается к 50% от общего действующего фонда. Сокращены объемы применения химических реагентов, также необходимых для достижения проектной нефтеотдачи. Наконец, кратно снизился по сравнению с советским временем объем дополнительной добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, которые возможно тоже попали в разряд «нерентабельных» или «консервативных». Конечно, такая практика приводит к снижению нефтеотдачи, притом существенному. Но себестоимость добычи снижается. В некоторых компаниях она уже находится в пределах 2,0 долларов США за баррель, что характерно для разработки высокопродуктивных месторождений Ближнего Востока.

В этой связи уместно подчеркнуть, что в нефтяном бизнесе нефтеотдача не является первостепенной задачей недропользователя. Главное для него – получение по возможности более высоких прибылей для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Выполнение этой задачи, как правило, объективно входит в противоречие с достижением максимально возможных значений нефтеотдачи. Увеличение нефтеотдачи и извлекаемых запасов на этой основе – одна из важнейших забот хозяина недр, т.е. государства.

В большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 и более лет, забота о полноте извлечения нефти из недр становится все более приоритетной. Создаются такие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать и применять современные методы увеличения нефтеотдачи. Одновременно фискальная система и система контроля со стороны государства не допускают получения сверхприбылей за счет интенсивной выборочной обработки активных запасов. Недропользователи, которые пренебрегают современными методами увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти, во-первых, платят налоги сполна, а во-вторых, их акции теряют в цене. Потому, например, в США недропользователи обязаны ежегодно сдавать аудит запасов в Федеральную Комиссию по биржам и ценным бумагам (SEC).

В большинстве нефтедобывающих стран запасы нефти являются национальным достоянием и служат, в первую очередь, для повышения благосостояния народа. Именно поэтому цивилизованные государства берут на себя заботу о сохранении и увеличении извлекаемых запасов нефти за счет повышения нефтеотдачи. Во многих странах эта задача решается надежно и прозрачно. Для этого создаются стимулы для испытаний и применения третичных и четвертичных методов увеличения нефтеотдачи. Одновременно устанавливается одинаковый для всех недропользователей налог или рента, не допускающие получение сверхприбыли. Желает недропользователь иметь стимулы – применяет четко определенные методы увеличения нефтеотдачи, не желает – платит налоги сполна.

В нашей стране формирование такой справедливой системы осложняется следующими факторами:

1. Отсутствие вразумительной государственной концепции в вопросах повышения нефтеизвлечения.

2. Чрезмерная обеспеченность извлекаемыми запасами большинства крупных нефтяных компаний, что позволяет им обеспечивать нынешний уровень добычи нефти в основном за счет отработки активной доли запасов, потенциал добычи из которых составляет 315 - 405 млн.тонн в год. Именно поэтому применяются технологии интенсификации добычи нефти из этих запасов, а методы повышения нефтеотдачи практически не используются.

3. Отсутствие веры многих руководителей крупных нефтяных компаний в то, что наше государство на данном этапе развития рыночных отношений в состоянии сформировать прозрачный и справедливый механизм государственного управления рациональным использованием запасов нефти, свободный от лоббирования и коррупции и основанный на гармонизации интересов государства, недропользователя и инвестора.

В свете сказанного выше при формировании «Концепции» определению термина «методы увеличения нефтеотдачи» придавалось первостепенное значение, ибо от четкости этого определения в значительной мере зависит степень прозрачности всей системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти, в том числе и степень гармонизации экономических интересов субъектов нефтяного бизнеса.

Анализ мировой и отечественной практики, учет несовершенства нынешнего этапа рыночных отношений в нашей стране диктуют необходимость отнесения к методам увеличения нефтеотдачи только третичных и четвертичных методов, т.е. тепловых, газовых и физико-химических, их сочетание между собой и с заводнением.

Именно стимулирование этих методов позволит в сжатые сроки кардинально повысить потенциал нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов, а следовательно, и переломить многолетнюю негативную тенденцию ее снижения.

Что касается улучшенных методов заводнения, то эти методы в нашей стране применяются в основном для улучшения разработки активных запасов. Такие мощные средства интенсификации, как ГРП, горизонтальные скважины, боковые стволы, которые для этого применяются, не ухудшают в целом экономические показатели проектов, хотя не всегда дают и ежеминутную выгоду. Об этом, в частности, свидетельствуют показатели большинства проектов, представленных на ЦКР Минэнерго.

В целом, применение улучшенных методов заводнения в лучшем случае могут обеспечить достижение проектной нефтеотдачи, а потому решить проблему повышения нефтеотдачи в стране с их помощью не удается.

Таким образом, инвестиционная деятельность в той или иной степени присуща любому предприятию. Она представляет собой один из наиболее важных аспектов функционирования любой коммерческой организации. Причинами, обуславливающими необходимость инвестиций, являются обновление имеющейся материально-технической базы, наращивание объемов производства, освоение новых видов деятельности.

ГЛАВА 3. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТ ПО СНИЖЕНИЮ ЗАТРАТ И ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD – 650

Для снижения себестоимости бурения в СУПНПиКРС, нами предлагается внедрение следующих технологических новшеств:

- Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD – 650;

- Снижение затрат по геофизическим работам;

- Внедрение ДЭС-630 фирмы "Камминс" вместо ДЭС-630 6ДМ21 ;

- Внедрение алмазных долот 214,3 FD 255S-A22 вместо шарошечных.

Бурение первых горизонтальных скважин началось на Федоровском месторождении на группу пластов АС 4-8
. Пласты данной группы отличаются малым этажом нефтеносности (12 метров), т.е. необходима большая точность проводки горизонтальных стволов, чтобы сохранить коридор, дающий возможность беспрепятственно добывать нефть без прорыва газа из газовой шапки и быть на достаточном расстоянии от водо–нефтяного контакта. Подобные задачи первые три года решались использованием телесистемы MWD – 650, в которых был лишь один инклинометрический зонд. Геонавигация в стволе производилась с помощью геофизического комплекса АМАК « Обь», т.е. в зависимости от геологического строения района бурения производились промежуточные каротажи.

В 2002 году ОАО «Сургутнефтегаз» начало бурение горизонтальных скважин с «хвостовиками» на пласты БС 10
, БС 16
и юрские отложения на Конитлорском, Тончинском и Северо – Юрьевском месторождениях. Проектные глубины скважин колебались в интервалах 3000 – 3450м. Как известно, бурение глубоких горизонтальных скважин сопряжено с большими затратами времени как на проводку ствола, так и на проведение привязочных каротажей (геофизических замеров в стволе скважины) в толще нефтеносного пласта, что, в свою очередь, кратно повышает вероятную аварийность производимых работ. Все это привело к необходимости закупки новых телесистем MWD – 350, в которых кроме инклинометрического зонда добавлен еще и гамма – датчик.

Работа гамма–датчика основана на регистрации естественного радиоактивного фона горных пород, который регистрируется стинциляционными трубками. Использование телесистем MWD – 350 на первых же скважинах показало свою высокую эффективность за счет сокращения, а затем и полного отказа от промежуточных каротажей.

Из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что применение малогабаритных телесистем MWD – 350 дает возможность сократить непроизводительное время на производство промежуточных каротажей от 3 до 4 суток (в зависимости от глубины залегания промежуточных и проектных пластов, что соответственно сказывается и на сроках строительства скважины в целом. К недостаткам применения подобного типа телесистем можно отнести отсутствие возможности определения насыщения коллекторов, т.к. гамма - методы дают лишь стратиграфическое расчленение разрезов.

В течении 2005–2006 годов ОАО «Сургутнефтегаз» вышло бурением на те площади Федоровского месторождения, где раннее производилась и ведется выработка запасов нефти наклонно–направленными скважинами старого фонда, а это, как известно очень часто приводит к наличию зон с прорывом воды. Бурение горизонтальных скважин на пласты АС 4-8
с использованием MWD – 650 и проведением стандартной методики промежуточных каротажей стало нерентабельным в виду того, что большие участки горизонтальных стволов находились в промытых зонах. Поэтому возникла острая необходимость в приобретении телесистем с зондами резистивиметрии.

С февраля 2006 года СУПНП и КРС начало бурение горизонтальных скважин на пласты группы АС 4-8
Федоровского месторождения с использованием телесистем LWD – 650. Данные телесистемы отличаются от предыдущих наличием в своем комплекте зонда резистивиметрии, а также тем, что они более современные, т.е. все последующие разработки компании «Halliburton» будут производиться на базе данных систем. При дальнейших закупках дополнительных зондов не будет необходимости в приобретении всего комплекса зондов, наземного оборудования и компьютерных программ.

Краткое описание зондов телесистемы следующее:

Телесистема LWD-650 включает в себя следующие зонды: инклинометрический; гамма; резистивиметрии и датчик вибрации, который устанавливается вместе с гамма зондом. В компоновку также включено управляющее устройство HCIM, которое собирает полученные результаты и отправляет сигнал на поверхность, а также хранит в своей памяти информацию с зондов. Источником питания системы памяти и управления зондов служат литиевые батареи. Конструктивно телесистема LWD – 650 модульного типа, что предусматривает возможность в дальнейшем подключать к ней модули с дополнительными датчиками, чего не было в ранее закупленных телесистемах MWD – 650. Центральный скважинный процессор (HCIM) и зонды телесистемы (DDS, DGR, EWR) находятся внутри диамагнитных модулей, суммарная длинна которых около 7,5 метров. Выше, в т.н. установочном диамагнитном переводнике, длинной 5,0 метров устанавливается сборка инклинометрического зонда с пульсатором.

Гамма зонд включает в себя две банки, в которых вмонтированы счетчики Гейгера – Мюллера. Работа зонда основана на замерах естественной радиоактивности горных пород. Гамма методы дают лишь стратиграфическое расчленение разреза. Глубина исследования зонда до 20 см. Зонд резистивиметрии представляет собой конструкцию из четырех антенн и двух приемников. Работа зонда резистивиметрии (электромагнитный каротаж) основана на определении удельного сопротивления горных пород электромагнитному импульсу (сигналу 1 и 2 МГц). Приемники посылают электромагнитный сигнал частотой 1 и 2 МГ, который принимают антенны. Глубина исследования зондов от 15,2 см до 1,6 м. Таким образом электромагнитный каротаж применяется для оценки характера насыщения пласта - коллектора в процессе бурения с целью оперативного реагирования на скважинную обстановку и проводки горизонтального участка скважины по наиболее оптимальной траектории, тем самым повышая качество проводки ствола.

В процессе бурения можно получать информацию со всех четырех зондов, но это приведет резкому снижению скорости проходки, поэтому во всем мире в реальном времени получают информацию только с двух зондов. Материалы каротажа со всех 4 зондов записываются в память и их можно получить после подъема инструмента на поверхность. Существующие ограничения в механической скорости до 18 - 20мчас связаны с периодичностью во времени опроса датчиков: EWR (электромагнитный каротаж) – каждые 4 секунды и 8 секунд с датчиков DGR(гамма-зонда). Необходимо отметить, что зонд резистивиметрии имеет свой блок резервной памяти, чего нет в гамма зонде. Информация с гамма зонда записывается только в блок памяти.

Преимущества и недостатки использования систем LWD-650:

1. Использование телесистемы LWD-650 дает возможность повысить качество строительства горизонтальных скважин на месторождениях с газовой шапкой, языковым прорывом воды и подошвенной водой.

2. При бурении скважин возникали проблемы в определении ГНК в тех зонах, где он четко не выделяется. Поэтому была необходимость производить промежуточный каротаж после бурения первых 50-100 м от точки входа в горизонт с целью использования материалов АМАК «Обь» и LWD-650 для более чёткого определения ГНК, учитывая данные нейтронного каротажа, вертикальные отметки соседних скважин и начало зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Для исключения данного промежуточного каротажа необходимо приобретение дополнительных датчиков (приборов), дающих возможность более четко определять газонефтяные контакты (ГНК).

3. Обработка материалов показала полную сходимость данных АМАК «Обь» и каротажа в процессе бурения.

4. Можно сделать вывод о том, что использование зондов системы LWD-650 дает возможность отказаться от 2 - 3 промежуточных каротажей (геофизических замеров), а при наличии дополнительных датчиков для определения ГНК, со временем можно будет отказаться и от всех каротажей.

Вышеизложенное даёт возможность сократить время строительства горизонтальной скважины от 2 до 5 суток. При этом нужно отметить главное преимущество использования телесистем нового поколения – это возможность оперативной корректировки траектории горизонтальной части ствола в зависимости от характера насыщения коллекторов.

5. Опыт проводки горизонтальных скважин на Федоровском месторождении дает право утверждать о том, что наиболее оптимальная траектория бурения - волнообразная с колебаниями вертикальных отметок от 3 до 6 метров. При этом необходимо отметить сложности, даже при бурении с LWD-650, удержать ствол в пределах проектных вертикальных коридоров +-1м, т.к. расстояние от инклинометрического датчика до долота составляет 18м и нет, возможности спрогнозировать зенитный угол на забое. Проблема разрешима при включении в компоновку датчиков зенитного угла на забойном двигателе.

В феврале 2008 года началось тестирование телесистем LWD – 650 на Федоровском месторождении. Скважины бурились в следующей последовательности 5669676, 5643672, 5666674, 5642671 и 5668674.

Кратко остановимся на некоторых особенностях телесистемы и принципах работы зондов:

Телесистема LWD – 650 нового поколения, которая включают в себя следующие зонды: инклинометрический; гамма; резистивиметрии и датчик вибрации, который устанавливается вместе с гамма зондом. В компоновке также включено управляющее устройство HCIM, которое дает команды зондам, собирает от них полученную информацию и отправляет сигнал на поверхность, а также хранит в своей памяти информацию с зондов. Источником питания системы памяти и управления зондов служат литиевые батареи.

Телесистемы LWD – 650 дадут возможность подключать к ним в дальнейшем дополнительные датчики, чего не было в раннее закупленных телесистемах MWD – 650, т.к. это более устаревшая модификация.

В процессе бурения можно получать информацию со всех четырех зондов телесистемы, но это приведет резкому снижению скорости проходки, поэтому во всем мире в реальном времени получают информацию только с двух зондов. Материалы каротажа со всех 4 зондов записываются в память и их можно получить после подъема инструмента на поверхность. В процессе бурения нами были настроены зонды таким образом, чтобы получать информацию с длинного и среднего зондов. Средний зонд включен для подстраховки на случай выхода из строя длинного зонда.

Кратко остановимся на возникших трудностях при проводке траекторий описываемых выше скважин.

В процессе бурения возникали сложности с инклинометрическим зондом, благодаря большому расстоянию, от долота до точки замера датчика

(17 - 18м в точке замера), т.е. очень сложно предугадать зенитный угол и особенно при проводке ствола по волнообразному профилю. Обычно при бурении в горизонте используют 4-х метровую УБТ и тогда точка замера находится в 11 – 12 м от долота.

Необходимо отметить, что все скважины в связи с заглинизированностью разреза и наличием участков языкового обводнения, от работающих соседних наклонно – направленных скважин, проводились по волнообразной траектории. Колебания вертикалей составляло 1 – 3,5м. В связи с наличием в разрезе горизонтальных стволов участков (40 – 50м) с водоносным насыщением, обусловленных языковым обводнением скважины 5666, 5642 и 5669 закончены эксплуатационными колоннами со сплошным цементированием.

Также были сложности с попаданием ствола в 60-ти метровый круг допуска, связанные с отсутствием каротажа на кровлю АС4
, т.е. не было данных инклинометрического каротажа (ИОН-1).

Решением проблемы бурения горизонтальных участков скважин на Федоровском месторождении является закупка датчика зенитного угла, который устанавливается на турбине. Возможно, со временем решится проблема попадания в круг допуска и бурения по волнообразной траектории, когда в партиях инженерно-телеметрической службы (ИТС) будет наработан определенный опыт и найдена азимутальная закономерность в поведении ИОН-1 и телесистемы при проводке стволов в направлении Восток – Запад.

Геологами ИТС постоянно в КИП-1 сбрасывались LAS- файлы. Результаты интерпретации материалов показали полную совместимость кривых сопротивлений и гаммы с материалами полученными при работе с АМАК «Обь». Материалы поддаются обработке и по ним трест «СНГ» сможет выдавать заключения о насыщении пород.

Необходимо отметить наличие сложностей в определении ГНК и, особенно в тех разрезах, где он явно не выделяется, т.е. в некоторых случаях еще будет необходим промежуточный каротаж. В процессе бурения всех скважин производилось по 2 - 3 каротажа. Время строительства скважин составило 11 – 16 дней, т.е. практически, что и при проведении каротажей.

Рассмотрим экономическую эффективность предлагаемой стратегии. За 2008 год на Федоровском месторождении пробурено горизонтальных скважин:

- с использованием телесистем LWD/650 – 34;

- с применением MWD/650 и промежуточными каротажами – 30.

Среднее время строительства скважины:

- LWD/650 - 13.5 суток;

- MWD/650 - 16,5 суток.

Сравнительные показатели бурения горизонтальных скважин с использованием телесистем MWD - 650 и LWD – 650 представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Сравнительные показатели бурения горизонтальных скважин с использованием телесистем MWD - 650 и LWD – 650

Скважины	Время «чистого» бурения горизонтального участка.час.	Среднее время. час.	Общее время бурения горизонтального участка с учётом времени на каротажи. дни	Среднее время. дни.	Примечание
5628	25,9	37,8	5	7	MWD - 650
5625	49,7		8		MWD - 650
5651	35		9		MWD - 650
5676	40,6		6		MWD - 650
5643	60	51	5	5	LWD - 650
5666	51		6		LWD - 650
5668	42		4		LWD - 650

Таким образом, применение LWD – 650 при бурении горизонтальных скважин дает выигрыш в сроках строительства 2 – 4 дня, даже не смотря на ограничения в механической скорости для получения качественной записи кривых.

Бурение скважин с использованием зондов системы LWD – 650 дает возможность отказаться от 2-3 промежуточных каротажей и сократить время строительства горизонтального участка скважины с 7 до 5 суток. Экономический эффект от использования телесистемы LWD – 650 представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Экономический эффект от использования телесистемы LWD – 650

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	MWD - 650	LWD - 650
Пласт АС 4 - 8
1	Каротажи	опер. скв.	5	2
2	Время на проведение 1 каротажа	час.	12
3	Время на подготовительные работы для проведения 1 каротажа (СПО бур. бр.)	час.	12
4	Средняя стоимость проведения 1 каротажа	руб.	28432
5	Количество скважин	шт.	30
6	Стоимость 1 часа работы буровой бригады	руб.	5006,77
7	Использование долот на 1 скв.: 215,9 МЗ ГВУ R-206 215,9 СГВУ R-190 215,9 МЗ ГАУ R-233	шт. шт. шт.	3 3 -	3 - 1
8	Стоимость долот: 215,9 МЗ ГВУ R-206 215,9 СГВУ R-190 215,9 МЗ ГАУ R-233	руб. руб. руб.	45633 37416 84700
9	Стоимость долот общая на 1 скв.	руб.	249174	175966
10	Стоимость долот общая на 30 скв.	руб.	7474410	5278980
11	Амортизация 1 телесистемы в мес.	руб.	143000,00	996374,38
12	Разница амортизации телесистем в год (996374,38 – 143000,00)* 12(мес)	руб.	10240493

1. Экономия за счет сокращения количества долот:

7474410 – 5278980 = 2195430 руб.

2. Экономия за счет сокращения кол-ва операций по 1 скв.:

(5-2)* 24*5006,77+28432*(5-2) = 445783,44 руб.

3. Экономия за счет сокращения кол-ва операций по 30 скв.:

445783,44 * 30 = 13373503 руб.

4. Экономия с учетом эксплуатационных расходов на телесистему LWD – 650 относительно MWD – 650:

13373503-10240493+2195430 = 5328440 руб.

Ожидаемый экономический эффект от использования телесистемы LWD - 650 составит: 5328440 руб.

В связи с малым количеством пробуренных скважин и отсутствием опыта работы с новыми системами, о какой либо статистике говорить пока рано. На сегодня можно говорить только о максимальном сокращении непроизводительного времени на промежуточные каротажи. Резко повышается качественная сторона проводки скважины, т.к. оперативно корректируется траектория ствола в зависимости от насыщения пласта.

Вывод: оптимальной технологической стратегией будет внедрение LWD – 650. Результаты и перспективы применения систем LWD – 650:

1.Бурение скважин с использованием систем каротажа в процессе бурения даст максимально возможное сокращение промежуточных каротажей и наличие оперативной возможности корректировки траектории стволов в зависимости от насыщения, что приведет к значительному сокращению участков ствола насыщенных прорывной водой и газом.

2.При необходимости закупки новых дополнительных зондов не будет нужды закупать весь комплекс глубинного и наземного оборудования, благодаря совместимости телесистемы LWD – 650 со всем современным, разрабатываемым фирмой «Halliburton» оборудованием.

3. Устаревшие телесистем MWD-650 могут, тем не менее, продолжать применяться для бурения наклонно-направленных и водозаборных скважин. Также в приобретении телесистем MWD-650 по остаточной стоимости заинтересовано ОАО «Буринтех».

3.2 Применение геофизических исследований скважин вместо соляно-кислотной обработки

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) -
исследования, основанные на изучении естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространстве с целью:

- изучения геологического разреза и массива горных пород;

- выявления и оценки полезных ископаемых;

- контроля за разработкой месторождений полезных ископаемых и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ);

- оценки технического состояния скважин;

- изучения продуктивных пластов;

- оценки ущерба, наносимого недрам при их использовании, а также предусматривающие проведение следующих работ:

- опробования пластов;

- отбора образцов пород и пластовых флюидов;

- различных операций с применением взрывчатых веществ
(прострелочно - взрывные работы);

- интенсификации притоков флюидов из продуктивных пластов; геолого-технологических исследований в процессе бурения.

К одному из видов геофизические исследования и работы в скважинах относится:

Геолого-технологические исследования скважин (ГТИ) - измерение параметров бурения, параметров и свойств промывочной
жидкости, содержания в ней углеводородов и других поступающих из вскрытых пластов флюидов; отбор и экспресс - анализ шлама, экспресс - анализ керна на буровой.

ГТИ при бурении опорных, параметрических, поисковых, оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин должны обеспечить для изучения вскрываемого разреза:

- оперативное представление геологическим и технологическим службам бурового предприятия и заказчика информации о литологическом составе, характере насыщенности и коллекторских свойствах вскрываемых в процессе бурения горных пород;

- оперативное прогнозирование пластовых давлений;

- выдачу рекомендаций по уточнению интервалов отбора керна, проведения ГИРС и испытания пластов.

При применении ГТИ исключается стандартный каротаж при бурении скважин.

За год применение будет на 15 скважинах.

Исходные данные представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Исходные данные для расчета эффективности применения ГТИ

Показатели	Ед. изм.	Базовый период
Стоимость стандартного каротажа	руб.	43 560
в т.ч. ПЗР на базе электрорад партии	руб.	1873,75
ПЗР на скважине	руб	1798,19
Погрузка - разгрузка приборов на вертолет	Руб	563,86
Проезд партии-1кат.	руб.	6800,22
Проезд партии - 3 кат.	руб.	8551,00
Проезд партии вертолетом	руб.	3075,53
Запись КС	руб.	3652,63
Запись ПС	руб.	3652,63
Боковой каротаж	руб.	3981,30
Индукционный каротаж	руб.	4395,76
Индукционный каротаж II	руб.	5215,25
Экономический эффект на 1 скв.	руб.	Э = 0 - 43560 = -43560
Годовой экономический эффект	руб.	653400

Годовой экономический эффект: 43560*15 (СКВ.) = 653400 руб.

Испытание скважин с применением установки геофизических исследований скважин (УГИС).

Геофизические исследования в скважинах (ГИС) - измерения в скважинах параметров различных по природе физических полей, естественных или искусственно вызванных, с целью изучения:

- строения и свойств вскрытых скважиной горных пород и
содержащихся в них флюидов;

- конструктивных элементов скважины;

- состава и характера движения флюидов в действующих скважинах.

С целью информационного обеспечения интерпретации наземных геофизических исследований и построения моделей изучаемых
объектов по всему разрезу используемых для этого скважин должен выполняться комплекс методов ГИС, позволяющий построить геофизические модели разреза для сейсморазведки (сейсмоакустический разрез), электроразведки (геоэлектрический
разрез), гравиразведки (геоплотностной разрез) и магниторазведки (геомагнитный разрез).

СУПНП и КРС проводит испытание скважин с помощью соляно-кислотной обработки, я предлагаю внедрить установку геофизических исследований, в результате чего будем получать более точные данные об имеющихся запасах, т.е. получим лучший результат исследования запасов нефти. Для определения экономического эффекта, произведем следующие расчеты. Всего объектов, где будет использована установка, сорок.

Таблица 3.4

Расчет экономической эффективности от внедрения установки

Наименование работ	Соляно-кислотная обработка	УГИС
1. Интервал испытания (тех. данные), м	2762-2766	2606-2621
2.Продолжительность испытания тех. данные), сут.	24,08	15,29
3. Затраты, зависящие от времени, руб.
3.1. Стоимость одних суток (смета)	12,28	812,28
3.2. Стоимость всего объема	812,28*24,08 = 19560	812,28*15,29 = 12420
4. Затраты, зависящие от объема (смета), руб.	2786	2786
5. Эксплуатация котельной, руб.
5.1. Стоимость суток (расценки)	157,86	157,86
5.2. Стоимость на весь объем	157,86*24,08 = 2676	157,86*15,29 = 1699
6. Итого затрат, руб.	25022	16905
7. Накладные расходы (14,6% от всех затрат), руб.	3653	2468
8. Плановые накопления (8% от всех затрат), руб.	2294	1550
9. ИТОГО	30969	20923
10. Перевозка вахт, руб.
10.1. Стоимость суток (расценки)	20,03	20, 03
10.2. Стоимость на весь объем	20,03*24,08 = 482	20,03*15,29 = 306
11. Итого с перевозкой вахт (в ценах 2004 года), руб.	31451	21229
12. Итого с индексом 8.6238, руб.	271234	183081
13. Услуги
14. Геофизические работы (смета), руб.	17949	22963
15. СУХТП (интенсификация пластов), руб.*	9805
Всего	289183	215849
Экономия на 1 объект	х	73334

Данные предоставлены планово-экономическим отделом СУПНП и КРС.

Экономия на 1 объект – 289 183 – 215 849 = 73 334 руб. Экономия на все объекты = 73 334 * 40 объектов = 2 933 360 руб.

Таким образом, экономия почти в 3 миллиона только за счет сокращения продолжительности испытания, т.е. сократив время, мы значительно сократили материальные затраты. В этом проекте два аспекта: временной и стоимостной.

3.3 Применение импортной дизельной электрической станции ДЭС-630 фирмы «Камминс» вместо ДЭС-630 6ДМ 21.

При использовании ДЭС-630 "Камминс" уменьшаются затраты по авиации, т.к. не перевозятся блоки охлаждения вертолетом МИ-8МТВ. При использовании ДЭС-630 "Камминс" перевозятся 3 станции для бригад бурения вертолетом МИ - 26.

Таблица 3.5

Расчет экономической эффективности внедрения импортной ДЭС-630

№	Показатели	Ед.	До внедрения	После внедрения
п/п	изм.	ДЭС 630 ДМ-21	ДЭС-630 "Камминс"
1.	Перевоз ДЭС МИ-26 -1ед.	час.	0,60	0,60
(23км/100+10мин/60+23км/200+5/60)
а)	Кол-во рейсов	кол-во	3	3
б)	Всего время на перевозку ДЭС	час.	0,60 * 3 = 1,8	1,8
в)	Стоимость МИ-26	руб./час.	132500	132500
г)	Затраты МИ-26	руб.	1,8 * 132500=238500	238500
2.	Перевоз блока охлаждения МИ-8 МТВ -1ед.	час.	0,52
(23км/120+7мин/60+23км/180+5/60)
а)	Кол-во рейсов	кол-во	3	0
б)	Всего время на перевозку ,блока	час.	0,52*3=1,6
охлаждения
в)	Стоимость МИ-8МТВ	руб./час.	31200
г)	Затраты МИ-8 МТВ	руб.	1,6 * 31200 = 49920
3.	Кол-во переездов (бр. бурения):	кол-во	7	7
4.	Всего затрат	руб.	(238500+49920)*7=2018940	1669500
Экономический эффект	руб.	Э = 1669500 - 2018940= - 349440
т.р.	-350

Перевоз ДЭС МИ-26 =(23км/100+10мин/60+23км/200+5/60)

Таким образом, экономия составляет до 350 тыс. руб. в год.

3.4 Внедрение алмазных долот вместо шарошечных долот

При бурении используются, в основном, два вида долот – шарошечные (эффект дробления достигается за счет вращения металлических элементов - шарошек) и алмазные (точнее, с алмазным напылением, что делает их особенно прочными). скважин с использованием алмазных долот 214,3 возрастает проходка на долото, уменьшается количество СПО, за счет этого снижается время на строительство скважины.

Таблица 3.6

Расчет экономической эффективности внедрения алмазных долот

Показатели	Ед.	Базовый вариант	Новый вариант
изм.	215,9 МЗГАУ R 233	БИТ 214,3 М5
I. Исходные данные
Цель бурения	эксплуатация
Способ бурения	турбинный
Глубина скважины	м	3 000	3 000
Интервал бурения	м	2 300 - 3 000	2 300 - 3 000
Проходка на 1 долото	м	170,0	1125,0
Механическая скорость	м/час	9,0	17,2
Время на одну СПО	час.	8,4	8,4
Время на ПЗР	час.	0,45	0,45
Цена долота	руб.	84 700	204 205
Объем бурения	м	28 116	28 116
Количество долот	шт.	165	25
Количество СПО	к-во	320	106
II. Расчетные показатели
Время, всего	час.	5956	2572,75
в т.ч. на мех. бурение	час.	28116/ 9=3124	28116/ 17,2=1634,65
на СПО и ПЗР	час.	320*(8,4+0,45) =2832	106*(8,4+0,45) =938,1
Экономия времени (-)	-3 383,3
Расчет экономического эффекта
Изменяющиеся эксплуатационные затраты
Использование долот
количество	шт.	165	25
цена	руб.	84 700	204 205
сумма	руб.	13 975 500	5 105 125
Время на бурение,СПО,ПЗР	час.	5 956,00	2 572,75
Стоимость 1 часа	руб.	5402	5402
Сумма	руб.	32 174 312	13 897 996
Всего	руб.	46 149 812	19 003 121
Экономия(-)всего	руб.	-27 146 691
т.р.	-27 147

Экономия на 1 м проходки в указанном интервале:

27146691/ 28116 = 966 руб

Экономия на 1 долото:

27146691/ 25 = 1085867 руб

Все перечисленные мероприятия обеспечат СУПНП и КРС существенную экономию и снижение себестоимости, а также повысить нефтеотдачу пластов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Управление инвестиционными процессами, связанными с вложениями денежных средств в долгосрочные материальные и финансовые активы, представляет собой наиболее важный и сложный раздел финансового менеджмента. Принимаемые в этой области решения рассчитаны на длительные периоды времени и, как правило:

• являются частью стратегии развития фирмы в перспективе;

• влекут за собой значительные оттоки средств;

• с определенного момента времени могут стать необратимыми;

• опираются на прогнозные оценки будущих затрат и доходов.

Поэтому, значение экономического анализа для планирования и осуществления инвестиционной деятельности трудно переоценить. При этом особую важность имеет предварительный анализ, который проводится на стадии разработки инвестиционных проектов и способствует принятию разумных и обоснованных управленческих решений.

Снижение себестоимости продукции – одна из приоритетных задач любого коммерческого предприятия, позволяющая сохранить его конкурентоспособность и повысить прибыль от реализации.

Безусловно, в сложных условиях рыночных отношений для нормального функционирования организации особенно важно экономить средства предприятия, оптимизировать производственный процесс, внедрять новые экономичные технологии.

Объектом исследования в данном дипломном проекте является сургутское управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин ОАО «Сургутнефтегаз».

На сегодня в активе Сургутского УПНП и КРС - крупнейший в нашей стране объем строительства разведочных скважин, позволяющих многократно увеличить объемы добычи «черного золота». Это обстоятельство обеспечило Сургутскому УПНП и КРС стабильную репутацию предприятия-лидера буровой отрасли. Предприятие отличается мощным потенциалом и отличной производственной базой, однако назрела необходимость внедрения новых технологий с целью снижения себестоимости производства.

Для снижения себестоимости бурения в СУПНП и КРС предлагается внедрение следующих технологических новшеств:

- Внедрение телесистемы LWD-650;

- Снижение затрат по геофизическим работам;

- Внедрение ДЭС-630 фирмы "Камминс" вместо ДЭС-630 6ДМ21 ;

- Внедрение алмазных долот 214,3 FD 255S-A22.

Применение в процессе бурения телесистем LWD-650 является одним из перспективных направлений, повышающих качество проводки горизонтальных скважин и ускоряющих сроки их строительства.

Внедрение телесистем LWD-650 в процессе бурения в наших условиях имеет большое значение, т. к. известная существующая технология устарела и ее возможности в части повышения качества проводки горизонтальных скважин ограничены.

Применение телесистем LWD-650 в процессе бурения позволит:

1. Оперативно производить корректировку траектории горизонтального участка в зависимости от литологического состава пород и характера насыщения песчаников, т.е. повысить качество проводки горизонтального участка.

2. Сократить объем ГИС (промежуточные каротажи), что в свою очередь на 25% уменьшит время строительства скважин и снизит затраты, зависящие от времени.

3. Повысить добычу нефти за счет быстрого ввода скважин в эксплуатацию и увеличения количества пробуренных скважин.

Ожидаемый экономический эффект от использования телесистемы LWD - 650 составит: 5328440 руб.

Годовой экономический эффект от внедрения ГТИ составит 653400 руб. Годовой экономический эффект от внедрения систем ГИС - 2 933 360 руб. Экономическая эффективность от внедрения ДЭС-630 фирмы "Камминс" вместо ДЭС-630 6ДМ 21. – 350 000 руб, от внедрения алмазных долот – 27 000 руб. Итого в результате внедрения предлагаемых мероприятий ожидается суммарный годовой экономический эффект 9 292 200 рублей, т.е. порядка 10 миллионов рублей.

Таким образом, в результате реализации комплекса мероприятий по снижению себестоимости эксплуатационного и разведочного бурения СУПНП и КРС, предприятие имеет реальную возможность снизить себестоимость метра проходки.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрютина, М.С. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия. Учебно-практическое пособие / М.С.Абрютина. – М.: «Дело и сервис», 2001. – 268 с.

2. Альберт, М., Мескон, М.Х., Хедоури, Ф. Основы менеджмента: Пер. с англ. / М.Альберт, М.Х.Мескон, Ф.Хедоури. – М.: Дело, 2002. – 192 с.

3. Баканов, М.И. Шеремет, А.Д. Теория экономического анализа /М.И.Баканов, А.Д.Шеремет. - Н.: Учебник Финансы и статистика, 2000. – 494 с.

4. Балабанов, И.Т. Анализ и планирование финансов хозяйствующего субъекта: Учеб. Пособие / И.Т.Балабанов. – М.: Финансы и статистика, 2004. - 80 с.

5. Барнгольц, С.Б. Экономический анализ хозяйственной деятельности предприятий и объединений: Учебник. – 3-е изд., перераб.и доп. / С.Б. Барнгольц. – М.: Финансы и статистика, 2003. – 407 с.

6. Безруких, П.С., Ивашкевич, В.Б., Кондраков, Н.П. Бухгалтерский учет: Учебник / П.С. Безруких, В.Б. Ивашкевич, Н.П. Кондраков. - М.: Бухгалтерский учет, 2004. - 576 с.

7. Бочаров, В.В. Внутрифирменное финансовое планирование и контроль / В.В.Бочаров. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2004. – 339 с.

8. Бухалков, М.И. Внутрифирменное планирование / М.И.Бухалков. – М.: ИНФРА-М, 2000. - 400 с.

9. Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 2007. – 246 с.

10. Вакуленко, Т.Г., Фомина, Л.Ф. Анализ бухгалтерской (финансовой) отчетности для принятия управленческих решений / Т.Г.Вакуленко, Л.Ф.Фомина. - СПб.: Издательский дом Герда, 2001. - 288 с.

11. Виханский, О.С. Стратегическое управление: Учебник. – 2-е изд. /О.С.Виханский. - М.: Гардарики, 2002. – 254 с.

12. Виханский, О.С., Наумов, А.И. Менеджмент: Учебник. – 3-е изд. / О.С.Виханский, А.И.Наумов. – М.: Гардарики, 2002. – 568 с.

13. Донцова, В.В., Никифорова Н.А. Составление и анализ годовой бухгалтерской отчетности / В.В.Донцова. - М.: ИКЦ «ДИС», 2003. - 144 с.

14. Ефимова, О.В. Финансовый анализ / О.В.Ефимова. - М.: Бухгалтерский учет, 2004. - 208 с.

15. Герчикова, И.Н. Менеджмент: Учебник. – 3-е изд., перераб. и доп. / И.Н.Герчикова. – М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2001. – 290 с.

16. Глазов, М.М. Экономическая диагностика предприятия: новые решения / М.М.Глазов. – СПб ГУ, 2003. - 87 с.

17. Глухов, В. Основы менеджмента / В.Глухов. - СПб., 2001. – 364 с.

18. Горемыкин, В.А. Планирование на предприятии / В.А.Горемыкин. - М.: Ось-89, 2003. – 246 с.

19. Горфинкель, В.Я. Предпринимательство. Учебник для вузов. / В.Я.Горфинкель. - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2000. – 364 с.

20. Гришилов, А.А. Как принять наилучшие решения в реальных условиях / А.А.Гришлов. – М.: Радио и связь, 2001. – 98 с.

21. Елизаров, Е., Литвин, А. Экономика труда / Е.Елизаров, А.Литвин. – М.: Гардарики. – 2003. – 116 с.

22. Журлов, А.Н., Ковбасюк, М.Р. Анализ эффективности использования трудовых ресурсов предприятия / А.Н.Журлов, М.Р.Ковбасюк. - Киев, 2003. – 132 с.

23. Зоб, А.Т., Маринко, Г.И. Менеджмент: принятие решений и планирование: Учеб. пособ. / А.Т.Зоб, Г.И.Маринко. – М.: Изд-во МГУ, 2002. 390 с.

24. Зудина, Л.Н. Организация стратегического менеджмента / Л.Н.Зудина. - М., 2002. – 450 с.

25. Иоаннесян Р.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 2003. – 182 с.

26. Ириков, В.А., Ириков, И.В. Технология финансово-экономического планирования на фирме / В.А.Ириков, И.В.Ирикова. – М.: Финансы и статистика, 2003. – 248 с.

27. Ковалев, В.В. Финансовый анализ: Управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности / В.В.Ковалев. - М.: Финансы и статистика, 2002. - 432 с.

28. Ковалев, В.В., Волкова, О.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия / В.В.Ковалев, О.Н.Волкова. - М.: ПБОЮЛ, 2004. - 424 с.

29. Кокорев, В. Краткий курс по менеджменту / В.Кокорев. - Барнаул, 2001. – 258 с.

30. Коротков, Э. Концепция менеджмента / Э.Коротков. - М.: Финансы и статистика, 2000. – 394 с.

31. Крейнина, М.Н. Финансовое состояние предприятия. Методы оценки. / М.Н.Крейнина. - М.: ИКЦ «ДИС», 2003. - 224 с.

32. Лазовский, Л.Ш., Райзберг, Б.А., Ратновский, А.А. Универсальный бизнес-словарь / Л.Ш.Лазовский, Б.А.Райзберг, А.А.Ратновский. - М.: ИНФРА-М, 2002. - 640 с.

33. Лиманов, Е.Г. Экономика предпринимательства: Учебное пособие /Е.Г.Лиманов. – М.: Статистика, 2000. – 420 с.

34. Лихачева, О.Н. Финансовое планирование на предприятии: Учебно-практическое пособие / О.Н.Лихачева. – М.: Изд-во Проспект, 2003. – 264 с.

35. Лоханина, И.М. Финансовый анализ на основе бухгалтерской отчетности: Учеб.пособие; 2-е изд., перераб.и доп. / И.М.Лоханина. - Ярославль, 2004. - 103 с.

36. Перфильев, А.Б. Развитие и содержание действующих методик анализа финансового состояния российских предприятий: Учеб.пособие для ВУЗов / А.Б.Перфильев. - Яр.: изд-во МУБиНТ, 2004. – 156 с.

37. Попов, В.М. Деловое планирование / В.М.Попов. – М.: Финансы и статистка, 2006. – 368 с.

38. Поукок, М.А., Тейлор, А.Х. Финансовое планирование и контроль. Пер с англ. / М.А.Поукок, А.Х.Тейлор. – М.: ИНФРА–М, 2004. – 438 с.

39. Румянцева, З.П. Менеджмент организации / З.П. Румянцева. - М.: Прогресс, 2003. – 365 с.

40. Савицкая, Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия / Г.В.Савицкая. – Мн.: ИП «Экоперспектива», 2003. – 594 с.

41. Салтыкова, Г.А. Финансовое планирование и анализ движения денежных потоков / Г.А.Салтыкова. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2002. – 423 с.

42. Сергеев, И.В. Экономика предприятия: Учебное пособие / И.В.Сергеев. – М.: Экономика, 2000. – 670 с.

43. Смирнов, Э.А. Основы теории организации / Э.А.Смирнов. - М.: ЮНИТИ, 2001. – 564 с.

44. Старобинский, Э.Е. Основы менеджмента на коммерческой фирме / Э.В.Старобинский. - М.: Новости, 2004. – 392 с.

45. Стражев, В.И. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности / В.И. Стражев. – Мн.: Выш. шк., 2002. – 452 с.

46. Травин, В., Дятлов, В. Основы стратегического менеджмента / В.Травин, В.Дятлов. - М.: Финансы и статистика, 2001. – 368 с.

47. Фатхутдинов, Р.А. Стратегический менеджмент: Учеб. пособ. / Р.А.Фатхутдинов. – М.: Бизнес-школа, Интел-Синтез, 2002. – 270 с.

48. Хан, Д. Планирование и контроль: концепция контроллинга / Д.Хан. – М.: Финансы и статистика, 2004. – 285с.

49. Шепеленко, Г.И. Экономика, организация и планирование производства на предприятии / Г.И.Шепеленко. – М.: ИКЦ “Март”; Ростов-на-Дону: “Март”, 2003. - 592с

50. Шеремет, А.Д., Негашев, Е.В. Методика финансового анализа / А.Д.Шеремет, Е.В.Негашев. – М.: Инфра – М, 1999. – 460 с.

51. Эддоуз, М., Стэнсфилд, Р. Методы принятия решений / Пер. с англ.; Под ред. И.И. Елисеевой – М.: Аудит; ЮНИТИ, 2000. – 254 с.

52. Воробьев, П., Земеров, Ф. Бюджетирование производственных предприятий (опыт разработки и внедрения) / П.Воробьев, Ф.Земеров // Проблемы теории и практики управления. – 2008. - № 6. – С.112-117.

[1]
Горемыкин, В.А. Планирование на предприятии / В.А.Горемыкин. - М.: Ось-89, 2003. – С. 54.

[2]
Ефимова, О.В. Финансовый анализ / О.В.Ефимова. - М.: Бухгалтерский учет, 2004. – С. 137.

[3]
Виханский, О.С. Стратегическое управление: Учебник. – 2-е изд. /О.С.Виханский. - М.: Гардарики, 2002. – С. 98.

[4]
Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 2007. – С. 124.

[5]
Глазов, М.М. Экономическая диагностика предприятия: новые решения / М.М.Глазов. – СПб ГУ, 2003. – С. 154.

[6]
Иоаннесян Р.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 2003. – С. 96.

[7]
Иоаннесян Р.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 2003. – С. 102.