Снижение себестоимости бурения скважин СУПНП и КРС ОАО "Сургутнефтегаз"

СОДЕРЖАНИЕ/>ВВЕДЕНИЕГЛАВА 1. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СУПНП и КРС ОАО«СУРГУТНЕФТЕГАЗ»1.1 Общая характеристика СУПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз»1.2 Основные производственные результаты деятельности СУПНПи КРС1.3 Анализ затрат СУПНП и КРСГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ2.1 Цели и сферы инвестиционной деятельности2.2 Общая характеристика инвестиционных проектов внефтедобывающей промышленности2.3 Методы увеличения нефтеотдачиГЛАВА 3. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТ ПО СНИЖЕНИЮ ЗАТРАТ ИПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ3.1 Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD-6503.2 Применение геофизических работ вместо соляно-кислотнойобработки3.3 Внедрение импортной дизельной электростнации ДЭС-630фирмы «Камминс» вместо ДЭС-630 6ДМ 213.4 Внедрение алмазных долот вместо шарошечных долотЗАКЛЮЧЕНИЕСПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Нефтянаяпромышленность России занимает особое место в экономике страны и обеспечиваетзначительную долю поступлений в бюджет. Уровень добычи нефти в большей степениопределяется размерами инвестиций. В последнее время увеличивается потокинвестиций, направляемых в развитие нефтедобывающей отрасли, что в свою очередьсвязано с разработкой и реализацией инвестиционных проектов.
Жизненныйцикл инвестиционного проекта в нефтедобыче, также как и в любой другой отрасли,подразделяется на несколько стадий. Результат разработки нефтяногоместорождения во многом зависит от обоснованности и корректности принимаемыхрешений на каждом из этапов реализации инвестиционного проекта.
Всевышесказанное обусловило актуальность темы дипломного исследования.
Цельдипломной работы – разработка мероприятий, направленных на снижениесебестоимости бурения скважин и повышение нефтеотдачи пластов.
Длядостижения цели были поставлены следующие задачи:
1. Изучитьтеоретические основы формирования себестоимости бурения нефтяных скважин;
2. Произвестикомплексный анализ себестоимости СУПНПиКРС;
3. Разработатьмероприятия по снижению текущих затрат и повышению нефтеотдачи пластов.
В качестве объекта исследования выбрано сургутское управлениеповышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (СУПНПиКРС) ОАО«Сургутнефтегаз».
Предмет исследования – структура себестоимости разведочного бурения.
Вработе использованы традиционные методы анализа, такие как сравнительный,статистический, метод системного подхода.
Для факторногоанализа берется деятельность предприятия за 2006-2008 годы.
Методологическойосновой явились: нормативно-правовые акты РФ, труды ведущих экономистов,периодические издания, локальные нормативные акты ОАО «Сургутнефтегаз» и СУПНПиКРС,инструктивные материалы и внутренняя документация СУПНПиКРС.
Значительныеисследования в области управления инновациями и инвестициями изложены в трудахряда 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.
Экономическиепроблемы 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 перечисленныхавторов рассматривались ряд теоретических положений, касающихся экономическихпроблем осуществления нефтяных ремонтных работ и использования инноваций внефтедобывающей отрасли.
Состави структура работы. Работа состоит из трех глав, а также введения и заключения.В первой главе дается общая характеристика предприятия. Во второй главерассматриваются теоретические основы инвестиционной деятельности предприятийнефтедобывающей отрасли. В третьей главе приводится комплекс мероприятий,направленный на снижение себестоимости буровых работ и повышение нефтеотдачипластов. К работе прилагается список использованной литературы./>/>

ГЛАВА1. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СУПНПиКРС ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»/>1.1 Общая характеристика СУПНПиКРС ОАО«Сургутнефтегаз»
Сургутскоеуправление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин(СУПНПиКРС) является структурным подразделением ОАО «Сургутнефтегаз». Оно былосоздано в мае 1995 года на основании приказа ОАО «Сургутнефтегаз» № 291 от 10апреля 1995 года. СУПНПиКРС не является юридическим лицом, не имеет расчетногосчета и законченного баланса.
ЗадачейСУПНПиКРС является выполнение объемов по разработке и ремонту скважин с целью повышениядобычи нефти и газа, для обеспечения воспроизводства сырьевой базы ОАО«Сургутнефтегаз».
Источникомфинансирования выполненного объема работ в 2008 году являлись собственныесредства ОАО «Сургутнефтегаз».
Взаимоотношенияс ОАО «Сургутнефтегаз» строятся на основе административного подчинения всоответствии с «Положением об СУПНПиКРС», утвержденного ОАО «Сургутнефтегаз» воктябре 1995 года и «Порядка взаимоотношений СУПНПиКРС со службами ОАО «СНГ».
К настоящему времени структура СУПНПиКРС состоит из аппаратауправления в количестве 110 человек, двух Комплексных экспедиций глубокогоразведочного бурения (1129 человек) и Службы по организации автомобильных иавиационных перевозок (66 человек).
Воглаве СУПНПиКРС стоит начальник управления. Ближайшими сотрудниками начальникауправления являются его заместители: зам. по производственным вопросам (первыйзаместитель), зам. по общим вопросам, заместители по социальным и экономическимвопросам, главный инженер и главный бухгалтер. Непосредственно начальникууправления подчиняются также секретариат, административно-хозяйственный отдел,отдел кадров, инженер-программист и юрисконсульт. Заместители отвечают заработу подразделений и отделов согласно их направлению.
Всостав СУПНПиКРС входятдве комплексные экспедиции глубокого разведочного бурения (КЭГРБ): Талаканского(Витимского) участка и Лянторского участка, в которые входят одиннадцать бригадбурения и десять бригад испытания, а также службы по организации автомобильныхи авиационных перевозок. Состав КЭГР представлен в таблице 1.1.
Таблица 1.1.
Состав КЭГРБ № 1АУП 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 № 2АУП 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
  /> /> /> />
Каквидно из таблицы, в каждую экспедицию входят:
• БПОс цехами,
• РИТСбурения (в первой две РИТС, во второй одна РИТС),
• РИТСиспытания (по одной в каждой экспедиции),
• Участокпусконаладочных работ.
Основнойкостяк предприятия – бригады бурения. Буровая бригада осуществляетнепосредственную прокладку нефтяной скважины, ее бурение согласно заданнымпараметрам. Буровая бригада состоит из четырех вахт, работающих посменно(скользящий график). Руководит бригадой буровой мастер. Также в бригаду входитпомощник мастера и два инженера – технолога.
Каждаявахта состоит из бурильщика, первого помбура (он же второй бурильщик), второгои третьего помбуров, слесаря и электрика. Пробуренную скважину послецементирования колонны передают бригадам испытания, которые устанавливают наустье скважины насосно-компрессорное оборудование. Состав бригады испытанияаналогичен составу буровой бригады, однако ее численный состав меньше.
Бригадыбурения и испытания относятся к структурам районных инженерно-технологическихслужб (РИТС). К РИТС относится также пуско-наладочная бригада, отлаживающаяпроцесс бурения на вновь смонтированных буровых установках.
Целии задачи коллектива БПО определяются очень четко и лаконично обеспечениебеспрерывного процесса работы основного производства и внедрение новоготехнологического оборудования. В состав БПО входят четыре цеха:
Прокатно-ремонтныйцех бурового оборудования (ПРЦ БО) занимается ремонтом бурового оборудования набазе. В цехе установлены мощные токарные станки, работают отличные специалисты.Восстанавливают практически любую деталь.
Прокатно-ремонтныйцех электрооборудования и электроснабжения — устанавливает на буровойспециальное оборудование, подключает к питанию буровые установки и жилыевагончики, устраняет неполадки в энергоснабжении, специалисты КИПиА проводяттелефонные линии.
Цехпароводоснабжения – к нему относятся 23 котельных, расположенных на кустовыхплощадках.
Цехтруб и турбобуров – занимается обеспечением бригад трубами, при переезде такжеи перевозкой труб на новую кустовую площадку. В цех входит бурплощадка – в ееобязанностях своевременная доставка на буровые технической оснастки, переводникови химреагентов.
Вструктуру СУПНПиКРС входит также вертодром с нахождениемв городе Лянторе, который обслуживает весь комплекс работ по строительствускважин, включая подрядные предприятия, участвующие в цикле строительстваскважин. В декабре 2008 года создана РИТС №6 в п. Витим республики Саха(Якутия).
Списочнаячисленность по СУПНПиКРС на начало 2009 года составляет 1459 человек.По вахтовому методу работает 245 человек, все в основном производстве. В томчисле из Самары — 47 человек, из Саратова — 160 человек, из Тюмени – 38человек, из Тюменской, Челябинской, Свердловской областей — 13 человек, изОренбургской области – 10 человек. Сменность вахт через 15 дней. Таким образом,СУПНП и КРС является к настоящему времени однимиз крупнейших структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».
/>1.2 Основные производственные результатыдеятельности СУПНП и КРС
В условиях жесткой конкурентной борьбы ибыстро меняющейся ситуации организации должны не только концентрироватьвнимание на внутреннем состоянии дел, но и вырабатывать долгосрочную стратегиюповедения, которая позволяла бы им поспевать за изменениями, происходящими в ихокружении. Практика же показывает, что в действиях организаций стратегичность,как правило, отсутствует, что и приводит зачастую к поражению в рыночнойборьбе. Это происходит из-за того, что, во-первых, организации планируют своюдеятельность исходя из того, что окружение не будет меняться, либо в нем небудет происходить качественных изменений. Во-вторых, планирование начинается санализа внутренних возможностей и ресурсов организации.
Оценкупотребностей организации, в том числе и в области снижения затрат, можноначинать с анализа внешних факторов. Влияние факторов внешней среды на СУПНП и КРСпредставлено в таблице 1.2.
Таблица1.2
Влияниефакторов внешней среды на организацию производства в СУПНПиКРСФактор 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 подвижностьюи определенностью.
Произведемоценку внутренней среды СУПНП и КРС. В основном используютсяадминистративно-распорядительные методы управления. Отчасти это связано спроизводственной ориентированностью предприятия. Весь процесс бурения жесткорегламентирован, работники могут действовать только в рамках регламентов,инструкций, предписаний. Все решения руководитель предприятия принимаетединолично. Чрезвычайно развита система взысканий: замечаний, выговоров,депремирования. Также применяются экономические методы управления. Приначислении зарплаты учитывается КТУ, выговор автоматически влечет лишениетекущей премии, от степени выполнения плана зависит текущая премия и, какследствие, зарплата работников. Явно недостаточно используютсясоциально-психологические методы управления. В целом работник рассматриваетсяне как личность, а как винтик огромной буровой установки. В целом такоесочетание методов управления приводит к созданию в коллективе нервознойобстановки, недовольства работников жесткой системой взысканий и постояннымдавлением со стороны руководства.
Стильруководства СУПНП и КРС является авторитарным. Руководитель во главу угластавит заботу о производстве и практически не осуществляет социальнойдеятельности. Считает, что качество управленческих решений не зависит отстепени участия подчиненных в его принятии. При этом руководительхарактеризуется высоким уровнем ответственности, трудоспособности,организаторским талантом, высоким уровнем интеллекта. Однако междуруководителем и подчиненными отсутствует взаимопонимание и сотрудничество,взаимодействие происходит на уровне исполнения команд.
Темне менее, в СУПНПиКРС смогли не только сохранить, но и обновить, имодернизировать технологии нефтеотдачи пластов. Как говорилось выше,техническое и технологическое оснащение СУПНПиКРС является одним из наиболеесовременных в нефтедобывающей отрасли России. Новейшие модификации буровыхстанков, долот, химреагентов создают существенный экономический эффект. Однакопредприятие не останавливается на достигнутом, продолжают внедрятьсярациональные предложения, создаются новые технологии, закупается оборудование. Объемыработ по управлению расписаны на три года вперед. Основные производственныепоказатели СУПНП и КРС представлены в таблице 1.3.
Таблица1.3
Основныепроизводственные показатели СУПНПиКРСПоказатели 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
Каквидно из таблицы, общая сумма затрат не снижается, напротив, существуеттенденция к увеличению затрат на производство. При этом, несмотря на ростколичества сданных в эксплуатацию скважин, количество пробуренных метровснижается, т.е. проходка падает. Это связано со снижением сложности разведочныхскважин, за счет снижения их параметров (глубины, траектории и т.д.)достигается рост количества законченных объектов. При этом страдает качествоопробования скважин. В данной ситуации мероприятия, направленные на снижение себестоимостиразведочного и эксплуатационного бурения, являются жизненно необходимыми. Этопозволит экономить средства не в ущерб задачам производства, а, напротив, дастновый толчок развитию технологического процесса в СУПНП и КРС.
В 2008году СУПНП и КРС вело работы на 34 лицензионныхучастках в 5 административных районах Ханты-Мансийского автономного округа(Сургутском, Ханты-Мансийском, Октябрьском, Белоярском, Кондинском).
Загод при плане 351700 метров пробурено 369943 метра (105,2%), в том числе разведочногобурения 211762 метра при плане 211700 метров (100%), эксплуатационного бурения158181 метр при плане 140000 метров (113%). С отбором керна 10247.65 метров,линейный вынос керна 85.1%. Испытано 277 объектов разведочных скважин при плане290 объектов (96%).Освоено 48 скважин эксплуатационного бурения. Кроме того,закончено испытанием 80 объектов в процессе бурения. Закончено строительством48 эксплуатационных скважин, 67 разведочных скважин, в том числе без испытания15 скважин, сдано НГДУ 40 скважин (18 разведочных, 22 эксплуатационныхскважин). Начаты бурением 128 скважин, закончены бурением 127 скважин, начатыиспытанием 51 разведочная скважина, закончено испытанием 67 разведочных скважини 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.
Врезультате работы СУПНП иКРС в 2008г. приростзапасов нефти составил 57 миллионов тонн. По результатам испытания открыто 17новых залежей: Проводились работы за пределами Сургутского района на новыхлицензионных участках: Чапровском, Северо-Селияровском, Сынъеганском,относящихся к Ханты-Мансийскому району.
За 2008год 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
Проходкана одну бригаду бурения за год составила 33631 м, при плане 31973 м,производительность труда против плана увеличилась на 5,2%, а против прошлогогода на 17,3 %.
Перспективыразвития. С целью изучения сильных и слабых сторон СУПНП и КРС для последующейразработки перспектив развития было проведено анкетирование. По мнениюработников, к сильным сторонам относятся:
–          материально-техническаябаза;
–          сплоченностьколлектива;
–          высокийпрофессиональный уровень работников старшего поколения;
–          уровеньорганизации труда.
Слабымисторонами СУПНП и КРСработники считают:
–          ограниченноесотрудничество с вузами;
–          неготовностьудовлетворять меняющиеся запросы социума.
Важнымрезультатом проведенного анкетирования стал вывод о том, что 90% работников готовык изменениям и понимают их как возможность учесть профессиональные интересыработников.
70%респондентов утверждали, что СУПНПиКРС должно установить партнерские отношения с профильнымиорганизациями, расширить круг потенциальных клиентов, искать новые формы работыс потребителями.
Администрацияобязана изыскивать средства для поощрения и материального стимулированияработников, создающих новые разработки. Кроме того, СУПНПиКРС должно обратить болеепристальное внимание на материально-техническую сторону своего развития.
1.3Анализ затрат СУПНПиКРС
Произведеманализ общих затрат на разведочное и эксплуатационное бурение в СУПНПиКРС.
Стоимость1 метра проходки в 2008 г. в целом по СУПНПиКРС снизилась в сравнении с 2007годом на 16,0 % и составила 11048 руб./метр, в том числе по подготовительным,вышкомонтажным работам и собственному объему СУПНПиКРС (таблица 1.4).

Таблица1.4
Структурасебестоимости 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
Основнымипричинами снижения себестоимости метра проходки являются:
1. Изменениеструктуры выполненного объема, эксплуатация выросла в 2,2 раза, разведкаснизилась на 13,3%.
2. Снижениеавиа затрат на 21,5%, за счет уменьшения доли разведочного бурения, выполнениямероприятий и четкой организации работ при производстве авиаперевозок.
3. Росттехнических показателей в бурении (коммерческой скорости, механическойскорости, проходки на долото, сокращение цикла строительства скважин).
4. Выполнениемероприятий, направленных на снижение затрат.
Однакопри этом стоимость 1 метра разведочного бурения выросла по сравнению с 2007года на 3,1% (табл. 1.5).
Таблица1.5
Себестоимостьразведочного 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
Причиныудорожания стоимости метра проходки в разведочном бурении:
1. Фактическиезатраты по Якутии в 2008 году повысили стоимость метра на 2,3%.
2. Роствышкомонтажных работ на метр проходки в 2008 году на 19,1% по сравнению с 2007годом, объясняется применением авиации при строительстве буровых в 2007 году(авиазатраты входят в собственный объем СУПНП и КРС и соответственно снижаюткап. вложения ВМУ), монтаж буровых в большом объеме в водоохранных зонах.
3. Ростсобственных затрат связан с увеличением стоимости авиауслуг (необходимость врейсе Сургут – Мирный, Мирный — Талакан) на 26,4%, увеличением стоимости наматериалы (по обсадной трубе на 20%, долотам — 35%, цементу — 24%, глине — 11%), переоценке основных производственных фондов — на 10%.
Снижениеже стоимости проходки в целом по СУПНП и КРС произошло за счет снижениястоимости эксплуатационного бурения. Стоимость 1 метра бурения в эксплуатацииснизилась по сравнению с 2007 годом на 9,9% (таблица 1.6).
Таблица1.6
Стоимостьэксплуатационного 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
Изприведенных таблиц видно, что, несмотря на проводимые мероприятия по снижениюзатрат, себестоимость метра проходки колеблется, и не всегда в сторонуснижения.
Проведеманализ материальных затрат.
Основнымвидом деятельности СУПНПиКРС является строительство (бурение и освоение)скважин различного назначения (нефтяные, нагнетательные, разведочные). Этодовольно материалоемкое производство: на долю материальных затрат приходитсяоколо 50% от всей суммы затрат. К ним относятся расходы на приобретения сырья,основных и вспомогательных материалов, топлива, энергии, полуфабрикатов, услугбаз, СНГФ, СТУ и пр. Величина расходов на материалы непосредственно зависит отобъема производства, то есть от глубины скважины. К таким расходам относятся: прокати 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.
Особорассмотрим статью «Материальные затраты», на долю которых в 2008 годуприходится 47% от всей фактической суммы затрат.
Втаблице 1.7 приведены данные по фактическим затратам за 2007 и 2008 годы по СУПНПиКРСв целом.
Таблица 1.7 Анализ фактическойстоимостиСтатьи 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 />
За2008 год затраты на производство составили 3 185 177 тыс. рублей, чтосоставляет рост 17 % к уровню 2007 года.
Материальныезатраты по СУПНП и КРС включают в себя следующие статьи:
«Материалы»– в этой статье расходов объединены все материальные затраты, связанные сбурением и креплением ствола скважин, основными из которых являются: трубыобсадные, тампонажные материалы и материалы для приготовленных буровыхрастворов (глина, глинопорошок, химические реагенты и утяжелители), запасныебыстроизнашивающиеся 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 поматериалам увеличилась на 60 567 тыс. руб. в основном за счет увеличения объемабурения и роста цен на материалы.
«Топливо»– приобретаемое со стороны топливо всех видов расходуемые на технологическиецели. Рост по этой статье составил 5 015 тыс. руб.
«Электроэнергия»- потребляемая электроэнергия на производственные и технологические нужды. Ростсоставил 13 068 тыс.руб.
Ипоследняя статья – это «Услуги». Сюда входят услуги транспорта, услуги прокатаоборудования, услуги собственных цехов, услуги сторонних предприятий. Рост поэтой статье составил 315 075 тыс.руб.
Наибольшийудельный 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. Напримере материалов рассмотрим причины изменения затрат по этой статье.
Затраты на материалы увеличились в 2008году на 60 567 тыс.руб. (таблица 1.8.).Таблица 1.8Анализ фактическогорасхода 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 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
Затратына материалы зависят от объема бурения и роста цен на материалы. Изменениеобъема горизонтального бурения влияет на количество потребляемых материалов.
Количественное влияние этих факторовопределим методом элиминирования, данные приведены в таблице 1.8.
ЗQ = (Qф- Qб) хЦб                                                                       (1.1)
Зц =(Цф — Цб) х Qф                                                                      (1.2)
где ЗQ, Зц — изменение затрат на материалыв зависимости от изменения количества потребляемых материалов и цены на них;
Qб, Qф — базисное и фактическое количествоматериалов;
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 = 43420 762 руб.
Определимрост отклонения по обсадным трубам в результате увеличения цены на трубы:
Зц =(441,5 – 428,5) х 965 185 = 12 547 405 руб.
Суммируемфакторы отклонения:
(43420 762 + 12 547 405) = 55 968 167 руб.
Перерасходв 2008 году по сравнению с 2007 годом по обсадным трубам произошел за счетувеличения количества и цены израсходованных труб в 2008г.
2.Определим рост отклонения по химическим реагентам, используемые в процессестроительства скважин для обработки промывочной жидкости (таблица 3.5):
ЗQ = (434,0 – 404,8) х 40 887,5 = 1 193915 руб.
Определимрост отклонения по химическим реагентам в результате увеличения цены:
Зц =(47 061,6 – 40 887,5) х 434,0 = 2 679 559,4 руб.
Суммируемфакторы отклонения:
(1193 915 + 2 679 559,4) = 3 873 474,4 руб.
Перерасходпо сравнению с 2007г. по химическим реагентам произошел за счет увеличения ихфактического расхода и цены на эти реагенты.
3.Определим рост отклонения по цементу, используемый для крепления скважин врезультате увеличения количества:
ЗQ = (23 920,8 – 22 815,4) х 539,6 =596 473,84 руб.
Определимрост отклонения по цементу в результате увеличения цены:
Зц =(719,0 – 539,6) х 23920,8 = 4 291 391,52 руб.
Суммируемфакторы отклонения:
(596473,84 + 4 291 391,52) = 4 887 865,36 руб.
Перерасходпо цементу в 2008 году произошел в основном за счет увеличения ценыиспользуемого материала.
Врезультате анализа видно, что в 2008 году по сравнению с 2007 годом затраты повсем материалам выросли за счет увеличения цены или количества этих материалов,в итоге этот рост составил сумму в 78 057 765 рублей 94 копейки.
ЕжемесячноСУПНП 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 годапревышает базисный уровень, то делается пересчет разницы цен на фактическиеобъемы. За не превышение удельных материальных затрат по сравнению ссоответствующим периодом прошлого года лимит фонда заработной платы по СУПНП и КРСувеличивается на 10% от суммы премий за сверхплановую добычу нефти. В связи сэтим экономия материальных затрат приобретает стимулирующий характер, так какпоявляется возможность для выплаты дополнительных премиальных сумм различногорода.
Анализиспользования материалов для строительства скважин необходимо начинать с общейоценки выполнения задания по снижению себестоимости. Для этого нужно сметнуюстоимость и плановую себестоимость предварительно пересчитать на фактическивыполненный объем работ по строительству скважин, а из фактических затрат вычитатьстоимость работ, не предусмотренных сметой, но финансируемых заказчиком(например, ликвидация осложнений). Общую оценку выполнения задания по снижениюсебестоимости строительства скважин можно провести путем сопоставленияфактических затрат на выполненный объем работ по строительству скважин сосметной стоимостью и плановой себестоимостью этих работ.
Снижениестоимости буровых работ одно из важнейших условий повышения эффективностикапитальных вложений в разработку нефтяных и газовых месторождений. А этогоможно добиться, уменьшив материальные затраты – главной статьи затрат впроизводстве. А так как в структуре материальных затрат наибольший удельный весприходиться на материалы (32%), то анализу материалов должны уделять самоепристальное внимание. Материалы необходимо анализировать в стоимостном инатуральном выражениях, так как отклонения их фактической стоимости от сметной можетбыть вызвана не только изменением цен и наценок, но и изменениемколичественного расхода материала.
Далеепроведем анализ трудовых затрат.
Анализ трудовых затрат целесообразноначать с оценки обеспеченности Управления поисково – разведочных работ ОАО«Сургутнефтегаз» персоналом в 2008 г. (таблица 1.9)

Таблица 1.9
Обеспеченность СУПНПи 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 бригаднойформой 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 человекили 100%.
Рабочим буровых бригад, бригад испытания, участкупуско-наладочных работ, работникам базы производственного обслуживания,обслуживающих основное производство, установлен график работы с суммированнымучетом рабочего времени, для остальных рабочих установлена еженедельнаяпродолжительность рабочего времени по 8 часов согласно правилам внутреннеготрудового распорядка.
Таким образом, в целом по предприятиюфактическая численность сотрудников была меньше плановой величины на 1,6%. Приэтом наблюдалась нехватка инженеров и служащих 0,3%, а нехватка рабочихсоставила 1,8%.
Структура обеспеченностипредприятия персоналом представлена в таблице 1.10.

Таблица 1.10
Распределениесреднесписочной 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 -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 предприятиипроизводили прием в основном рабочих. По категории служащих были принятымолодые специалисты после окончания ТюмГНГУ и Сургутского нефтяного техникума,что положительно повлияло на возрастную структуру коллектива.
Ранеедля коллектива СУПНП и КРС была актуальна проблема старения коллектива.
В 2008г. происходит снижениетекучести кадров по следующим причинам:
1)рост объем бурения скважин и как следствие:
–          рост заработнойплаты;
–          рост занятости(увеличение рабочего времени работников);
2)        повышениетарифных ставок, окладов;
3)        ужесточение мервоздействия на нарушителей трудовой дисциплины и т.д.
Для оценки соответствия квалификациирабочих предприятия и сложности выполняемых работ сравним средние тарифныеразряды работ и рабочих.
Средний разряд работ по предприятию — 2,96.
Фактический средний разряд рабочих попредприятию — 2,89.
Можно сделать вывод, что фактическаяквалификация рабочих позволит выполнить запланированный объем работ качественнои в срок. Однако необходимо уделять значительное внимание повышениюквалификации промышленно-производственного персонала, что и делается напредприятии. 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 квалификацииВид 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 представленквалифицированными служащими. Силами специалистов управления, имеющими высокийуровень подготовки и опыт в области бурения строительства и крепления скважин,в последние годы были освоены многие промышленные технологии.
Без отрыва от производства обучаетсязаочно и на вечерних отделениях вузов и техникумов 79 работников предприятия,получая специальное, высшее или второе высшее образование. А это, кроме всегопрочего, говорит о понимании того, что полученные когда-то знания устарели, иих уровень не соответствует требованиям современной экономической ситуации.
Использования фонда рабочего времени.
Среднесписочная численность работников СУПНП и КРС за 2008год составила — 1445 человек, из них рабочих 1057 человек, руководителей,специалистов и служащих – 388 человек.
По балансу использования рабочего времени удельный весотработанного времени в максимально возможном фонде составил 96,6 %. Время, неиспользованное по уважительным причинам составило 3,3 %. Потери рабочеговремени 0,1%, в том числе по рабочим 0,1 %, по руководителям, специалистам ислужащим -0%.
Потери рабочего времени связаны в основном:
— с неявками с разрешения администрации — 0 чел. дня или 0дн. на одного человека;
с целодневными и внутрисменными простоями — 265 чел. дней или0,20дн. на одного человека;
— прогулами -15 чел. дней или 0,011 дн. на одного человека.
Для более полного анализа использования рабочего временирабочих вспомогательного производства проведены фотографии рабочего времени вбригадах участках электрооборудования и электроснабжения,трубно-инструментальном участке.
Полноту использования персонала можнооценить по количеству отработанных дней и часов одним работником за периодвремени, а также по степени использования фонда рабочего времени. Подействующим методикам был проведен детальный анализ использования рабочего временис использованием статистических данных, документов по движению работающих,оперативной отчетности подразделений, другой отчетности СУПНП и КРС, связаннойс трудовым потенциалом.
В2008 году фонд рабочего времени увеличивается по сравнению с 2007 годом:
1)   за счет увеличения среднесписочнойчисленности:
2)   за счет увеличения количества рабочихдней в году рабочего:
3)за счет увеличения количества продолжительности рабочего дня рабочего:
Имеющиеся трудовые ресурсыпредприятие использует недостаточно полно. В 2008 году в среднем однимработником отработано по 209,2 дня вместо 218,5, в связи с чем сверхплановыецелодневные потери рабочего времени составили на одного работника 9,3 дней, ана всех — 34457 дней, или 274959 чел/час (34456 х 7,98). По сравнению с 2007годом 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 организациютруда.
Существенны и внутрисменные потерирабочего времени в 2008 году за один день они составили (- 0,02 чел/час.), а завсе отработанные дни всеми работниками — 7751 чел/час. При выше указанныхпотерях рабочего времени на предприятии работающими сверхурочно отработано15008 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 ит. д.
На основании выше приведенных расчетовможно сделать вывод, что в 2006 году из-за внутрисменных потерь рабочеговремени на предприятии не работало (не производили ни какой продукции, услуг)примерно 5 человек.
Сокращение потерьрабочего времени — один из резервов увеличения объемов бурения. Однако, нужноиметь в виду, что потери рабочего времени, не всегда приводят к уменьшениюобъема разведанных и испытанных скважин, так как они могут быть компенсированыповышением интенсивности труда работников. Оплата труда работников управленияпроизводится по сдельно-премиальной, повременно-премиальной системам оплатытруда. Труд рабочих буровых бригад, бригад по испытанию (опробованию) скважиноплачивается по сдельно-премиальной системе оплаты труда, рабочихвспомогательного 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, 2008гСреднесписочная 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
Изпроведенного анализа себестоимости метра проходки явственно следуетнеобходимость разработки комплексной стратегии по снижению себестоимости ицеленаправленного внедрения ее в производство.
/>/>ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ
2.1 Цели и сферы инвестиционнойдеятельности
Вусловиях рыночной экономики возможностей для инвестирования довольно много.Вместе с тем любая коммерческая организация имеет ограниченную величинусвободных финансовых ресурсов, доступных для инвестирования. Поэтому всегдаактуальна задача оптимизации инвестиционного портфеля. Для того чтобы из всегомногообразия возможных направлений вложения средств выбрать те, которыеявляются наиболее эффективными с точки зрения инвестиционных целей, необходимообстоятельно их проанализировать[1].
Цели,которые ставятся при оценке проектов, могут быть различными, а результаты,получаемые в ходе их реализации, не обязательно носят характер очевиднойприбыли. Могут быть проекты, сами по себе убыточные в экономическом смысле, ноприносящие косвенный доход за счет обретения стабильности в обеспечении сырьеми полуфабрикатами, выхода на новые рынки сырья и сбыта продукции, достижениянекоторого социального эффекта, снижения затрат по другим проектам и производствами др. Так, во многих экономически развитых странах очень остро ставится вопрособ охране окружающей среды и обеспечения безопасности продукции компаний дляпользователей и природы. В этом случае традиционные критерии оценкицелесообразности принятия проекта, основанные на формализованных алгоритмах,могут уступать место неким неформализованным критериям.

Таблица2.1
Классификацияинвестиционных проектовКритерий 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.
Любаяиспользуемая схема оценки инвестиций должна базироваться на классификации типовинвестиций. Различные инвестиции вызывают различные проблемы, имеют различнуюотносительную важность для фирмы, и для оценки их важности требуются различныелюди. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется такими факторами,как: вид инвестиций, стоимость инвестиционного проекта, множественностьдоступных проектов, способ влияния других возможных инвестиций на доходы отданного инвестиционного проекта, ограниченность финансовых ресурсов, доступныхдля инвестирования, риск, связанный с принятием того или иного решения, степеньобязательности осуществления. В целом, все проекты можно классифицировать последующим категориям:
Нередкорешения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных иливзаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного илинескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. При оценкепредставленных руководству инвестиционных вариантов важно понимать возможнуювзаимосвязь между отдельными парами инвестиционных предложений. Любое отдельновзятое инвестиционное предложение может экономически зависеть от другогоинвестиционного предложения. Говорят, что инвестиционное предложениеэкономически независимо (economically independent) отдругого инвестиционного предложения, если денежные потоки (или, в более общемслучае, затраты и доходы), ожидаемые от первого проекта, не изменятсянезависимо от того, будет ли осуществлен второй проект. Если решение о принятииили отклонении второго проекта влияет на денежные потоки от первого проекта, тоговорят, что первый проект экономически зависим от второго. Очевидно, что, еслипервый проект зависит от второго, то следует серьезно подумать, стоит липринимать решение о первом проекте отдельно от решения о втором проекте.Классификацию отношений зависимости можно углубить. Если решение осуществитьвторой проект увеличит ожидаемые доходы от первого (или уменьшит затраты наосуществление первого без изменения доходов), то говорят, что второй проектявляется дополняющим (complement) по отношению к первому. Если решение предпринять второй инвестиционныйпроект уменьшит ожидаемые доходы от первого (или увеличит затраты наосуществление первого без изменения доходов), то говорят, что второй проектявляется заменяющим для первого, или субститутом (substitute) первого инвестиционного проекта. Вкрайнем случае, когда потенциальные прибыли от первого инвестиционного проектаполностью сойдут, на нет, если будет принят второй проект, или техническиневозможно осуществить первый проект при условии принятия второго, два этихинвестиционных проекта называются взаимоисключающими (mutually exclusive).(рис.2.1.)[2]Весьма существенен фактор риска. Инвестиционная деятельность всегдаосуществляется в условиях неопределенности, степень которой может существенноварьировать. Так, в момент приобретения новых основных средств никогда нельзяточно предсказать экономический эффект этой операции. Поэтому решения нередкопринимаются на интуитивной основе. Анализ эффективности намечаемыхкапиталовложений — это процесс анализа потенциальных расходов на финансированиеактивов и решений, следует ли фирме делать такие капиталовложения. Процессанализа эффективности намечаемых капиталовложений требует, чтобы фирма:
1)        определила издержкипроекта;
2)        оценила ожидаемыепотоки денежных средств от проекта и рисковоность этих потоков денежныхсредств;
3)        определиласоответствующую стоимость капитала, по которой дисконтируются потоки денежныхсредств;
4)        определиладисконтированную стоимость ожидаемых потоков денежных средств и этого проекта.
При этом используются следующие критерии принятияинвестиционных решений:
1.критерии, позволяющие оценитьреальность проекта:
·         нормативныекритерии (правовые) т.е. нормы национального, международного права, требованиястандартов, конвенций, патентоспособности и др.;
·         ресурсныекритерии (научно-технические, технологические, производственные критерии, объеми 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, позволяющиеоценить целесообразность реализации проекта.
·         Соответствие целипроекта на длительную перспективу целям развития деловой среды;
·         Риски ифинансовые последствия (ведут ли они к увеличению инвестиционных издержек илиснижению ожидаемого объема производства, цены или продаж);
·         Степеньустойчивости проекта;
·         Вероятностьпроектирования сценария и состояние деловой среды.
3.   финансово-экономические критерии,позволяющие выбрать те проекты, реализация которых целесообразна (критерииприемлемости).
·         стоимостьпроекта;
·         чистая текущаястоимость;
·         прибыль;
·         рентабельность;
·         внутренняя нормаприбыли;
·         периодокупаемости;
·         чувствительностьприбыли к сроку планирования, к изменениям в деловой среде, к ошибке в оценкеданных.
Вцелом, принятие инвестиционного решения требует совместной работы многих людейс разной квалификацией и различными взглядами на инвестиции. Тем не менее,последнее слово остается за финансовым менеджером, который придерживаетсянекоторым правилам.
Правилапринятия инвестиционных решений:
инвестироватьденежные средства в производство или ценные бумаги имеет смысл только, еслиможно получить чистую прибыль выше, чем от хранения денег в банке;
инвестироватьсредства имеет смысл, только если, рентабельности инвестиции превышают темпыроста инфляции;
инвестироватьимеет смысл только в наиболее рентабельные с учетом дисконтирования проекты.
Такимобразом, решение об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяетследующим критериям:
·         дешевизнапроекта;
·         минимизация рискаинфляционных потерь;
·         краткость срокаокупаемости;
·         стабильность иликонцентрация поступлений;
·         высокаярентабельность как таковая и после дисконтирования;
·         отсутствие болеевыгодных альтернатив.
На практике выбираются проекты не столько наиболееприбыльные и наименее рискованные, сколько лучше всего вписывающиеся в стратегиюфирмы.
Далее имеет смысл рассмотреть методику разработкиэтапов инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграфдипломной работы.
Таким образом, анализ эффективности намечаемыхинвестиций включает в себя следующие шесть этапов[3]:
1.определение стоимости (затрат) проекта;
2.оценка ожидаемых потоков денежных средств от этого проекта, включая стоимостьактивов на определенную временную дату;
3.оценка ожидаемых потоков платежей с учетом фактора времени, т.е. построениедисконтированного потока платежей;
4.оценка риска запроектированных потоков денежных средств при помощи информации овероятностном распределении потоков денежных средств;
5.оценка стоимости капитала, необходимого для реализации проекта на базедисконтированной стоимости;
6.определение критериев эффективности и сравнение дисконтированной стоимостиожидаемых денежных поступлений с требуемыми капиталовложениями или издержкамипроекта.
Еслидисконтированная стоимость этих активов превышает издержки по ним, то этотпроект следует принять. В противном случае проект должен быть отвергнут.(Альтернативно: может быть подсчитан ожидаемый коэффициент окупаемостикапиталовложений по этому проекту, и если этот коэффициент окупаемостипревышает требуемый проектный коэффициент, то проект принимается.)
Самымответственным этапом разработки инвестиционного проекта является оценка егоэкономической целесообразности и эффективности. По этому, очень важное значениеимеет выбор метода оценки эффективности инвестиционного проекта. Данномувопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.
2.2 Общаяхарактеристика инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности
Грамотноепроведение оценки эффективности инвестиционного проекта предполагаетиспользование общепринятой системы принципов. Основополагающие принципы оценкиэкономической эффективности технико-технологических решений, предусмотренных впроектных документах на разработку нефтяных месторождений, можно сформулироватьследующим образом[4]:
–       учетгеолого-промысловых параметров оцениваемых объектов, которые определяюттехнологию добычи углеводородов;
–       рассмотрениепроекта на протяжении всего его жизненного цикла, включающего этапыпроектирования, строительства и эксплуатации;
–       моделирование(прогнозирование) и анализ денежных потоков, включающих все связанные сосвоением месторождения и осуществлением мероприятий по добыче и реализацииуглеводородов денежные поступления и расходы;
–       многовариантныйхарактер проектов. При составлении проектов разработки нефтяных месторожденийнеобходимым условием является рассмотрение многовариантных решений и выбор наоснове анализа результатов оценки наиболее оптимального;
–       сопоставимостьусловий сравнения вариантов. Показатели эффективности должны рассчитываться наоснове одних и тех же сценарных условий и исходных предпосылок;
–       многокритериальныйподход: предполагает использование не одного, а системы экономическихпоказателей для оценки вариантов разработки месторождения;
–       принциппринадлежности месторождений к двум основным категориям: новые иразрабатываемые месторождения, требующих различных подходов к оценке;
–       много этапностьоценки. На различных стадиях разработки и осуществления проекта егоэффективность определяется заново, с различной глубиной проработки, включаясистему контроля за процессом реализации инвестиционного проекта;
–       учет особенностейрасчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах егореализации;
–       оценка на основедоходного подхода, который состоит в определении стоимости объекта на основетех доходов, которые он способен в будущем принести своему владельцу;
–       принципположительности и результативности;
–       принципгенерирования достаточной прибыли в долгосрочном аспекте;
–       учет факторавремени;
–       учет толькопредстоящих затрат и поступлений;
–       учет влияниянеопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта и др.
Такимобразом, из проведенного исследования видно, что система принципов оценкиэффективности инвестиционного проекта в нефтедобыче позволяет учестьспецифические особенности отрасли, характеристики объектов инвестиций(разрабатываемых месторождений). Важное значение при этом имеет учетособенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапахего реализации, многовариантный характер проектов, сопоставимость условийсравнения вариантов. Принцип положительности и максимума эффекта означает, чтоэффект от осуществления проекта положителен. В случае наличия несколькихальтернативных проектов или вариантов проекта должен осуществляться тот, укоторого эффект максимален. Однако безграмотное соблюдение этого принципа внефтедобыче может привести к тому, что к реализации будет принята системаразработки, обеспечивающая значительно меньший по сравнению с потенциальновозможным коэффициент извлечения нефти (КИН).
Помимособлюдения принципов при проведении технико-экономического обоснования ианализе полученных результатов инвестор ориентируется на определенные критерииоценки. Решение недропользователя об инвестировании в проект принимается, еслион удовлетворяет определенным условиям. Обозначим некоторые критерии принятияинвестиционных решений в нефтедобывающей отрасли:
–       выбор оптимальныхпараметров разработки и эксплуатации месторождения. С технологической точкизрения данный критерий подразумевает определение наиболее рациональной системыразработки месторождения, обеспечивающей возможно полное извлечение из пластовзапасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающейсреды;
–       наибольшийэкономический эффект от разработки месторождения на основе внедрения наиболеепрогрессивной технологии. С экономической точки зрения проект должен обеспечитькак возмещение вложенных средств за счет доходов от добычи и реализацииуглеводородов, так и получение прибыли, обеспечивающей рентабельностьинвестиций не ниже желательного уровня и компенсирующей не только рисквложения, но и временной отказ от использования этого капитала;
–       приемлемые срокиокупаемости затрат;
–       эффективноеиспользование ресурсов и оптимизация затрат (капитальных, эксплуатационных);
–       подход«оптимальная вероятность»: состоит в том, что из возможных решенийвыбирается вариант, при котором вероятность результата является приемлемой дляинвестора;
–       обоснованностьпроектных решений по системам разработки, степени их практической реализациипри разработке месторождения;
–       соответствиепроекта целям и стратегии предприятия.
Дляэкономической оценки и анализа требуется геолого-технологическая информация:извлекаемые запасы; динамика ввода скважин в эксплуатацию; объемэксплуатационного бурения; фонд скважин — добывающих, нагнетательных и других;объемы годовой и накопленной добычи нефти, жидкости, закачки воды и т.д.
Настадии проектирования экономической оценке подлежит вся добыча нефти. На второйстадии оценке подлежат остаточные запасы нефти (на момент составления проектногодокумента). На последней стадии разработки, когда месторождение разбурено,оцениваются методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи,дополнительная добыча нефти и связанные с ней затраты.
Какправило, на стадии технико-экономических исследований инвестиционныхвозможностей в расчетах используют постоянные цены, заложенные в проект безучета инфляции. Расчеты в таких ценах имеют смысл для изучения и оценки самойидеи проекта. Экономическую оценку эффективности освоения запасов проводят впостоянных ценах, так как инфляционные процессы в целом не оказываютсущественного влияния на выбор варианта разработки месторождения. Целью оценкиявляется не идеальный прогноз величины дохода недропользователя, а выбороптимального варианта освоения месторождения.
Приопределении цен реализации можно использовать цены внешнего рынка, заложенные вгосбюджет 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 внутреннегорынка в этом случае берутся как процент от экспортных цен, сложившийся в году,предшествующем году проведения оценки. Прогнозные цены рекомендуетсяиспользовать при разработке схемы финансирования и оценке эффективности участияв инвестиционном проекте[5].
Оценкаэффективности разработки месторождения проводится в условиях действующейсистемы налогообложения, включающей федеральные, региональные и местные налогии сборы, установленные налоговым законодательством. Расчет налоговых выплатосуществляется в порядке, установленном в первом году проектного периода.
Длярасчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат на добычу нефтинеобходимы удельные затраты, учитывающие развитие технологий, особенностирайона, стадию разработки месторождения. Наиболее подходящей основой для ихопределения являются фактические данные о производственно-хозяйственнойдеятельности нефтедобывающего предприятия, на территории которого находитсяоцениваемое месторождение, либо расположенного в том же районе. Использованиесреднегодовых отчетных показателей для обоснования удельных затрат являетсянаиболее корректным по сравнению с полугодовыми или квартальными. Еслиместорождение находится в неосвоенном регионе, в качестве аналога может бытьпринято какое-либо предприятие, функционирующее в другом регионе, акорректировка экономических нормативов может быть проведена исходя изсоотношения величин производственных затрат по тем элементам, по которым ониизвестны.
Длярасчета показателей эффективности освоения месторождения, а также дляпрогнозирования налога на прибыль, учитывается действующий механизмамортизационных отчислений, величина которых зависит от применяемой нормыамортизации. Сумма амортизационных отчислений в каждом году проектного периодаскладывается из амортизации переходящих и вводимых основных фондов. При расчетеамортизационных отчислений полагают, что оборудование вводится в эксплуатацию вконце года. При оценке инвестиционного проекта в нефтедобыче для определенияамортизации среднегодовую стоимость вводимых основных фондов необходимоскорректировать на коэффициент (≈0,5), учитывающий среднее число днейработы новой скважины (около 160 дней).
Всостав исходной информации, необходимой для проведения оценки, входит нормадисконта. В связи с многочисленными рисками, связанными с вероятностнымхарактером геолого-промысловых данных, высокой капиталоемкостью инвестиций идлительными сроками окупаемости, нефтяной бизнес требует повышенной нормыдохода по сравнению с другими отраслями. Как показывает российская практикаоценки эффективности инвестиционного проекта, в нефтяной отрасли наиболеераспространенными являются нормы дисконта 10 и 15%. При экономической оценке наэтапе эксплуатации месторождения, когда риск проекта снижается по сравнению синвестиционным этапом, целесообразно использовать 10-процентную ставкудисконта.
Объемисходной информации зависит от стадии разработки месторождения и соответственноэтапа инвестиционного проекта. На первом этапе информация весьма ограниченна.По мере проработки проекта ее состав уточняется. Меняются и методы подготовкиинформации. На стадии инвестиционного предложения она определяется главнымобразом экспертно и по аналогам, на последующих стадиях — с учетом фактическихданных.
После принятия инвестиционногорешения необходимо спланировать его осуществление и разработать системуконтроля и анализа. Контроль должен осуществляться на различных этапахреализации проекта, в разрезе объектов контроля, в зависимости от задач,подлежащих решению. В процессе реализации инвестиционного проекта контролюподлежат: объемы, виды и стоимость работ по проекту; производственные издержкии расходы по проекту; временные параметры, включающие сроки, продолжительностьвыполнения работ и этапов проекта; ресурсы, требуемые для осуществленияпроекта; качество проектных решений, применяемых ресурсов, компонентов проектаи пр. Для реализации эффективной системы контроля необходима согласованнаяработа подразделений и центров ответственности предприятия нефтедобычи.
На этапе капитального строительстванаиболее важен контроль сроков, качества работ и строительных затрат. Основнаязадача контроля реализации запланированных капитальных вложений — обеспечениесвоевременного ввода объектов в эксплуатацию при высоком качестве выполняемыхработ и достижении установленных результатов. Для ее решения необходимымероприятия по совершенствованию технологии и организации строительногопроизводства, увеличение эффективности использования материальных и трудовыхресурсов. В рамках контроля эффективности использования введенных вэксплуатацию активов необходимо проверить соответствие технологическихпроцессов тем нормам, которые закладывались при проектировании, оптимальнуюнагрузку производственных мощностей, отсутствие перерывов в производстве.
На этапе эксплуатации месторожденияосновная задача заключается в организации рациональной системы учета затрат идоходов, их контроля и анализа для принятия оперативных управленческих решений.На стадии эксплуатации необходим контроль за обеспечением производстваоборудованием и материалами, предусматривающий организацию процесса размещениязаказов и заключения контрактов с поставщиками, организацию контроля задоставкой ресурсов, за выполнением условий контрактов, за осуществлениемрасчетов за поставленные ресурсы. Обязательной является организация входногоконтроля качества, комплектности и количества поступающей продукциипроизводственно-технического назначения. В дальнейшем необходим контроль засостоянием хранения оборудования и материалов. На этапе реализации проектатакже крайне важно иметь тщательно разработанную стратегию закупок оборудованияи материалов. Централизация закупок может существенно улучшить контроль надобразованием затрат. В процессе производственной деятельности особое вниманиедолжно уделяться контролю за фактическим расходом материальных ресурсов,особенно высокозатратных. Различные отделы и службы нефтедобывающегопредприятия по своим направлениям деятельности осуществляют контрольиспользования и соблюдения норм расхода ресурсов.
Основой системы контроля затрат ирезультатов является расчет отклонений. Текущий контроль и анализ отклоненийпозволяют своевременно воздействовать на протекающие процессы и принятьуправленческие решения. Особое внимание при этом должно быть обращено навыявление величины и причин возникновения затрат, не обусловленных нормальнойорганизацией производственного процесса. Перед тем как провести анализотклонений необходимо определить, какие отклонения, прежде всего, важны,выявить те параметры, на которые можно повлиять. Кроме того, необходимоклассифицировать затраты по степени приоритетности и рассматривать неабсолютные величины, а удельные.
Таким образом, для успешногорегулирования расходов необходимо выстроить полный цикл управления затратами:от создания нормативной базы до выработки управленческих решений.

2.3 Методы увеличения нефтеотдачи
Классификация методов увеличениянефтеотдачи, принятая в международном общении, в основном опирается на понятия,сформулированные в США. Но и в США эти понятия оформились не сразу. В этойсвязи, прежде всего, следует обратить внимание на используемую в этой странеклассификацию методов разработки, которая определяется экономическимисоображениями. В частности, в целях повышения экономической эффективностиразработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможногоиспользования для этих целей реинвестиций весь срок разработки месторожденияразбит на три основных этапа.
На первом этапе для добычи нефтимаксимально возможно используется естественная энергия месторождения (упругаяэнергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки,потенциальная энергия гравитационных сил).
На втором этапе реализуются методыподдержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы былиназваны вторичными.
На третьем этапе для повышенияэффективности разработки месторождений применяются методы увеличениянефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery — EOR). Эти методы называют такжетретичными. В США и в большинстве нефтедобывающих странах мира под методамиувеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемымирабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти. К настоящемувремени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группыметодов увеличения нефтеотдачи[6]:
– физико-химическиеметоды (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерноезаводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
– газовыеметоды (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа,азота, дымовых газов);
– тепловыеметоды (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовыхэкзотермических окислительных реакций);
– микробиологическиеметоды (введение в пласт бактериальной продукции или ее образованиенепосредственно в нефтяном пласте).
По мере развития технологий реализацииМУН введено понятие улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery).Эти методы, которые иногда также называют четвертичными, предполагаюткомбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также такихперспективных технических средств повышения нефтеотдачи, как горизонтальныескважины. Следует подчеркнуть, что применение горизонтальных скважин дляулучшения МУН связывают главным образом с решением таких стратегических задачкак организация вертикального воздействия, повышение эффективностигравитационного режима разработки, выработка не вовлеченных в разработкузапасов нефти. Это означает, что применение горизонтальных скважин нельзярассматривать в качестве самостоятельного метода повышения нефтеотдачи, чтонередко пропагандируется в нашей стране. Это тем более важно, чтогоризонтальные скважины часто применяют в качестве средства интенсификациидобычи нефти. Далеко не всегда такое применение горизонтальных скважин приводитк повышению нефтеотдачи.
Обсуждая понятие «улучшенные МУН» нужноотметить, что в зарубежной литературе имеется также упоминание об уплотнениисетки скважин. В этой связи напрашивается такое понимание термина «улучшенныеМУН», согласно которому реализация МУН сопровождается применением всехтехнологий и средств повышения охвата процессом вытеснения нефти, в том числеоптимизация сеток размещения скважин и системы воздействия для вовлечения вразработку недренируемых и слабодренируемых запасов, нестационарное воздействиеи перемена направлений фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения,барьерное заводнение.
Отметим, что в международной практикесобственно метод заводнения не упоминается как метод увеличения нефтеотдачи.Однако в нашей стране этот метод является превалирующим и повышение егоэффективности с точки зрения полноты извлечения нефти имеет стратегическоезначение. Значительное число месторождений характеризуется высокой выработкойзапасов. Применение на многих из них приведенных выше базовых (третичных) МУНпо техническим и экономическим причинам проблематично. Поэтому представляетсяцелесообразным отнести к категории улучшенных МУН и улучшенное заводнение, еслионо предусматривает комплекс технологических и технических средств, приводящихк увеличению нефтеотдачи не на единицы процентов, а на 15 % и более посравнению с проектной величиной. По оценкам именно с таким порогом в СШАсвязано предоставление экономических стимулов.
Таблица 2.2
Добытая нефть за счет применения методовувеличения нефтеотдачиОрганизация 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 согласноданным нефтяных компаний (табл. 2.2) дополнительная добыча нефти в нашей странеза счет применения методов увеличения нефтеотдачи за пятилетний период1996-2000 г.г. выросла вдвое и достигла 43,1 млн.т. Такой объем дополнительнойдобычи соответствует примерно 17 % от общей добычи и примерно половине всейдобыче из трудноизвлекаемых запасов. Распределение дополнительно добытой нефтипо некоторым методам увеличения нефтеодачи приведено в таблице 2.3.
Таблица 2.3
Распределение добытой нефти по методамувеличения нефтеотдачи пластовПрименяемые 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 вкомпаниях к методам увеличения нефтеотдачи относят все геолого-техническиемероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе из активныхзапасов. В то же время известно, что применение даже таких мощных техническихсредств как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины далеко не всегдаприводит к увеличению нефтеотдачи. Кроме того, согласно опыту примененияметодов увеличения нефтеотдачи такая высокая доля дополнительной добычи,декларируемая российскими компаниями, может быть интерпретирована такимобразом, что в нашей стране методы увеличения нефтеотдачи уже применяютсяпрактически на всех месторождениях. Но при этом почему-то нефтеотдача низкая ипродолжает падать.
В этой связи уместно напомнить, чтосогласно официальным данным в США, где нефтеотдача растет, дополнительнаядобыча нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи наращивалась втечение 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 значительноймере обязана отсутствию четкого определения термина «методы увеличениянефтеотдачи» и максимально формализованных определяющих его критериев.
В условиях еще не сложившихсяцивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна.Именно она позволяет преподносить такие упомянутые выше мощные средстваинтенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качествеосновных технологий увеличения нефтеотдачи. Более того, в некоторых крупныхсверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными“прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их“консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем в последниегоды осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активныхзапасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент“консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохраненияпроектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи.Количество выводимых из эксплуатации так называемых “нерентабельных” скважинуже исчисляется не единицами и не сотнями, а тысячами. В некоторых компаниях ихчисло приближается к 50% от общего действующего фонда. Сокращены объемы примененияхимических реагентов, также необходимых для достижения проектной нефтеотдачи.Наконец, кратно снизился по сравнению с советским временем объем дополнительнойдобычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами за счет применениятретичных методов увеличения нефтеотдачи, которые возможно тоже попали в разряд«нерентабельных» или «консервативных». Конечно, такая практика приводит кснижению 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 БлижнегоВостока.
В этой связи уместно подчеркнуть, что внефтяном бизнесе нефтеотдача не является первостепенной задачейнедропользователя. Главное для него – получение по возможности более высокихприбылей для удовлетворения экономических интересов акционеров компании иинвесторов. Выполнение этой задачи, как правило, объективно входит впротиворечие с достижением максимально возможных значений нефтеотдачи.Увеличение нефтеотдачи и извлекаемых запасов на этой основе – одна из важнейшихзабот хозяина недр, т.е. государства.
В большинстве нефтедобывающих странмира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 и более лет, забота ополноте извлечения нефти из недр становится все более приоритетной. Создаютсятакие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать иприменять современные методы увеличения нефтеотдачи. Одновременно фискальнаясистема и система контроля со стороны государства не допускают получениясверхприбылей за счет интенсивной выборочной обработки активных запасов.Недропользователи, которые пренебрегают современными методами увеличениянефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти, во-первых, платят налоги сполна, аво-вторых, их акции теряют в цене. Потому, например, в США недропользователиобязаны ежегодно сдавать аудит запасов в Федеральную Комиссию по биржам иценным бумагам (SEC).
В большинстве нефтедобывающих странзапасы нефти являются национальным достоянием и служат, в первую очередь, дляповышения благосостояния народа. Именно поэтому цивилизованные государстваберут на себя заботу о сохранении и увеличении извлекаемых запасов нефти засчет повышения нефтеотдачи. Во многих странах эта задача решается надежно ипрозрачно. Для этого создаются стимулы для испытаний и применения третичных ичетвертичных методов увеличения нефтеотдачи. Одновременно устанавливаетсяодинаковый для всех недропользователей налог или рента, не допускающиеполучение сверхприбыли. Желает недропользователь иметь стимулы – применяетчетко определенные методы увеличения нефтеотдачи, не желает – платит налогисполна.
В нашей стране формирование такойсправедливой системы осложняется следующими факторами:
1.        Отсутствиевразумительной государственной концепции в вопросах повышения нефтеизвлечения.
2.        Чрезмернаяобеспеченность извлекаемыми запасами большинства крупных нефтяных компаний, чтопозволяет им обеспечивать нынешний уровень добычи нефти в основном за счетотработки активной доли запасов, потенциал добычи из которых составляет 315 — 405 млн.тонн в год. Именно поэтому применяются технологии интенсификации добычинефти из этих запасов, а методы повышения нефтеотдачи практически неиспользуются.
3.        Отсутствиеверы многих руководителей крупных нефтяных компаний в то, что наше государствона данном этапе развития рыночных отношений в состоянии сформировать прозрачныйи справедливый механизм государственного управления рациональным использованиемзапасов нефти, свободный от лоббирования и коррупции и основанный нагармонизации интересов государства, недропользователя и инвестора.
В свете сказанного выше при формировании«Концепции» определению термина «методы увеличения нефтеотдачи» придавалосьпервостепенное значение, ибо от четкости этого определения в значительной мерезависит степень прозрачности всей системы государственного управлениярациональным использованием запасов нефти, в том числе и степень гармонизацииэкономических интересов субъектов нефтяного бизнеса.
Анализ мировой и отечественной практики,учет несовершенства нынешнего этапа рыночных отношений в нашей стране диктуютнеобходимость отнесения к методам увеличения нефтеотдачи только третичных ичетвертичных методов, т.е. тепловых, газовых и физико-химических, их сочетаниемежду собой и с заводнением.
Именно стимулирование этих методовпозволит в сжатые сроки кардинально повысить потенциал нефтеотдачитрудноизвлекаемых запасов, а следовательно, и переломить многолетнюю негативнуютенденцию ее снижения.
Что касается улучшенных методовзаводнения, то эти методы в нашей стране применяются в основном для улучшенияразработки активных запасов. Такие мощные средства интенсификации, как ГРП,горизонтальные скважины, боковые стволы, которые для этого применяются, неухудшают в целом экономические показатели проектов, хотя не всегда дают иежеминутную выгоду. Об этом, в частности, свидетельствуют показателибольшинства проектов, представленных на ЦКР Минэнерго.
В целом, применение улучшенных методовзаводнения в лучшем случае могут обеспечить достижение проектной нефтеотдачи, апотому решить проблему повышения нефтеотдачи в стране с их помощью не удается.
Такимобразом, инвестиционнаядеятельность в той или иной степени присуща любому предприятию. Онапредставляет собой один из наиболее важных аспектов функционирования любойкоммерческой организации. Причинами, обуславливающими необходимость инвестиций,являются обновление имеющейся материально-технической базы, наращивание объемовпроизводства, освоение новых видов деятельности.

ГЛАВА 3. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТПО СНИЖЕНИЮ ЗАТРАТ И ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
3.1Внедрение телесистемы LWD-650вместо MWD – 650
/> 
Дляснижения себестоимости бурения в СУПНПиКРС, нами предлагается внедрениеследующих технологических новшеств:
— Внедрение телесистемы LWD-650вместо 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.
Бурениепервых горизонтальных скважин началось на Федоровском месторождении на группупластов АС 4-8. Пласты данной группы отличаются малым этажомнефтеносности (12 метров), т.е. необходима большая точность проводкигоризонтальных стволов, чтобы сохранить коридор, дающий возможностьбеспрепятственно добывать нефть без прорыва газа из газовой шапки и быть надостаточном расстоянии от водо–нефтяного контакта. Подобные задачи первые тригода решались использованием телесистемы MWD – 650, в которых был лишь один инклинометрическийзонд. Геонавигация в стволе производилась с помощью геофизического комплексаАМАК « Обь», т.е. в зависимости от геологического строения района буренияпроизводились промежуточные каротажи.
В2002 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 скважинколебались в интервалах 3000 – 3450м. Как известно, бурение глубокихгоризонтальных скважин сопряжено с большими затратами времени как на проводкуствола, так и на проведение привязочных каротажей (геофизических замеров встволе скважины) в толще нефтеносного пласта, что, в свою очередь, кратноповышает вероятную аварийность производимых работ. Все это привело кнеобходимости закупки новых телесистем MWD – 350, в которых кроме инклинометрического зондадобавлен еще и гамма – датчик.
Работагамма–датчика основана на регистрации естественного радиоактивного фона горныхпород, который регистрируется стинциляционными трубками. Использованиетелесистем MWD – 350 на первых же скважинахпоказало свою высокую эффективность за счет сокращения, а затем и полногоотказа от промежуточных каротажей.
Извышеизложенного можно сделать вывод о том, что применение малогабаритныхтелесистем MWD – 350 дает возможность сократитьнепроизводительное время на производство промежуточных каротажей от 3 до 4суток (в зависимости от глубины залегания промежуточных и проектных пластов,что соответственно сказывается и на сроках строительства скважины в целом. Кнедостаткам применения подобного типа телесистем можно отнести отсутствиевозможности определения насыщения коллекторов, т.к. гамма — методы дают лишьстратиграфическое расчленение разрезов.
В течении2005–2006 годов ОАО «Сургутнефтегаз» вышло бурением на те площади Федоровскогоместорождения, где раннее производилась и ведется выработка запасов нефтинаклонно–направленными скважинами старого фонда, а это, как известно оченьчасто приводит к наличию зон с прорывом воды. Бурение горизонтальных скважин напласты АС 4-8 с использованием MWD – 650 и проведением стандартной методикипромежуточных каротажей стало нерентабельным в виду того, что большие участкигоризонтальных стволов находились в промытых зонах. Поэтому возникла остраянеобходимость в приобретении телесистем с зондами резистивиметрии.
С февраля2006 года СУПНП и КРС начало бурение горизонтальных скважин на пласты группы АС4-8 Федоровского месторождения с использованием телесистем LWD – 650. Данные телесистемы отличаютсяот 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 данныхсистем. При дальнейших закупках дополнительных зондов не будет необходимости вприобретении всего комплекса зондов, наземного оборудования и компьютерныхпрограмм.
Краткоеописание зондов телесистемы следующее:
ТелесистемаLWD-650 включает в себя следующие зонды:инклинометрический; гамма; резистивиметрии и датчик вибрации, которыйустанавливается вместе с гамма зондом. В компоновку также включено управляющееустройство HCIM, которое собирает полученныерезультаты и отправляет сигнал на поверхность, а также хранит в своей памятиинформацию с зондов. Источником питания системы памяти и управления зондовслужат литиевые батареи. Конструктивно телесистема LWD – 650 модульного типа, что предусматриваетвозможность в дальнейшем подключать к ней модули с дополнительными датчиками, чегоне 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 7,5метров. Выше, в т.н. установочном диамагнитном переводнике, длинной 5,0 метровустанавливается сборка инклинометрического зонда с пульсатором.
Гаммазонд включает в себя две банки, в которых вмонтированы счетчики Гейгера –Мюллера. Работа зонда основана на замерах естественной радиоактивности горныхпород. Гамма методы дают лишь стратиграфическое расчленение разреза. Глубинаисследования зонда до 20 см. Зонд резистивиметрии представляет собойконструкцию из четырех антенн и двух приемников. Работа зонда резистивиметрии(электромагнитный каротаж) основана на определении удельного сопротивлениягорных пород электромагнитному импульсу (сигналу 1 и 2 МГц). Приемники посылаютэлектромагнитный сигнал частотой 1 и 2 МГ, который принимают антенны. Глубинаисследования зондов от 15,2 см до 1,6 м. Таким образом электромагнитный каротажприменяется для оценки характера насыщения пласта — коллектора в процессебурения с целью оперативного реагирования на скважинную обстановку и проводкигоризонтального участка скважины по наиболее оптимальной траектории, тем самымповышая качество проводки ствола.
Впроцессе бурения можно получать информацию со всех четырех зондов, но этоприведет резкому снижению скорости проходки, поэтому во всем мире в реальномвремени получают информацию только с двух зондов. Материалы каротажа со всех 4зондов записываются в память и их можно получить после подъема инструмента наповерхность. Существующие ограничения в механической скорости до 18 — 20м\чассвязаны с периодичностью во времени опроса датчиков: EWR (электромагнитный каротаж) – каждые 4 секунды и 8секунд с датчиков DGR (гамма-зонда). Необходимо отметить,что зонд резистивиметрии имеет свой блок резервной памяти, чего нет в гаммазонде. Информация с гамма зонда записывается только в блок памяти.
Преимуществаи недостатки использования систем LWD-650:
1. Использованиетелесистемы LWD-650 дает возможность повысить качествостроительства горизонтальных скважин на месторождениях с газовой шапкой, языковымпрорывом воды и подошвенной водой.
2. Прибурении скважин возникали проблемы в определении ГНК в тех зонах, где он четконе выделяется. Поэтому была необходимость производить промежуточный каротажпосле бурения первых 50-100 м от точки входа в горизонт с целью использованияматериалов АМАК «Обь» и LWD-650для более чёткого определения ГНК, учитывая данные нейтронного каротажа,вертикальные отметки соседних скважин и начало зоны проникновения фильтратабурового раствора в пласт. Для исключения данного промежуточного каротажанеобходимо приобретение дополнительных датчиков (приборов), дающих возможностьболее четко определять газонефтяные контакты (ГНК).
3. Обработкаматериалов показала полную сходимость данных АМАК «Обь» и каротажа в процессебурения.
4. Можносделать вывод о том, что использование зондов системы LWD-650 дает возможность отказаться от 2 — 3промежуточных каротажей (геофизических замеров), а при наличии дополнительныхдатчиков для определения ГНК, со временем можно будет отказаться и от всехкаротажей.
Вышеизложенноедаёт возможность сократить время строительства горизонтальной скважины от 2 до5 суток. При этом нужно отметить главное преимущество использования телесистемнового поколения – это возможность оперативной корректировки траекториигоризонтальной части ствола в зависимости от характера насыщения коллекторов.
5.Опыт проводки горизонтальных скважин на Федоровском месторождении дает правоутверждать о том, что наиболее оптимальная траектория бурения — волнообразная сколебаниями вертикальных отметок от 3 до 6 метров. При этом необходимо отметить сложности, даже при бурении с LWD-650, удержать ствол в пределах проектных вертикальныхкоридоров +\-1м, т.к. расстояние от инклинометрического датчика до долотасоставляет 18м и нет, возможности спрогнозировать зенитный угол на забое.Проблема разрешима при включении в компоновку датчиков зенитного угла назабойном двигателе.
Вфеврале 2008 года началось тестирование телесистем LWD – 650 на Федоровском месторождении. Скважины бурилисьв следующей последовательности 5669\676, 5643\672, 5666\674, 5642\671 и 5668\674.
Краткоостановимся на некоторых особенностях телесистемы и принципах работы зондов:
ТелесистемаLWD – 650 нового поколения, которая включаютв себя следующие зонды: инклинометрический; гамма; резистивиметрии и датчиквибрации, который устанавливается вместе с гамма зондом. В компоновке также включеноуправляющее устройство HCIM,которое дает команды зондам, собирает от них полученную информацию и отправляетсигнал на поверхность, а также хранит в своей памяти информацию с зондов.Источником питания системы памяти и управления зондов служат литиевые батареи.
ТелесистемыLWD – 650 дадут возможность подключать кним в дальнейшем дополнительные датчики, чего не было в раннее закупленныхтелесистемах MWD – 650, т.к. это более устаревшаямодификация.
Впроцессе бурения можно получать информацию со всех четырех зондов телесистемы,но это приведет резкому снижению скорости проходки, поэтому во всем мире вреальном времени получают информацию только с двух зондов. Материалы каротажасо всех 4 зондов записываются в память и их можно получить после подъема инструментана поверхность. В процессе бурения нами были настроены зонды таким образом,чтобы получать информацию с длинного и среднего зондов. Средний зонд включендля подстраховки на случай выхода из строя длинного зонда.
Краткоостановимся на возникших трудностях при проводке траекторий описываемых вышескважин.
Впроцессе бурения возникали сложности с инклинометрическим зондом, благодарябольшому расстоянию, от долота до точки замера датчика
(17- 18м в точке замера), т.е. очень сложно предугадать зенитный угол и особеннопри проводке ствола по волнообразному профилю. Обычно при бурении в горизонтеиспользуют 4-х метровую УБТ и тогда точка замера находится в 11 – 12 м от долота.
Необходимоотметить, что все скважины в связи с заглинизированностью разреза и наличиемучастков языкового обводнения, от работающих соседних наклонно – направленныхскважин, проводились по волнообразной траектории. Колебания вертикалейсоставляло 1 – 3,5м. В связи с наличием в разрезе горизонтальных стволовучастков (40 – 50м) с водоносным насыщением, обусловленных языковым обводнениемскважины 5666, 5642 и 5669 закончены эксплуатационными колоннами со сплошнымцементированием.
Такжебыли сложности с попаданием ствола в 60-ти метровый круг допуска, связанные сотсутствием каротажа на кровлю АС4, т.е. не было данныхинклинометрического каротажа (ИОН-1).
Решениемпроблемы бурения горизонтальных участков скважин на Федоровском месторожденииявляется закупка датчика зенитного угла, который устанавливается на турбине.Возможно, со временем решится проблема попадания в круг допуска и бурения поволнообразной траектории, когда в партиях инженерно-телеметрической службы(ИТС) будет наработан определенный опыт и найдена азимутальная закономерность вповедении ИОН-1 и телесистемы при проводке стволов в направлении Восток –Запад.
ГеологамиИТС постоянно в КИП-1 сбрасывались LAS — файлы. Результаты интерпретации материалов показали полную совместимость кривыхсопротивлений и гаммы с материалами полученными при работе с АМАК «Обь».Материалы поддаются обработке и по ним трест «СНГ» сможет выдавать заключения онасыщении пород.
Необходимоотметить наличие сложностей в определении ГНК и, особенно в тех разрезах, гдеон явно не выделяется, т.е. в некоторых случаях еще будет необходимпромежуточный каротаж. В процессе бурения всех скважин производилось по 2 — 3каротажа. Время строительства скважин составило 11 – 16 дней, т.е. практически,что и при проведении каротажей.
Рассмотримэкономическую эффективность предлагаемой стратегии. За 2008 год на Федоровскомместорождении пробурено горизонтальных скважин:
— сиспользованием телесистем LWD/650– 34;
 – сприменением MWD/650 и промежуточными каротажами –30.
Среднеевремя строительства скважины:
— LWD/650 — 13.5 суток;
— MWD/650 — 16,5 суток.
Сравнительныепоказатели бурения горизонтальных скважин с использованием телесистем MWD — 650 и LWD – 650 представлены в таблице 3.1.
Таблица3.1
Сравнительныепоказатели бурения горизонтальных скважин с использованием телесистем MWD — 650 и LWD – 650Скважины 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
Такимобразом, применение LWD – 650 прибурении горизонтальных скважин дает выигрыш в сроках строительства 2 – 4 дня,даже не смотря на ограничения в механической скорости для получениякачественной записи кривых.
Бурениескважин с использованием зондов системы LWD – 650 дает возможность отказаться от 2-3 промежуточныхкаротажей и сократить время строительства горизонтального участка скважины с 7до 5 суток. Экономический эффект от использования телесистемы LWD – 650 представлен в таблице 3.2.
Таблица3.2
Экономическийэффект 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. Экономияза счет сокращения кол-ва операций по 1 скв.:
(5-2)*24*5006,77+28432*(5-2) = 445783,44 руб.
3. Экономияза 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.
Ожидаемыйэкономический эффект от использования телесистемы LWD — 650 составит: 5328440 руб.
Всвязи с малым количеством пробуренных скважин и отсутствием опыта работы сновыми системами, о какой либо статистике говорить пока рано. На сегодня можноговорить только о максимальном сокращении непроизводительного времени на промежуточныекаротажи. 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.Бурениескважин с использованием систем каротажа в процессе бурения даст максимальновозможное сокращение промежуточных каротажей и наличие оперативной возможностикорректировки траектории стволов в зависимости от насыщения, что приведет кзначительному сокращению участков ствола насыщенных прорывной водой и газом.
2.Принеобходимости закупки новых дополнительных зондов не будет нужды закупать веськомплекс глубинного и наземного оборудования, благодаря совместимости телесистемыLWD – 650 со всем современным,разрабатываемым фирмой «Halliburton» оборудованием.
3.Устаревшие телесистем MWD-650могут, тем не менее, продолжать применяться для бурения наклонно-направленных иводозаборных скважин. Также в приобретении телесистем MWD-650 по остаточной стоимости заинтересовано ОАО«Буринтех».
3.2 Применениегеофизических исследований скважин вместо соляно-кислотной обработки
Геофизическиеисследования и работы в скважинах (ГИРС) — />исследования, основанныена 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 эксплуатациейподземных хранилищ газа (ПХГ);
— оценки технического состояния скважин;
— изучения продуктивных пластов;
— оценки ущерба, наносимого недрам при их использовании, а такжепредусматривающие 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-технологическихисследований в процессе бурения.
Кодному из видов геофизические исследования и работы в скважинах относится:
Геолого-технологическиеисследования скважин (ГТИ) — измерение параметров бурения, параметров и свойствпромывочной />жидкости, содержания в ней углеводородов и другихпоступающих из вскрытых пластов флюидов; отбор и экспресс — анализ шлама,экспресс — анализ керна на буровой.
ГТИпри бурении опорных, параметрических, поисковых, оценочных, разведочных иэксплуатационных скважин должны обеспечить для изучения вскрываемого разреза:
— оперативное представление геологическим и технологическим службам буровогопредприятия и заказчика информации о литологическом составе, характеренасыщенности и коллекторских свойствах вскрываемых в процессе бурения горныхпород;
— оперативное прогнозирование пластовых давлений;
— выдачу рекомендаций по уточнению интервалов отбора керна, проведения ГИРС ииспытания пластов.
Приприменении ГТИ исключается стандартный каротаж при бурении скважин.
Загод применение будет на 15 скважинах.
Исходныеданные представлены в таблице 3.3.
Таблица3.3
Исходныеданные для расчета эффективности применения ГТИПоказатели 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.
Испытаниескважин с применением установки геофизических исследований скважин (УГИС).
Геофизическиеисследования в скважинах (ГИС) — измерения в скважинах параметров различных поприроде физических полей, естественных или искусственно вызванных, с цельюизучения:
— строения и свойстввскрытых скважиной горных пород и />содержащихся в них флюидов;
— конструктивныхэлементов скважины;
— состава и характерадвижения флюидов в действующих скважинах.
С целью информационногообеспечения интерпретации наземных геофизических исследований и построениямоделей изучаемых />объектов по всему разрезу используемых дляэтого скважин должен выполняться комплекс методов ГИС, позволяющий построитьгеофизические модели разреза для сейсморазведки (сейсмоакустический разрез),электроразведки (геоэлектрический />разрез), гравиразведки(геоплотностной разрез) и магниторазведки (геомагнитный разрез).
СУПНП и КРС проводитиспытание скважин с помощью соляно-кислотной обработки, я предлагаю внедритьустановку геофизических исследований, в результате чего будем получать болееточные данные об имеющихся запасах, т.е. получим лучший результат исследованиязапасов нефти. Для определения экономического эффекта, произведем следующиерасчеты. Всего объектов, где будет использована установка, сорок.
Таблица 3.4
Расчет экономическойэффективности от внедрения установкиНаименование 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 предоставленыпланово-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, экономияпочти в 3 миллиона только за счет сокращения продолжительности испытания, т.е.сократив время, мы значительно сократили материальные затраты. В этом проектедва аспекта: временной и стоимостной.3.3 Применение импортной дизельной электрическойстанции ДЭС-630 фирмы «Камминс» вместо ДЭС-630 6ДМ 21.
Прииспользовании 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.

Таблица3.5
Расчетэкономической 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 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
ПеревозДЭС МИ-26 =(23км/100+10мин/60+23км/200+5/60)
Такимобразом, экономия составляет до 350 тыс. руб. в год.
3.4Внедрение алмазных долот вместо шарошечных долот
Прибурении используются, в основном, два вида долот – шарошечные (эффект дроблениядостигается за счет вращения металлических элементов — шарошек) и алмазные(точнее, с алмазным напылением, что делает их особенно прочными). скважин сиспользованием алмазных долот 214,3 возрастает проходка на долото, уменьшаетсяколичество СПО, за счет этого снижается время на строительство скважины.
Таблица3.6
Расчетэкономической 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
Экономияна 1 м проходки в указанном интервале:
27146691/28116 = 966 руб
Экономияна 1 долото:
27146691/25 = 1085867 руб
Всеперечисленные мероприятия обеспечат СУПНП и КРС существенную экономию иснижение себестоимости, а также повысить нефтеотдачу пластов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Управлениеинвестиционными процессами, связанными с вложениями денежных средств вдолгосрочные материальные и финансовые активы, представляет собой наиболееважный и сложный раздел финансового менеджмента. Принимаемые в этой областирешения рассчитаны на длительные периоды времени и, как правило:
•являются частью стратегии развития фирмы в перспективе;
•влекут за собой значительные оттоки средств;
• сопределенного момента времени могут стать необратимыми;
•опираются на прогнозные оценки будущих затрат и доходов.
Поэтому,значение экономического анализа для планирования и осуществления инвестиционнойдеятельности трудно переоценить. При этом особую важность имеет предварительныйанализ, который проводится на стадии разработки инвестиционных проектов испособствует принятию разумных и обоснованных управленческих решений.
Снижениесебестоимости продукции – одна из приоритетных задач любого коммерческогопредприятия, позволяющая сохранить его конкурентоспособность и повысить прибыльот реализации.
Безусловно,в сложных условиях рыночных отношений для нормального функционированияорганизации особенно важно экономить средства предприятия, оптимизироватьпроизводственный процесс, внедрять новые экономичные технологии.
Объектомисследования в данном дипломном проекте является сургутское управление повышениянефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин ОАО «Сургутнефтегаз».
Насегодня в активе Сургутского УПНП и КРС — крупнейший в нашей стране объем строительстваразведочных скважин, позволяющих многократно увеличить объемы добычи «черногозолота». Это обстоятельство обеспечило Сургутскому УПНП и КРС стабильнуюрепутацию предприятия-лидера буровой отрасли. Предприятие отличается мощнымпотенциалом и отличной производственной базой, однако назрела необходимостьвнедрения новых технологий с целью снижения себестоимости производства.
Дляснижения себестоимости бурения в СУПНП и КРС предлагается внедрение следующихтехнологических 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.
Применениев процессе бурения телесистем LWD-650является одним из перспективных направлений, повышающих качество проводкигоризонтальных скважин и ускоряющих сроки их строительства.
 Внедрениетелесистем LWD-650 в процессе бурения в нашихусловиях имеет большое значение, т. к. известная существующая технологияустарела и ее возможности в части повышения качества проводки горизонтальныхскважин ограничены.
 Применениетелесистем LWD-650 в процессе бурения позволит:
1.        Оперативнопроизводить корректировку траектории горизонтального участка в зависимости отлитологического состава пород и характера насыщения песчаников, т.е. повыситькачество проводки горизонтального участка.
2.        Сократить объемГИС (промежуточные каротажи), что в свою очередь на 25% уменьшит времястроительства скважин и снизит затраты, зависящие от времени.
3.        Повысить добычунефти за счет быстрого ввода скважин в эксплуатацию и увеличения количествапробуренных скважин.
Ожидаемый экономическийэффект от использования телесистемы LWD — 650 составит: 5328440 руб. Годовой экономический эффект от внедренияГТИ составит 653400 руб. Годовой экономический эффект от внедрениясистем ГИС — 2 933 360 руб. Экономическая эффективность от внедрения ДЭС-630 фирмы«Камминс» вместо ДЭС-630 6ДМ 21. – 350 000 руб, от внедренияалмазных долот – 27 000 руб. Итого в результате внедрения предлагаемыхмероприятий ожидается суммарный годовой экономический эффект 9 292 200рублей, т.е. порядка 10 миллионов рублей.
Таким образом, врезультате реализации комплекса мероприятий по снижению себестоимостиэксплуатационного и разведочного бурения СУПНП и КРС, предприятие имеетреальную возможность снизить себестоимость метра проходки.

СПИСОКИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.   Абрютина, М.С. Анализфинансово-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. Теорияэкономического анализа /М.И.Баканов, А.Д.Шеремет. — Н.: Учебник Финансы истатистика, 2000. – 494 с.
4.   Балабанов, И.Т. Анализ и планированиефинансов хозяйствующего субъекта: Учеб. Пособие / И.Т.Балабанов. – М.: Финансыи статистика, 2004. — 80 с.
5.   Барнгольц, С.Б. Экономический анализхозяйственной 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. Внутрифирменноефинансовое планирование и контроль / В.В.Бочаров. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2004.– 339 с.
8.   Бухалков, М.И. Внутрифирменноепланирование / М.И.Бухалков. – М.: ИНФРА-М, 2000. — 400 с.
9.   Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных игазовых скважин, М., 2007. – 246 с.
10.    Вакуленко, Т.Г., Фомина, Л.Ф. Анализбухгалтерской (финансовой) отчетности для принятия управленческих решений /Т.Г.Вакуленко, Л.Ф.Фомина. — СПб.: Издательский дом Герда, 2001. — 288 с.
11.     Виханский, О.С. Стратегическоеуправление: 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. Экономическаядиагностика 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 напредприятии / 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 исвязь, 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 состояниепредприятия. 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. Экономикапредпринимательства: Учебное пособие /Е.Г.Лиманов. – М.: Статистика, 2000. –420 с.
34.    Лихачева, О.Н. Финансовоепланирование 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 состоянияроссийских предприятий: Учеб.пособие для ВУЗов / А.Б.Перфильев. — Яр.: изд-воМУБиНТ, 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. Менеджменторганизации / З.П. Румянцева. — М.: Прогресс, 2003. – 365 с.
40.    Савицкая, Г.В. Анализ хозяйственнойдеятельности предприятия / Г.В.Савицкая. – Мн.: ИП «Экоперспектива», 2003. –594 с.
41.    Салтыкова, Г.А. Финансовоепланирование и анализ движения денежных потоков / Г.А.Салтыкова. – СПб.: Изд-воСПбГУЭФ, 2002. – 423 с.
42.    Сергеев, И.В. Экономика предприятия:Учебное пособие / И.В.Сергеев. – М.: Экономика, 2000. – 670 с.
43.    Смирнов, Э.А. Основы теорииорганизации / Э.А.Смирнов. — М.: ЮНИТИ, 2001. – 564 с.
44.    Старобинский, Э.Е. Основы менеджментана коммерческой фирме / Э.В.Старобинский. — М.: Новости, 2004. – 392 с.
45.    Стражев, В.И. Анализ хозяйственнойдеятельности в промышленности / В.И. Стражев. – Мн.: Выш. шк., 2002. – 452 с.
46.     Травин, В., Дятлов, В. Основыстратегического менеджмента / В.Травин, В.Дятлов. — М.: Финансы и статистика, 2001. – 368 с.
47.    Фатхутдинов, Р.А. Стратегическийменеджмент: 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. Методикафинансового анализа / А.Д.Шеремет, Е.В.Негашев. – М.: Инфра – М, 1999. – 460 с.
51.    Эддоуз, М., Стэнсфилд, Р. Методыпринятия 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 ивнедрения) / П.Воробьев, Ф.Земеров // Проблемы теории и практики управления. –2008. — № 6. – С.112-117.