Обоснование затрат на добычу нефти

      Электроэнергия. Фактические затраты на электроэнергию составили 408 205 тыс. руб., при плане 474 915 тыс. руб., что на 66 710 тыс.руб. ниже плана. Экономия на сумму 66 710 тыс.руб. получена за счет применения тарифов ниже плановых, в том числе -80 887 тыс. руб. - за период с марта по июль использовались тарифы 2004 года. В то же время, увеличение добычи нефти на 131 тыс. тонн привело к росту затрат на 14 177 тыс. руб.

      Расходы на персонал при плане 506 180 тыс. руб. составили 484 556 тыс. руб., что на 21 624 тыс. руб. ниже плана. Основной причиной экономии послужила не укомплектованность штата предприятия кадрами. Так, при плановой среднесписочной численности 1620 чел., фактическая среднесписочная численность составила 1344 чел.

      Затраты на геолого-технические мероприятия (ГТМ). Фактические затраты на геолого-технические  мероприятия на 108 889 тыс. руб. ниже плана. Снижение произошло под влиянием следующих факторов:

• за счет снижения курса $ (-11 162 тыс. руб.);
• за счет закачки меньшего количества пропанта (-5 157тыс. руб.);
• за счет применения к подрядчику штрафных санкций (-15 329 тыс. руб.);
• из-за отнесения двух ГРП на капитальные вложения (-3 280 тыс. руб).
• за счет оптимизации технологии КРС и сокращения средней продолжительности капитальных ремонтов скважин с 493 бр-ч/рем. до 439 бр-ч/рем. (-28 203 тыс.руб.)
• из-за отсутствия технической возможности ведения работ по ЛГШ1 на бездействующем фонде (-65 тыс. руб.);
• из-за отказа по геологическим условиям от реализации программы РИР ЗКЦ на ППД - 56 операций (-17 677 тыс. руб.);
• за счет отказа от реализации инвестиционного проекта по зарезке новых стволов (-43 165 т. руб.)
• за счет реализации дополнительных инвестиционных проектов по ГРП (+13 544 тыс. руб.). 
• за счет выполнения дополнительных объемов работ: выполнена инвестиционная программа ППД: при плане 19 операций, факт - 39 операций (+980 тыс.руб.)
• из-за увеличения фактической стоимости 1 операции ОПЗ пласта «Абалак» против плановой (план - 75 т.руб./опер., факт - 125 т.руб./опер.) (+425 тыс. руб.)

      Услуги  по ТРС. Фактические затраты по текущему ремонту скважин составили 400 235 т.руб. при плане 389 360 т.руб. Перерасход в 10 875 т.руб. вызван привлечением дополнительных бригад ПРС на работы, которые не предусматривались планом (извлечение подземного оборудования, вывода скважин из бездействия).

      Услуги  по геофизическим исследованиям. Экономия составила 1 632 т.руб, так как в течение года проводилась корректировка инвестиционного портфеля. Геофизические исследования на сумму 4 100 т.руб. для инвестиционного проекта по зарезке боковых стволов не производились ввиду отказа от данного проекта, а проведены следующие дополнительные инвестиционные проекты, не предусмотренные планом: 5 ГРП на нефтяном фонде, 2 ГРП на разведочных скважинах, запущено 11 скважин по инвестиционному проекту «47 блок» геофизические исследования для которых проведены на сумму 2 468 т.руб.

      Услуги  по ремонту НПО ( ЗАО "Няганьнефтемаш ") снизились против плана на - 3 829 т.руб за счет снижения действующего фонда ШГН (план-701 скв., факт-544 скв.).

      Услуги  по ремонту НКТ, штанг выполняемых  ЗАО "Няганьнефтемаш". Перерасход по данной статье на сумму 16 674 т.руб вызван увеличения физических объемов (план-170 971ед., факт- 231 135 ед.)

      Расходы на обслуживание электросетей.     Экономия    составила

      - 4 803.руб. за счет пересмотра объемов подлежащих ТО и ТР.

      Услуги  по тепловодоснабжению. Экономия в сумме 28 001 т.руб. сложилась в связи с остановкой котельной КСП Ем-Еговского УНП и оптимизации объектов теплоснабжения.

      Транспортные  расходы. Экономия по данной статье составила 15 423 т.руб. за счет оптимизации автобусных маршрутов, использования менее дорогостоящей техники, а также в связи с благоприятными условиями погоды в 4 квартале (ППУ, снегоуборочной техника).

      Услуги  по ремонту и обслуживанию компьютерной техники. Экономия по данной статье в сумме 3 840 т.руб., сложилась за счет оптимизации использования принтеров и ксероксов на предприятии, уменьшения расходов на их обслуживание.

      Услуги  по ликвидации текущих аварий снизились против плана на 909 т.руб. ввиду того, что в целях предупреждения разливов нефти были сделаны дополнительные нефтеловушки из песка.

      Услуги  по рекультивации шламовых амбаров. Экономия  в сумме 400 т.руб. образовалась в связи с тем, что данные работы не проводились по решению Договорной (конкурсной) комиссии.

      Маркшейдерские  услуги. При плане работ на сумму 12 995 т. руб. работы были выполнено на сумму 10 957 т. руб. Отклонение - 2 038 т. руб. получено в результате задержки оформления документов на земли под скважины, передаваемые по соглашению с ХМАО (371 скважина).

      Консалтинговые  услуги получены на сумму 5 930 т. руб. при плане 15 172 т.руб. Экономия составила 9 242 т.руб., в том числе:

• смещение графика консультационные услуги В8С — 1 088 т.руб.
• не  выставлена счет-фактура по  последнему этапу бюджетирования - 5 175 т.руб.
• подготовка   к   сертификации   отнесена   на нематериальные   активы -1 700 т.руб.

     Таким образом, мы выявили основные факторы, оказавшие влияние на изменение уровня производственных затрат. Далее определили степень влияния каждого фактора (таблица 1.4). 

     Таблица 1.4

     Степень влияния факторов на уровень производственных затрат

 
 
 

Продолжение табл.1.4

 

     Как видно из таблицы, все факторы, сгруппированы  в 3 группы: ФОТ удорожание стоимости услуг, рост объема работ. Степень влияния каждой группы факторов на уровень себестоимости нефти приведена в приложении 1. 

       1.3  Оценка резервов повышения эффективности затрат 

       Нефтегазодобывающие предприятия имеют свои характерные  для их деятельности пути и факторы  экономии затрат, а также методы определения величин экономии по факторам.

       Исходя  из проведенной оценки сложившегося уровня затрат можно выделить возможные  направления повышения эффективности затрат.

       Одним из резервов повышения эффективности  затрат является снижение затрат на ремонт электроцентробежных насосов за счет уменьшения количества ремонтов данного оборудования

       С каждым годом в ОАО «ТНК-Нягань» увеличиваются затраты на ремонт электроцентробежных насосов.

     За  анализируемый период затраты на ремонт электроцентробежных насосов выросли на 3%  и составили за счет роста объемов работ по ремонту данного оборудования. Анализ, проведенный специалистами предприятия показал, что есть разработки, позволяющие за счет применения новых материалов при ремонте оборудования увеличить срок службы кабельной линии и повысить наработку на отказ УЭЦН. Вследствие, чего снизится количество ремонтов.

     У предприятия для реализации данного  резерва есть все возможности  так как специалистами цеха, специализирующегося  на ремонте насосного оборудования была разработана  технология ремонта, с применением высокотемпературного кабеля.

       Следующим резервом повышения эффективности  затрат для ОАО «ТНК-Нягань» является снижение затрат на КРС путем  производства ремонтов погружных электродвигателей (ПЭД) собственными силами предприятия.

       В 2005 году в ОАО «ТНК-Нягань» нуждалось в капитальном ремонте 123 электродвигателя. Все ремонты погружных электродвигателей в отчетный период производились на заводе электротехнического оборудования в г. Бугульма. Стоимость капитального ремонта на заводе электротехнического оборудования в г. Бугульма составила – 120 234 руб. Общие затраты компании по этому направлению в 2005 году - 12295,57 тыс. руб, что на 1747,60 тыс. руб. или на 1,5% больше затрат 2004 года.

       На  предприятии с ростом объемов добычи нефти наблюдается рост доли затрат на ремонт насосного оборудования в общей сумме затрат на КРС (рисунок 1.3).

Рис. 1.3 Доля затрат на ремонт насосного оборудования в  
общей сумме затрат на КРС 

       Данная  тенденция наблюдается за счет увеличения на балансе предприятия количества электродвигателей.

       Новые методы повышения нефтеотдачи пласта значительно снижают ресурс работы оборудования. Анализ причин  отказов  насосного оборудования , проводимый службами предприятия показывает, что при использовании данных методов значительно ухудшились условия эксплуатации оборудования. Высокий газовый фактор, солеотложения, высокая температура пласта: все эти факторы значительно влияют на межремонтный период работы оборудования. Увеличение количества отказов ПЭД приводит к увеличению затрат на ремонт оборудования.

       Далее необходимо отметить, что ОАО «ТНК-Нягань» имеет собственные возможности по осуществлению этих работ.  ОАО «ТНК-Нягань» учреждено дочернее предприятие ЗАО «Няганьнефтемаш», основными видами деятельности которого являются – ремонт и техническое обслуживание оборудования и объектов для нефтяной промышленности.  

       Следующий потенциальный резерв за счет которого можно снизить затраты на добычу - переход к наиболее эффективным методам проведения вторичного гидроразрыва пласта.

       В настоящее время на в ОАО «ТНК-Нягань»  применяется два возможных варианта вторичного гидроразрыва пласта:

• применение корпусного перфоратора, спускаемого на кабеле (вариант перфорации при репрессии на пласт)  - ПВР;
• применение корпусного перфоратора на насосно-компрессорных трубах с понижением уровня жидкости в скважине (вариант перфорации при депрессии на пласт).

     Наиболее  распространенным методом повторного гидроразрыва пласта, применяемым в  ОАО «ТНК-Нягань» является перфорация при репрессии на пласт.

     Однако  первый метод проведения повторного гидроразрыва пласта имеет следующие  недостатки.

     После проведения ПВР скважина находится  при постоянной репрессией на ПЗП  на время спуска компоновки освоения. Кроме того, начало освоения сопряжено с фильтрацией раствора глушения в ПЗП. По причине химической неустойчивости в ПЗП происходит смешивание фильтратов с пластовой жидкостью, что приводит к образованию и выпадению в осадок трудно растворимых солей. В то же время вследствие изменения рН среды и химического состава вод при их смешивании фильтратами может привести к снижению растворимости солей в системе и их выпадения в осадок. Выпавшие в ПЗП соли служат источником кристаллизации солей пластовых вод.