Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Марта 2012 в 11:39, дипломная работа
Основным источником формирования бюджета государства являются налоговые сборы, и платежи. Из этих средств финансируются государственные и социальные программы, содержатся структуры, обеспечивающие существование и функционирование самого государства. Организация работы с налогоплательщиками по выполнению этой задачи является прерогативой Государственной налоговой службы Российской Федерации. Качество ее функционирования во многом предопределяет формирование бюджета страны, развитие предпринимательства в России, уровень социального обеспечения граждан.
Введение …………………………………………………………………………......4
1. Геолого-техническая характеристика НГДУ «Ямашнефть»………………......6 1.1. Краткая геолого-техническая характеристика месторождений………...6
1.2. Анализ состояния разработки месторождений НГДУ………………………11
1.3. Текущее состояние добывающего фонда скважин и способы их эксплуатации……………………………………………………………………......16
1.4. Методы интенсификации добычи нефти, применяемые в НГДУ………….22
2. Организационно-экономическая характеристика НГДУ «Ямашнефть»…....25
2.1. Организационная структура НГДУ «Ямашнефть»………………………..25
2.2. Анализ основных технико-экономических показателей НГДУ «Ямашнефть» за 2001-2003г.г……………………………………………....26
2.3. Динамика мировых цен на нефть…………………………………………..30
2.4. Основные изменения в налоговой системе………………………………..33
2.5. Основные направления мероприятий по снижению налоговой нагрузки предприятия………………………………………………………………….36
3. Анализ и методические основы системы налогообложения и финансового положения предприятия………………………………………………………..52
3.1. Анализ финансового состояния предприятия………………………….....52
3.2. Анализ изменения налоговой нагрузки в зависимости от мероприятий по ее снижению…………………………………………………………………62
3.3. Анализ и методика начисления НДПИ…………………………………….67
3.4. Анализ и методика начисления экспортной пошлины……………………70
3.5. Анализ и методика начисления налога на имущество……………………72
3.6. Анализ и методика начисления налога на прибыль……………………....80
3.7. Прочие налоги…………………………………………………………….....83
4. Влияние изменений в налогообложении на финансовое состояние предприятия …………………………………………………………………….85
4.1. Основные тенденции изменений в налогообложении нефтедобывающих предприятий ………………………………………………………………...85
4.2. Влияние предполагаемых изменений на финансовое состояние НГДУ «Ямашнефть»………………………………………………………………...87
4.3. Сопоставление технико-экономических показателей…………………….92
5. Гражданская оборона……………………………………………………………94
5.1. Моральная и психологическая подготовка сил Российской системы ЧС и населения при ликвидации последствий ЧС………………………………………..94
Заключение………………………………………………………………………...103
Список использованной литературы…………………
Геолого-физические условия разработки Ямашинского месторождения
Ямашинское месторождение – одно из основных НГДУ "Ямашнефть" – расположено в западной части Альметьевского района, в экономически развитом нефтедобывающем районе Татарстана, вблизи самых крупных месторождений: Ромашкинского и Ново-Елховского. Оно окружено эксплуатирующими месторождениями: Тюгеевским, Березовским, Шегурчинским. Через месторождение проходит шоссе Альметьевск – Чистополь. Ближайшая железнодорожная станция - Бугульма Куйбышевской железной дороги. Вторая железнодорожная ветка соединяет города Бугульма, Лениногорск, Альметьевск, Набережные Челны, Казань. Бугульма имеет аэропорт, связывающий нефтяные районы Татарстана со многими городами России. Ближайшие пристани – на реке Каме в Набережных Челнах и Чистополе.
В орогидрафическом отношении месторождение занимает приподнятую часть юго-восточного Закамья и занимает часть верховья реки Кичуй, по правому берегу которой отмечаются хорошо выраженные структурно-денудационные террасы. Климат района умеренно-континентальный. Из полезных ископаемых, кроме нефти, известны месторождения известняков, песчаника, гравия, глины и др.
Источником водоснабжения служат Камские водоводы, электричества – подстанция "Ямаши". В промышленную разработку Ямашинское месторождение введено в 1975 году.
Таблица 1.2.
Физико-химические свойства нефти
Параметры | Объекты | |||||||||
Кашир. | Верей Ский | Башк. + Протв | Алексин. | Туль -ский | Бобриков- Ский | Тур-нейс | Д0 | Д1 | ||
|
| |||||||||
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с | 26 | 26 | 41,6 | 21,6 | 21,6 | 21,6 | 21,6 | 21,2 | 3,6 | 3,0 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,897 | 0,897 | 0,896 | 0,876 | 0,876 | 0,875 | 0,875 | 0,875 | 0,836 | 0,836 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,915 | 0,915 | 0,913 | 0,906 | 0,906 | 0,906 | 0,906 | 0,906 | 0,869 | 0,869 |
Абсолютная отметка ВНК, м | -613,0 | -667,0 | -667,0 | - | -931,0 | -928,0 | -929,0 | -932,1 | -1563,9 | -1563,9 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,024 | 1,024 | 1,024 | 1,033 | 1,033 | 1,033 | 1,033 | 1,036 | 0,119 | 1,119 |
Содержание серы в нефти,% | 3,2 | 3,2 | 3,2 | 3,0 | 3,0 | 3,0 | 3,0 | 2,8 | 1,9 | 1,9 |
Содержание парафина в нефти, % | 1,8 | 1,8 | 7,2 | 3,3 | 3,3 | 3,3 | 3,3 | 3,3 | 2,1 | 2,1 |
Давление насыщенной нефти газом, МПа | 2,7 | 2,7 | 2,6 | 2,9 | 2,9 | 2,9 | 2,9 | 2,9 | 9,1 | 9,1 |
Газосодержание нефти, м3/т | 7,7 | 7,7 | 6,8 | 9,3 | 9,3 | 9,3 | 9,3 | 9,2 | 47,7 | 47,7 |
Таблица 1.3.
Распределение пробуренного фонда
Фонд скважин | На 1.01.03. | На 1.01.04. | +,- | % |
1. Добывающий 1.1. Действующий 1.1.1. ЭЦН 1.1.2. ШГН 1.2. Бездействующий 1.3. В освоении 2. Нагнетательный 2.1. Под закачкой 2.2. Остановлены по циклике 2.3.Остановлены по технологической причине 2.4. Бездействующие 2.5. В освоении под закачку 3. В консервации 4. Пьезометрический 5. Ликвидированный 6. В ожидании ликвидации 7. Водозаборные 8. Пробуренный фонд | 291 282 3 279 9 - 67 31 34 -
2 - 16 4 13 12 8 411 | 277 266 1 265 11 - 71 31 39 -
1 - 11 19 13 12 8 411 | -14 -16 -2 -14 2 - 4 - 5 -
-1 - -5 15 - - - - | 99,66 98,60 100 98,59 150 - 100 114,81 91,8 -
100 - 100 100 100 109,09 100 100 |
С начала разработки Ямашинского месторождения отобрано нефти 48,9% от НИЗ, темпы отбора составили 1,75% от НИЗ и 3,31% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,115. Средние дебиты нефти в среднем составляют 2,7 т/сут., а средние дебиты жидкости - 4,5 т/ сут. Обводненность добываемой продукции составляет 39,8%.
Доля от годовой добычи месторождения по тульско-бобриковским отложениям составила 36%, по турнейскому ярусу – 47,2%, по башкирскому ярусу – 11, 6%, по верейскому горизонту - 3,3%, по девону – 1,8% и по алексинскому горизонту – 0,14%,.
Доля добычи по сравнению с предыдущим годом увеличилась по турнейскому ярусу на 1,0 % и уменьшилась по тульско-бобриковским отложениям на 0,5%. По степени обводненности обводненный фонд распределяется следующим образом (Таблица 1.4.).
Таблица 1.4.
Степень обводненности обводненного фонда
Степень обводненности | Количество скважин | +,- к началу 2002г. | |
на 1.01.2002г | на 1.01.2003г | ||
1 | 2 | 3 | 4 |
До 2% | - | - | - |
От 2 до 20% | 150 | 185 | +35 |
От 20 до 50% | 63 | 44 | -19 |
От 50 до 90% | 43 | 35 | -8 |
Больше 90% | 10 | 18 | +8 |
Всего | 266 | 282 | +16 |
Таким образом, на поздней стадии разработки, основную массу составляет фонд скважин с от 2 до 20 процентов обводнения продукции. В отчетном году, за счет бурения скважин на линзы, на 5 скважин увеличился фонд с высоким процентом обводненности. Фонд скважин от 50 до 90 процентов обводнения снизился в основном за счет перевода высокообводнившихся скважин под закачку воды. С начала разработки отобрано 113516 тыс.т. воды, обводненность на конец года при этом составила 77,3%. Водонефтяной фактор -1,32.
1.2. Анализ состояния разработки месторождений НГДУ
Практически все месторождения НГДУ находятся на 1-ой стадии разработки, т.к. ни одно месторождение полностью не разбурено. Однако на месторождениях НГДУ есть залежи, которые близки к 4-ой стадии разработки, когда фонд скважино-точек для бурения полностью реализован, а конечный коэффициент нефтеотдачи согласно технологических схем превышен. Ямашинское месторождение многопластовое.
Основными объектами эксплуатации являются турнейские и тульско-бобриковские отложения, которые разбурены самостоятельными сетками с расстоянием между скважинами 350 м.
В самостоятельный объект разработки выделен верейский горизонт.
Тульско-бобриковские отложения разрабатываются с применением внутриконтурного (линейного с дополнительным разрезанием на блоки) и законтурного завод нения.
Турнейские отложения с 1990 года разрабатываются с применением линейной системы заводнения с дополнительным разрезанием на блоки.
На месторождении выделены опытные участки: турнейский и башкирский на сетке 200х200м и башкирский по сетке 100х100м. С начала разработки Ямашинского месторождения отобрано нефти 48,9 % от НИЗ, темпы отбора составили 1,75 % от НИЗ и 3,31 % от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,115. Средние дебиты нефти в среднем составляют 2,7 т/сут, а средние дебиты жидкости - 4,5 т/ сут. Обводненность добываемой продукции составляет 39,8 %.
Доля от годовой добычи месторождения по тульско-бобриковским отложениям составила 36 %, по турнейскому ярусу – 47,2 %, по башкирскому ярусу – 11, 6 %, по верейскому горизонту - 3,3 %, по девону – 1,8 % и по алексинскому горизонту – 0,14 %.
Доля добычи по сравнению с предыдущим годом увеличилась по турнейскому ярусу на 1,0 % и уменьшилась по тульско-бобриковским отложениям на 0,5 %.
Тульско-бобриковский объект Ямашинского месторождения
Тульская залежь разрабатывается с применением трех рядной линейной системы заводнения в сочетании с дополнительным разрезанием на блоки. В эксплуатации находятся 100 добывающих и 33 нагнетательных скважин.
Компенсация отбора жидкости закачкой составила 102,2 % за год и 139,5 % с начала разработки. Пластовое давление по тульско-бобриковскому объекту 68,2 атм, что на ровне прошлого года. Произошло снижение пластовых давлений по скважинам бобриконского горизонта, которые разрабатываются на естественном режиме.
Обводненнось добываемой продукции составила 44,7 %.
Остановили нерентабельные скважины: вывели в пьезометр тульские скважины № 11839, 7365, 7381, 7364, 11832, вышли в бездействие тульские скв. № 2572, 1333 и бобриковские скв. № 2537. Вышла из бездействия обводненная скв. № 1397 (дебит жидкости – 13,2 т/сут, 88 % обводненность).
В целях уменьшения обводненности и выравнивания профиля приемистости в 2003 году в нагнетательные скв. № 2580, 1335, 7309 закачали ВУС.
С начала разработки по тульско-бобриковским отложениям отобрано 85,1% от НИЗ, темпы отбора составляют 2,51 % от НИЗ и 14,4 % от ТИЗ.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,314, при проектном 0,369.
Турнейский ярус Ямашинского месторождения
Объект разрабатывается по самостоятельной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 350м. Турнейский ярус разрабатывается с применением трех рядной линейной системы заводнения с дополнительным разрезанием на блоки. В эксплуатации находятся 133 добывающих и 29 нагнетательных скважин.
Компенсация отбора жидкости закачкой составила 94,8 % за год и 43,4 % с начала разработки. Обводненность добываемой продукции составляет 34,5 %.
Остановили нерентабельные скважины: 2527, 7236, 7390, 2541, 7303 из них 2527 перевели в ППД в 2004 году, 7236 возврат на башкирский ярус, 7303, 2541 в 2004 году обработаны призабойные зоны пласта.
Средние дебиты нефти и жидкости за 2003 год составляют 2,6 т/с. и 4 т/с. соответственно. С начала разработки отобрано нефти 61,6 % от НИЗ, темпы отбора составили 2,5 % от НИЗ, 6,13 % от ТИЗ. Текущий коэффициент извлечения нефти – 0,124, при проектном 0,201.
Турнейский опытный участок Ямашинского месторождения
В карбонатных отложениях турнейского яруса выделен опытный участок, который разбурен по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м. Участок был создан для изучения влияния плотности сетки скважин на выработку запасов нефти. В эксплуатации находятся 25 скважин, что составляет 18,8 % всего эксплуатационного фонда по турнейской залежи. Под закачкой находятся 8 скважин.
Нормы отбора нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 100,5 %, 96 %, 100,8 %. За 2003 год по опытному участку добыто 16581 т.нефти, что составляет 14,3 % от добычи всего турнейского яруса. Пластовое давление составляет 43,5 атм. Компенсация отбора жидкости закачкой составила за год 92,3 % и 44,5 % с начала разработки. Обводненность добываемой продукции упала на 3,3 % и составляет 47,2 %. Средние дебиты нефти остались на уровне 2002 года и составляют 2,1 т/сут, а по жидкости снизились и на 0,4 т/сут. и составляют 3,9 т/сут.