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…………………
По опытному участку отобрано 90,4 % от НИЗ. Темп отбора от НИЗ – 2,45 % и от ТИЗ – 20,3 %, что в 3 раза выше, чем по всей турнейской залежи. Накопленная добыча нефти по опытному участку составляет 21,4 % от всей залежи. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,244, при проектном 0,270.
Башкирский опытный участок (сетка 200х200) Ямашинского месторождения
Опытный участок разбурен по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200м, с целью изучения влияния заводнения на процесс вытеснения нефти из карбонатных коллекторов башкирского яруса. На участке в эксплуатации находятся 15 скважин и 4 скважины под закачкой.
Компенсация отбора жидкости закачкой составила 102,6 % за год и 125,3 % с начала разработки. Пластовое давление составляет 51,4 атм. Обводненность добываемой продукции составила 50,3 %. Из-за нерентабельности вышли в бездействие 2597, 2602, скважину 2588 перевели в пьезометрические. Вышла из бездействия обвдненная скважина №2605, по скв. №2600 обводненность выросла с 30 % до 95 %
Средние дебиты нефти в 2003 году остались на уровне 2001 года и составляют 1,6 т/сут, по жидкости составляют 3,2 т/сут. По опытному участку отобрано нефти 83,0 % от НИЗ. Темпы отбора составили 2,79 % от НИЗ и 14,5 % от ТИЗ. Накопленная добыча нефти по опытному участку составляет 42,7 % от всей залежи. Текущий коэффициент извлечения нефти – 0,232 при проектном 0,28.
Башкирский опытный участок (сетка 100х100).
Участок был создан для изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу при естественном упруго - водонапорном режиме. Данный участок
разбурен по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 100м. В эксплуатации находятся 13 скважин и 2 скважины под закачкой.
Пластовое давление составляет 57,5 атм. Обводненность добываемой продукции составляет 34,8 %. Средние дебиты по нефти составляют 3,7 т/сут, а по жидкости составляют 5,6 т/сут. Начальные извлекаемые запасы по опытному участку отобраны на 123 %, а балансовые запасы отобраны на 35,9 %.
В 2004 году по Ямашинскому месторождению необходимо обеспечить добычу нефти в объеме 236 тыс.т, жидкости – 405 тыс.т, для чего предусматривается:
1.Провести ОПЗ по 18 скважинам, РИР в двух скважинах.
2.Продолжить циклическую закачку воды по всем эксплуатационным объектам.
3. По участку на 93 скв. на северной части Ямашинского месторождения, сделать постоянно действующую модель.
4. Соотношение закачки воды к отбору жидкости в пластовых условиях принять:
- по турнейскому ярусу
- по турнейскому опытному участку - 101 %;
- по тульскому горизонту - 114 %;
- по башкирскому опытному участку (200х200) - 103 %;
- по башкирскому опытному участку (10х100) - 52 %.
1.3. Текущее состояние добывающего фонда скважин и способы их эксплуатации
Общий фонд за 2002 году увеличился на 41 скважину. Принято из бурения 40 скважин и 1 скважина из "Альметьевнефть". Распределение пробуренного фонда приведено в таблице 1.5.
Состояние фонда скважин
Категория скважин
| Фонд скважин | по состоянию на: | +,- | % |
1.01.02г. | 1.01.03г. | |||
Эксплуатационные 1.1. Действующие 1.2. Бездействующие 1.3. В освоении 2. Нагнетательные 2.1. Действующие 2.2. Бездействующие 2.3. В освоении 3. В консервации Пьезометрические Ликвидированные 4. В ожидании ликвидации 5. Поглотительные 6. Водозаборные 7. Пробуренный фонд | 1677 1629 35 13 345 338 7 - 131 67 209 94 4 59 2586 | 1692 1640 51 1 355 349 6 - 133 80 209 94 4 60 2627 | 15 11 16 -12 10 11 -1 - 2 13 - - - 1 41 | 100,89 100,68 145,71 7,69 102,90 103,25 85,71 - 101,53 119,40 100 100 100 101,69 101,59 |
Эксплуатационный фонд скважин
В 2002 году эксплуатационный фонд увеличился по сравнению с 2001 годом на 15 скважин. 36 скважин было принято из бурения , 1 скважина переведена в эксплуатационный фонд из старой консервации, 1 скважина из пьезометрических, 1 скважина их ожидания ликвидации – всего 39 скважин. Из эксплуатационного фонда выбыло всего 24 скважины, из них 4 скважины в консервацию и 14 скважин в пьезометрические как убыточные,6 скважин освоено под закачку воды.
В бездействующем фонде на конец 2002 года находится 51 скважина, что на 16 скважин больше, чем в 2001 году и составляет 3,01 % к эксплуатационному фонду.
Нагнетательный фонд
На 1.01.2002 года нагнетательный фонд составил 345 скважин, что на 9 скважин меньше, чем в 1.01.2001 года. Под закачку введены 6 новых нагнетательных скважин: 4 скважины из эксплуатационного фонда, 1 скважина - из пьезометрического фонда. 1 скважина – из консервации. В бездействии находятся 7 нагнетательных скважин.
На 1.01.03 года нагнетательный фонд составил 355скважин, что на 10 скважин больше, чем в 1.01.2002года. За 2002 год из нагнетательного фонда выбыли 3 скважины: 1 скважина в консервацию, 1 скважина в ожидание ликвидации, 1 скважина в пьезометрические.
Под закачку введено 13 новых нагнетательных скважин: 6 скважин из эксплуатационного фонда, 6 скважин из пьезометрического фонда и 1 скважина из консервации. В бездействии находятся 6 скважин.
Скважины, находящиеся в консервации
В консервации на 1.01.2002 года находилась 131 скважина, что на 3 скважины меньше, чем в предыдущем году. В эксплуатацию введено 14 скважин (из них 1 новая скважина). В консервацию было переведено 21 скважина: 5 скважин из эксплуатационного фонда, 16 скважин из нагнетательного фонда.
В консервации на 1.01.2003 года находилось 133 скважины, что на 2 скважины больше, чем в предыдущем году. Из консервации в другие категории были переведены 3 скважины: 1 скважина в эксплуатационный фонд, 1 скважина в пьезометрические. В консервацию за 2002 год переведено 5 скважин: 4 скважины из эксплуатационного фонда, 1 скважина из нагнетательного фонда.
Контрольные и пьезометрические скважины
В 2001 году пьезометрический фонд уменьшился на 8 скважин и составил 67 скважин, 2 скважины переведены из эксплуатационного фонда 3 скважины отданы цеху ППД ,7 скважин переведены в эксплуатационный фонд.
На 1.01.03г. пьезометрический фонд увеличился по сравнению с 2001 годом на 13 скважин и составил 80 скважин. Переведено в другие категории из пьезометрического фонда 7 скважин: 1 скважина в эксплуатационный фонд и 6 скважин освоены под нагнетание воды. В пьезометрические переведено 20 скважин: 4 скважины из бурения, 14 скважин из эксплуатационного фонда 1 скважина из консервации, 1 скважина из нагнетательного фонда.
Скважины, ликвидированные и ожидающие ликвидации
На 1.01.2002г. в этой категории находилось 303 скважины, что на 5 скважин меньше чем в предыдущем году, 4 скважины отданы в ЗАО «Геотех», 1 скважина переведена в нагнетательный фонд, 1 скважина переведена в ожидание ликвидации.
На 1.01.2003г. в этой категории находилось 303 скважины. Из ожидания ликвидации 1 скважина переведена эксплуатационный фонд. В ожидание ликвидации 1 скважина переведена из нагнетательного фонда.
Общий фонд за 2003 год увеличился на 25 скважин и составил 2652 скважины. Принято из бурения 26 скважин и 1 скважина (№2231) передана в ОАО «Шешмаойл». Распределение пробуренного фонда приведено в таблице1.6.
Эксплуатационный фонд скважин
В 2003 году эксплуатационный фонд уменьшился по сравнению с 2002 годом на 97 скважин. За 2003 год в эксплуатационный фонд 25 скважин принято из бурения, 1 скважина переведена в эксплуатационный фонд из ликвидированных, 3 скважины из пьезометрического фонда, 10 скважин из консервации– всего 39 скважин.
Из эксплуатационного фонда выбыло всего 136 скважины, из них 63 скважины в пьезометрические, 63 скважины в консервацию, 9 скважин освоено под закачку воды, 1 скважина в ожидание ликвидации В бездействующем фонде на конец года находятся 52 скважины, что на 1 скважину больше, чем в 2002 году и составляет 3,26% к эксплуатационному фонду.
Таблица 1.6.
Состояние фонда скважин
Категория скважин
| Фонд скважин | по состоянию на: | +,- | % |
1.01.03г. | 1.01.04г. | |||
Эксплуатационные 7.1. Действующие 7.2. Бездействующие 7.3. В освоении 8. Нагнетательные 8.1. Действующие 8.2. Бездействующие 8.3. В освоении 9. В консервации 10. Пьезометрические 11. Ликвидированные 12. В ожидании ликвидации 13. Поглотительные 14. Водозаборные 15. Пробуренный фонд | 1692 1640 51 1 355 349 6 - 133 80 209 94 4 60 2627 | 1595 1542 52 1 366 360 5 1 163 163 208 93 4 60 2652 | -97 -98 1 - 11 11 -1 1 30 83 -1 -1 - - 25 | 94,26 94,02 101,91 100 103,09 103,15 83,33 - 122,55 203,75 99,52 98,93 100 100 100,95
|
Нагнетательный фонд
На 1.01.2004 года нагнетательный фонд составил 366скважин, что на 11 скважин больше, чем на 1.01.2003 года. Под закачку введены 12 новых нагнетательных скважин: 9 скважины из эксплуатационного фонда, 2 скважина - из пьезометрического фонда. 1 скважина – из консервации. В бездействии находятся 5 нагнетательных скважин.
Скважины, находящиеся в консервации
В консервации на 1.01.2004 года находилась 163 скважины, что на 30 скважины меньше, чем в предыдущем году. В консервацию было переведено 34 скважины: 22 скважины в пьезометрические, 2 скважины под закачку, 10 скважин в эксплуатационный фонд. В консервацию на 1.01.2003 года переведено 64 скважины: 63 скважины из эксплуатационного фонда, как нерентабельные, и 1 скважина из нагнетательного фонда.
Контрольные и пьезометрические скважины
На 1.01.04г. пьезометрический фонд увеличился по сравнению с 2003 годом на 83 скважины и составил 163 скважины. Переведено в другие категории из пьезометрического фонда 6 скважин: 3 скважины в эксплуатационный фонд и 2 скважин освоены под нагнетание воды. и 1 скважина (№2231) передана в ОАО «Шешмаойл». В пьезометрические переведено 89 скважин: 1 скважины из бурения, 63 нерентабельные скважины из эксплуатационного фонда, 22 скважина из консервации, 2 скважины из нагнетательного фонда.
Скважины, ликвидированные и ожидающие ликвидации
На 1.01.2004г. в этой категории находится 301 скважина. Из ожидания ликвидации 1 скважина переведена в нагнетательный фонд, 1 скважина – в пьезометрический. В ожидание ликвидации 1 скважина переведена из нагнетательного фонда.
На сегодняшний день в НГДУ "ЯН" применяются 2 способа добычи нефти:
1. Фонтанный
2. Механизированный
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения в НКТ, связанное с движением этой жидкости.
Различают 2 вида фонтанирования скважин:
1.фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, -
артезианское фонтанирование;
2. фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающие
фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Насосные способы добычи нефти.
Когда скважины вследствие падения пластового давления перестают фонтанировать, их переводят на механизированные способы добычи нефти, к которым относится насосная эксплуатация (ШСН и ПЦЭН). На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, скважины могут сразу же после разбуривания переводиться на механизированный способ добычи.