Анализ хозяйственной деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт»

Благоприятной сказывается на ликвидности предприятия ускорение оборачиваемости дебиторской задолженности,  т.е. происходит  снижение значения показателя, что свидетельствует об улучшении расчетов с дебиторами.

Именно это и происходит в нашем же случае, коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности увеличился к 2010 году до значения 1,85. Наоборот же, неблагоприятно сказывается – ускорение оборачиваемости кредиторской задолженности, т. е. возможен остаток денежных средств у предприятия. На предприятии этот коэффициент увеличился к 2010 году до значения 8,76. Что является отрицательной стороной ЗАО «Обьнефтеремонт».

 

2.6 Оценка рентабельности ЗАО «Обьнефтеремонт»

 

Рентабельность – один из основных качественных показателей эффективности производства на предприятии, характеризующий уровень отдачи затрат и степень использования средств в процессе производства и реализации продукции (работ, услуг). Если деловая активность предприятия в финансовой сфере проявляется, прежде всего, в скорости оборота ресурсов, то рентабельность предприятия показывает степень прибыльности его деятельности.

Учитывая, что финансовое состояние всегда оценивается на определенную дату, оно не всегда точно отражает эффективность деятельности предприятия. В отдельных случаях даже при негативных тенденциях изменения показателей финансового состояния эффективность работ может оставаться на достаточно высоком уровне. Поэтому финансовый анализ целесообразно дополнять характеристикой деловой эффективности работы предприятия.

Для анализа эффективности использования предприятием ресурсов, имеющихся в его распоряжении, наиболее часто применяются коэффициенты рентабельности:

- рентабельность продукции;

- рентабельность деятельности;

- рентабельность продаж;

- рентабельность собственного  капитала;

- рентабельность совокупного капитала.

Порядок расчета показателей эффективности приведен в таблице 2.6.1.

 

Таблица 2.6.1 – Расчет показателей эффективности деятельности

Наименование показателя	Формула	Условные обозначения
Рентабельность деятельности		ЧП – чистая прибыль В–выручка от реализации
Рентабельность продаж		Пр – прибыль от реализации В – выручка от реализации
Рентабельность продукции		Пр – прибыль от реализации С – себестоимость реализованной продукции
Продолжение таблицы 2.6.1
Наименование показателя	Формула	Условные обозначения
Рентабельность совокупного капитала		ЧП – чистая прибыль; СКн.к – собственный капитал на начало и конец года соответственно; ЗКн.к – заемный капитал на начало и конец года соответственно
Рентабельность собственного капитала		ЧП – чистая прибыль; СКн.к – собственный капитал на начало и конец  года соответственно.

 

Фактические же значения показателей эффективности деятельности Общества отображены в таблице 2.6.2.

 

Таблица 2.6.2 – Показатели эффективности деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт»

Наименование показателя	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Рентабельность деятельности, %	23,17	24,67	14,37
Рентабельность продаж, %	21,04	25,69	21,73
Рентабельность продукции, %	27,85	36,10	48,97
Рентабельность собственного капитала, %	28,31	34,63	25,50
Рентабельность совокупного капитала, %	18,16	23,50	18,76

 

На рисунке 2.6.1 графически отображена динамика изменения показателей эффективности деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт».

Рисунок 2.6.1 – Показатели эффективности деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт» за 2008-2010 гг.

 

Как видно из рисунка 2.6.1., ЗАО «Обьнефтеремонт» 2009 год характеризуется повышением эффективности деятельности по всем показателям рентабельности. Но в 2010 году все показатели эффективности снизились, кроме рентабельности продукции. Это является отрицательной тенденцией развития организации.

В 2010 же году наблюдается значительное снижение эффективности использования совокупного капитала, что отрицательно влияет на котировки акций.

Проанализировав финансовое состояние ЗАО «Обьнефтеремонт», можно сделать следующие выводы:

- валюта баланса в 2009 году в сравнении с 2008 годом увеличилась на 32,56%; в 2010 году в сравнении с 2009 годом – на 17,56%. Уменьшение валюты баланса свидетельствует о сужении объема хозяйственной деятельности предприятия;

- актив баланса в 2010 году характеризуется удельным весом оборотных активов в его валюте (73,21%); пассив баланса – удельным весом собственного капитала (76,76%);

баланс предприятия на 01.01.2009 года не является абсолютно ликвидным, выполняется условие срочной ликвидности;

- на 01.01.2009 года предприятие способно погасить 547% краткосрочных обязательств за счет своих оборотных средств, что значительно выше данного показателя за предыдущие периоды;

- коэффициент  абсолютной ликвидности имеет очень низкое значение и к 2009 году снизился до 0,001. Предприятие способно погасить 0,1% краткосрочных обязательств за счет наиболее ликвидных активов. Это отрицательная сторона организации. Но в 2010 году наблюдается незначительное увеличение коэффициента до 0,018, это положительная тенденция развития предприятия.

- в 2010 году величина собственных средств в обороте составила 24637838 тыс. руб., что является позитивным моментом в развитии предприятия;

- материальные оборотные средства приобретались за счет собственных средств и краткосрочных кредитов и займов, что свидетельствует о нормальной финансовой устойчивости предприятия;

- улучшение показателей в 2010 году ведет финансовую устойчивость предприятия  к стабильному уровню, так как удельный вес источников финансирования, имеющих длительный характер использования, составляет 87% от всех источников, что является нормативным значением;

- в 2010 году отмечены позитивные моменты в отношении оборачиваемости дебиторской задолженности, что привело к высвобождению средств из оборота, и товарно-материальных запасов, в целом же данное предприятие можно охарактеризовать не плохой деловой активностью;

- у ЗАО «Обьнефтеремонт» есть реальной возможности восстановить свою платежеспособность в ближайшее время;

- в 2010 году по сравнению с предыдущими годами наблюдается значительное уменьшение эффективности использования совокупного капитала, что отрицательно влияет на котировки акций.

 

3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЗАО «Обьнефтеремонт»

3.1 Инвестиционный проект по  замене оборудования скважин

 

В данном дипломном проекте рассмотрено инвестиционное предложение, основная идея которого заключается в замене оборудования пакерной компоновки на оборудование с беспакерной компоновкой.

Далее будут описаны основные характеристики оборудования беспакерной компоновки, то есть его достоинства, замена которого поможет увеличить межремонтный период работы скважин и уменьшить объем работ по текущему их ремонту. Также будут приведены необходимые расчеты и экономическое обоснование необходимости внедрения нового оборудования.

Проведем сравнительную характеристику оборудования пакерной компоновки и оборудования с беспакерной компоновкой.

В течение ряда лет в ЗАО «Обьнефтеремонт» ведётся эксплуатация проблемных низкодебитных скважин установками пакерных гидроструйных насосов (Рисунок 3.1.1) с приводом от наземных силовых станций.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.1.1 - Эксплуатации скважин, оборудованных пакерными гидроструйными насосами

Применение пакерной схемы было вынужденным решением, поскольку до недавнего времени иных технологий гидроструйной эксплуатации в России не существовало.

При этом рабочая жидкость от силовой станции нагнетается через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в сопло струйного аппарата, а смешанный поток рабочей жидкости и продукции пласта поднимается на поверхность по затрубному пространству между НКТ и эксплуатационной колонной. Добыча нефти по эксплуатационной колонне скважины на поверхность вызывает дополнительные осложнения, связанные с коррозией, износом колонны, выпадением отложений парафина, солей и т.д.

Для рационального подбора гидроструйных насосов к скважинам необходимо знать индикаторные диаграммы скважин. При работе пакерной компоновки производить замеры динамических уровней невозможно. При неизвестных значениях забойных давлений оценить продуктивность скважин нельзя, и ни о каком грамотном подборе гидроструйных насосов просто не может быть и речи.

Единственно возможным вариантом определения давлений на забое скважины при пакерной гидроструйной эксплуатации является спуск глубинного манометра совместно со струйным аппаратом. При отсутствии необходимой информации гидроструйная пакерная эксплуатация скважин ведётся крайне неэффективно, и поэтому в 2009 году было принято решение провести промысловые исследования наклонно-направленных и горизонтальных скважин, оборудованных струйными насосами.

Режимы работы скважин изменяли с помощью регулятора расхода рабочей жидкости силового насосного блока наземной станции.

При исследованиях принимали время установления стационарного режима не менее суток. Запись давления глубинным автономным манометром АМТ-08 велась непрерывно. В общей сложности исследования были проведены в восьми скважинах куста. Индикаторные диаграммы удалось получить в шести скважинах из восьми.

Необходимо так же учитывать тот факт, что наработка на отказ скважин, оборудованных струйными насосами велика и составляет более 2000 суток.

При длительной эксплуатации возникает риск аварий при извлечении пакера. В надпакерной зоне происходит накопление механических примесей, отложения солей и парафинов по эксплуатационной колонне.

Статистика ремонтов скважин, оборудованных струйными насосами, по ЗАО «Обьнефтеремонт» показывает, что 36,5% ремонтов происходили с осложнениями. Осложнения были связаны с извлечением пакера после длительной эксплуатации. За период эксплуатации скважин с гидроструйными насосами было 4 неуспешных ликвидации аварий, в результате чего данные скважины были переведены в бездействующий фонд. Средняя продолжительность ремонта скважин оборудованных пакерной компоновкой составляла 358 часов, были случаи затягивания ремонта более чем 1000 часов. Предприятие несет дополнительные затраты на ликвидацию аварии, а так же потери в добычи нефти.

Поскольку в настоящее время становится совершенно ясно, что схема эксплуатации скважин пакерными гидроструйными насосами практически полностью исчерпала свои возможности, перспективы развития гидроструйного способа эксплуатации скважин связаны в первую очередь с применением установок беспакерных гидроструйных насосов (ГСН) с двухрядным лифтом (Рисунок 3.1.2).

Новая технология имеет следующие преимущества по сравнению с предыдущей технологией, оборудованной пакерными гидроструйными насосами:

• высокий межремонтный период работы скважин (более 1100 суток);
• возможность спуска-подъёма струйного насоса гидравлическим способом для ревизии без бригады подземного ремонта;
• надёжная эксплуатация в осложнённых условиях (высокий газовый фактор, большие глубины, высокие температуры, низкие дебиты, высокое содержание механических примесей и т.д.);
• возможность гибкого изменения режима работы скважины.

Рисунок 3.1.2 - Эксплуатации скважин, оборудованных беспакерными гидроструйными насосами

На рисунке 3.1.2 представлена схема беспакерной установки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом. При работе установки рабочая жидкость нагнетается по НКТ 1,5" в сопло струйного аппарата, который эжектирует продукцию пласта на поверхность по кольцевому пространству между НКТ 1,5" и НКТ 3". В отличие от известных в России установок с пакерами эта технология позволяет избежать подъёма жидкости по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений. Кроме того, стала реальностью отбивка динамических уровней в процессе эксплуатации и статических уровней для контроля за пластовым давлением.

Дополнительными преимуществами беспакерных компоновок являются:

• снижение сложности ремонта скважин,
• значительное уменьшение (в 2-3 раза) объемов рабочей жидкости, требующейся на вымыв насоса на поверхность с целью ревизии, что позволяет сократить время на ревизию насоса и повысить ритмичность добычи нефти гидроструйного куста.

В таблицах 3.1 и 3.2 приведены соответственно технико-экономические показатели оборудования пакерной компоновки и оборудования с беспакерной компоновкой, в которых указываются стоимости их компоновки.

Таблица 3.1.1  - Технико-экономические показатели оборудования пакерной    компоновки

Показатель	Диаметр НКТ	Единицы измерения	АНС-4
Стоимость оборудования пакерной компоновки
Стоимость насоса АНС-4		руб	150000
Стоимость пакера		руб	73437
Глубина спуска насоса		м	1700
Вес подвески НКТ	73	тн	16,1
Цена НКТ	73	руб/тн	19259
Стоимость НКТ	73	руб	309723
Стоимость оборудования пакерной компоновки			533160
Продолжительность ремонта КРС		час	196,0
Цена 1 бригадо-часа		руб/час	2735,0
Стоимость ремонта скважины		руб	536060,0
МРП		сут	913,0