36
Годовая выручка за последний год составила 252 358 456 тыс. руб. За
рассматриваемый период (31.12.13 г.–31.12.15 г.) произошло явное уменьшение
выручки, составившее 57 999 630 тыс. руб.
Прибыль от продаж за последний год равнялась 94 170 016 тыс. руб. За
весь рассматриваемый период отмечено слабое уменьшение финансового
результата от продаж (на 2 784 127 тыс. руб.).
Обратив внимание на строку 2220 формы №2 можно отметить, что
организация учитывала общехозяйственные (управленческие) расходы в
качестве условно-постоянных, относя их по итогам отчетного периода на
реализованные товары (работы, услуги).
Изменение отложенных налоговых активов, отраженное в форме №2
"Отчет о финансовых результатах" (стр. 2450) за последний отчетный период,
не соответствует изменению данных по строке 1180 "Отложенные налоговые
активы" Баланса. Подобная проблема имеет место и с показателем отложенных
налоговых обязательств – данные "Отчета о финансовых результатах"
расходятся с соответствующим показателем бухгалтерского баланса.
Выявленную ошибку подтверждает и то, что даже в сальдированном виде
отложенные налоговые активы и обязательства в форме №1 и форме №2 за
последний отчетный период расходятся (т. е. разность строк 2450 и 2430 формы
№2 не равна разности изменения строк 1180 и 1420 формы №1).
Изменение выручки наглядно представлено ниже на графике.
Рисунок 7 Динамика выручки и чистой прибыли
Все три показателя рентабельности за 2015 год, приведенные в таблице,
имеют положительные значения, поскольку организацией получена как
прибыль от продаж, так и в целом прибыль от финансово-хозяйственной
деятельности за данный период.
37
Таблица 9
Анализ рентабельности
Показатели рентабельности
Значения
показателя (в %,
или в копейках с
рубля)
Изменение
показателя
2014 г.
2015 г.
коп.,
(гр.3 -
гр.2)
± %
((3-2)
: 2)
1
2
3
4
5
1. Рентабельность продаж (величина
прибыли от продаж в каждом рубле
выручки). Нормальное значение для
данной отрасли: 18% и более.
31,2
37,3
+6,1
+19,5
2. Рентабельность продаж по EBIT
(величина прибыли от продаж до уплаты
процентов и налогов в каждом рубле
выручки).
39,2
46,9
+7,7
+19,6
3. Рентабельность продаж по чистой
прибыли (величина чистой прибыли в
каждом рубле выручки).
32,7
39,1
+6,4
+19,8
Cправочно:
Прибыль от продаж на рубль, вложенный
в производство и реализацию продукции
(работ, услуг)
45,4
59,5
+14,1
+31
Коэффициент покрытия процентов к
уплате (ICR), коэфф. Нормальное
значение: не менее 1,5.
181,9
149,4
-32,5
-17,9
Рисунок 8 Динамика показателей рентабельности продаж
38
Рисунок 9 Динамика показателей рентабельности активов и
пассивов
В приведенной ниже таблице рассчитаны показатели банкротства.
Таблица 10
Коэффициенты ликвидности
Показатель
Значение показателя
Изменен
ие
(гр.3-
гр.2)
Нормативн
ое
значение
Соответстви
е
фактическог
о значения
нормативно
му на конец
периода
на начало
периода
(31.12.201
4)
на конец
периода
(31.12.201
5)
1
2
3
4
5
6
1. Коэффициент
текущей
ликвидности
3,09
9,61
+6,52
не менее 2
соответствует
2. Коэффициент
обеспеченности
собственными
средствами
0,59
0,81
+0,22
не менее 0,1
соответствует
3. Коэффициент
утраты
платежеспособно
сти
x
5,62
x
не менее 1
соответствует
Анализ структуры баланса выполнен за период с начала 2015 года по
31.12.2015 г.
Поскольку оба коэффициента на последний день анализируемого периода
оказались в рамках установленных для них норм, в качестве третьего
показателя рассчитан коэффициент утраты платежеспособности. Данный
коэффициент служит для оценки перспективы утраты организацией
39
нормальной структуры баланса (платежеспособности) в течение трех месяцев
при сохранении имевшей место в анализируемом периоде динамики первых
двух коэффициентов. Значение коэффициента утраты платежеспособности
(5,62) указывает на низкую вероятность утраты показателями
платежеспособности нормальных значений в ближайшие три месяца.
Одним из показателей вероятности скорого банкротства организации
является Z-счет Альтмана, который рассчитывается по следующей формуле
(применительно к ПАО "Оренбургнефть" взята 4-факторная модель для
частных непроизводственных компаний):
Z-счет = 6,56T
1
+ 3,26T
2
+ 6,72T
3
+ 1,05T
4
, где
Таблица 11
Расчет показателей банкротства
Коэф-т
Расчет
Значение на
31.12.2015
Множитель
Произведение
(гр. 3 х гр. 4)
1
2
3
4
5
T
1
Отношение оборотного
капитала к величине всех
активов
0,44
6,56
2,9
T
2
Отношение
нераспределенной
прибыли к величине всех
активов
0,9
3,26
2,94
T
3
Отношение EBIT к
величине всех активов
0,24
6,72
1,61
T
4
Отношение собственного
капитала к заемному
9,68
1,05
10,17
Z-счет Альтмана:
17,61
Предполагаемая вероятность банкротства в зависимости от значения Z-
счета Альтмана составляет:
1) 1.1 и менее – высокая вероятность банкротства;
2) от 1.1 до 2.6 – средняя вероятность банкротства;
3) от 2.6 и выше – низкая вероятность банкротства.
По результатам расчетов для ПАО "Оренбургнефть" значение Z-счета на
последний день анализируемого периода (31.12.2015) составило 17,61. Это
означает, что вероятность банкротства ПАО "Оренбургнефть" незначительная.
Обобщая экономические результаты, мы можем сказать о том, что ПАО
"Оренбургнефть" с учетом получаемой прибыли определило приоритетные
направления инновационных исследований компании:
1 Геологоразведка и исследование пластов;
2 Геология и разработка месторождений;
3 Строительство скважин;
4 Технологии добычи нефти и газа;
5 Строительство и эксплуатация объектов наземной инфраструктуры;
6 Энергосбережение;
40
7 Экология;
8 Альтернативная энергетика;
9 Системы распространения знаний и общекорпоративные
информационные технологии.
Общий объем расходов на инновационную деятельность в 2011-2015гг.
превысил 170 млрд рублей, включая в том числе расходы на научно-
исследовательские и опытно-конструкторские разработки (НИОКР),
приобретение машин и оборудования, связанных с технологическими
инновациями, приобретение программных средств и обучение персонала.
Объем финансирования НИОКР в 2014 году достиг 33,2 млрд рублей (0,6% от
выручки Компании), превысив на 43% аналогичный показатель 2013 года, в
2015г. данный показатель составил 52 млдр.руб. Расходы на Целевые
инновационные проекты (ЦИП) составили 1,48 млрд рублей, в 2015г. – 2,29
млрд.руб. на внедрение технологий ЦИП – 9,25 млрд рублей, в 2015г. – 102
млрд.руб.
Результаты экономического анализа могут свидетельствовать о хорошем
финансовом состоянии ПАО «Оренбургнефть». В перспективе предприятие
может увеличить добычу нефти или снижения затрат на нее, что в свою
очередь можно добиться внедряя инновации. В современных условиях
применение инновационных технологий является для ПАО «Оренбургнефть»
одним из источников повышения технологического уровня производства
компании, что дает новые конкурентные преимущества. Нефтегазовый сектор
в экономике нашей страны является структурообразующим. В связи с этим еще
больше возрастает значение высокотехнологичного, эффективного его
развития.
Внедрение инноваций на различных стадиях производственных
процессов в ПАО «Оренбургнефть» будет способствовать повышению
эффективности работы предприятия, обеспечит конкурентные преимущества в
долгосрочной перспективе как на отечественном, так и на мировом рынках.
Реализация инноваций влияет на различные показатели деятельности
ПАО «Оренбургнефть»: расходные нормы потребляемых материалов и
энергии; объем выпускаемой продукции; производительность труда;
численность работающих; себестоимость продукции; прибыль; рентабельность;
фондоотдача и др. Создание, разработка и внедрение новых технологий может
помочь ПАО «Оренбургнефть» преодолеть отрицательные последствия
влияния мирового кризиса и выйти на новый уровень развития.
Для повышения инновационной активности ПАО «Оренбургнефть»
необходимо создавать благоприятный климат для расширения инновационной
деятельности, включая создание соответствующей инфраструктуры,
организовать подготовку и переподготовку кадров для инновационной
деятельности.
41
2.2. Резюме проекта ПАО "Оренбургнефть"
ПАО «Оренбургнефть» реализует большую программу в отношении
внедрения инноваций. К числу инновационных проектов, реализуемых в ПАО
«Оренбургнефть» можно отнести проект внедрения Струйного
гидравлического смесителя СГС для размыва донных отложений и
перемешивания нефти в резервуарах РВС и РВСП. Струйный гидравлический
смеситель производит процесс смешивания нефтепродукта при заполнении
резервуара. Предназначен для предотвращения расслоения смеси в резервуаре и
тщательного перемешивания при добавлении различных компонентов для
получения нефтепродукта с необходимыми свойствами. СГС позволяет
произвести процесс смешения при заполнении резервуара нефтепродуктом,
используя потенциальную энергию потока струи в трубопроводе перед
резервуаром в эжекторе. Использование устройств на резервуарах с бензином,
дизтопливом, керосином и т.п. исключает разделение этих жидкостей на
тяжелые и легкие фракции.
Внедряя СГС в производство ПАО «Оренбургнефть» руководствовалось
главными преимуществами струйного гидравлического смесителя.
1. Отсутствие вращающихся и подвижных частей не вызывает
вибрации и возникновение высоких и средних звуковых волн, благодаря этому
увеличивается срок службы резервуара и его составных частей;
2. Исключена возможность возгорания нефти. Конструкция
неподвижна и гарантирует полную герметичность сальников и уплотнений;
3. Возможность рациональной организации смешиваемых потоков в
резервуарах любых типов и размеров за счет полной циркуляции всего объема;
4. Высочайшая эффективность смешивания;
5. Простота в монтаже и обслуживании;
6. Самоочищающиеся сопла;
7. Гарантия на оборудование от производителя.
Затопленная гидравлическая осесимметричная струя, выходящая из
центрального и боковых сопел, расширяется под углом 20° относительно оси,
что позволяет с максимальным эффектом использовать ее скорость и зону
действия. Угол распространения струи 40° достигается за счет коэффициента
турбулентности а = 0,1. Два боковых сопла расположены также под углом 40°
к оси центрального сопла в горизонтальной плоскости для обеспечения
максимального перекрытия площади резервуара. Центральное сопло
выполняет роль также эжектора. за счет чего происходит перемешивание
нефтепродуктов в резервуаре. Смеситель устанавливается в горизонтальном
положении.
Предлагаемый струйный гидравлический смеситель позволяет провести
процесс смешения нефтепродукта за 1.5 - 2,0 часа о резервуаре емкостью 5000
куб.метров, и 2.0-3,0 часа в резервуаре емкостью 10000 куб метров Позволяет
увеличить оборачиваемость резервуаров на 25-30 %.
42
Таблица 12
Технические характеристики проекта
Показатели
Характеристика
Рабочая среда
Нефть
Нагрузка по жидкости м3/час
От 500 до 5000
Расчётное давление МПА
От 0,1 до 4,0
Условный диаметр, мм
От 150 до 800
Длина, м
От 1,2 до 5
Толщина стенки, мм
От 5 до 8
Толщина стенки, мм
От 5 до 8
Материал корпуса
Сталь 20, 12Х18Н10Т
Материал внутренних деталей
Сталь 09Г2С, 12Х18Н10Т
Потери напора в смесителе
От 0,05 до 4,0
Температура рабочей среды
От +5 до +70
Температура окружающей среды
От - 60 о +50
Вес, кг
От 300. о 1500
Гарантийный сро
10 лет
Затопленная гидравлическая осесимметричная струя, выходящая из
центрального и боковых сопел, расширяется под углом 20° относительно оси,
что позволяет с максимальным эффектом использовать ее скорость и зону
действия. Угол распространения струи 40° достигается за счет коэффициента
турбулентности а = 0,1. Два боковых сопла расположены также под углом 40° к
оси центрального сопла в горизонтальной плоскости для обеспечения
максимального перекрытия площади резервуара. Центральное сопло выполняет
роль также эжектора. за счет чего происходит перемешивание нефтепродуктов
в резервуаре. Смеситель устанавливается в горизонтальном положении.
Предлагаемый струйный гидравлический смеситель позволяет провести
процесс смешения нефтепродукта за 1.5 - 2,0 часа о резервуаре емкостью 5000
куб.метров, и 2.0-3,0 часа в резервуаре емкостью 10000 куб метров позволяет
увеличить оборачиваемость резервуаров на 2.
Рисунок 10 График зависимости скорости струи для
смесителя СГС
43
При использовании смесителя часть потенциальной энергии потока в
трубопроводе перед резервуаром может эффективно использоваться для
смешения без затрат дополнительной электроэнергии. Для гидравлического
смесителя при Q = 3000 м3/ч полезная мощность Nп=35кВт, в то время как для
мешалки г. Миасс Мп = 5,4 кВт, для мешалки типа =Диоген-500» Мп = 3,4 кВт.
Энергия, сообщаемая струе смесителем, в 6 - 9 раз больше, чем в случае
использования электромеханических мешалок пропеллерного типа.
Эффективность использования смесителей СГС обусловлена достижением
процесса смешивания в резервуарах.
В настоящее время в нефтяной отрасли РФ все сильнее заявляют о себе
следующие серьезные проблемы:
– постепенное уменьшение запасов «старых» нефтяных месторождений;
– увеличение доли низкоэффективных запасов (с большим содержанием
различных примесей, требующих специальных технологий добычи и
переработки);
– «миграция» производственных мощностей в регионы со сложными
климатическими условиями, что определяет дополнительные затраты на
создание необходимой инфраструктуры. Одновременно обостряются и
«хронические» проблемы отрасли:
– недостаток мощностей нефтедобычи, связанный с высоким физическим
и моральным износом оборудования;
– отставание размеров инвестиций в отрасль от ее реальных
потребностей;
– медленное внедрение современных прогрессивных технологий
нефтедобычи.
С перечисленными проблемами столкнулись практически все нефтяные
компании России, в том числе ПАО «Оренбургнефть», для которых
фактически наступает «момент истины», т. к. только системная модернизация,
использование современных технологий, новейших средств управления и
контроля производством позволят отрасли избежать кризиса и нарастить
(стабилизировать) объемы нефтедобычи.
2.3. Оценка экономической эффективности инновационного
проекта ПАО "Оренбургнефть"
Представим расчет эффективности внедрения Струйного
гидравлического смесителя СГС для размыва донных отложений и
перемешивания нефти в резервуарах РВС и РВСП. На практике диагностика
осадконакоплений в нефтяных резервуарах может осуществляться по
материалам лабораторных описаний пробы, отчетам по подсчетам потерь
нефти и нефтепродуктов во время хранения в резервуарах. Как показывает
опыт, даже обычные профилактические меры не являются гарантией
беспроблемной службы резервуаров. Рекомендовалось не доводить ситуацию
до предела и установить СГС в резервуарах с целью избегания потерь при
44
хранении нефтепродуктов и продления срока службы самих нефтяных
резервуаров.
Так, например, по подсчетам потерь нефти при эксплуатации
резервуаров объемом 2000м3 в ПАО «Оренбургнефть» в период 24 месяца
составляет – 100 м3.
Q=2000/10*0,5=100 м3
Затраты на очистку одного резервуара и утилизацию накоплений при
средне-расчетном значении 5000 рублей на 1 м3 составляют порядка 500 000
рублей.
5000 *100м3= 500 000 рублей
Соответственно и количество потерянных нефтепродуктов составит 100
м3., что при рыночной стоимости нефти 436 долларов США за тонну
составляет порядка 31 828 000 рублей.
Если принять для расчета минимальный срок службы СГС 10 лет, то
объем затрат на очистку и утилизацию осадков составит примерно 2 500 000
рублей и соответственно стоимость потерянных нефтепродуктов составит
порядка 13 516 000 рублей.
При стоимости одного СГС 2 500 000 рублей, экономическая
эффективность при установке и эксплуатации такого смесителя в резервуарах
хранения нефтепродуктов составит 13 516 000 рублей в период 10 лет
эксплуатации.
При перерасчете на количество резервуаров на предприятии 400 штук ,
экономия денежных средств, при установке и эксплуатации СГС в резервуарах
составит 5 406 400 000 рублей в течении 10 лет.
Еще одним инновационным проектов в ПАО «Оренбургнефть» является
Система телеметрии «Ремонта скважин».
Система телеметрии (ТМС) является универсальной системой контроля
за работой скважин. Она позволяет контролировать работу скважины в
реальном режиме времени, сократить время вывода скважины на режим после
ремонта и внутрисменные простои. Появляется возможность проверить
корректность подбора электрического центробежного насоса (ЭЦН),
проконтролировать процесс изменения режима работы скважины (изменение
частоты, давления на приеме и пр.), предотвратить отказы ЭЦН
В рамках внедрения системы устанавливаются камеры и датчики на 30
подъемных агрегатах бригад КРС на разных месторождениях предприятия. С
их помощью будут отслеживаться параметры работы на основных этапах
проведения капитального ремонта скважин: скорость спуска и подъема
оборудования, степень нагрузки, момент свинчивания насосно-компрессорных
труб. Использование технологии позволит усилить контроль и прозрачность
процесса капремонта. Руководители предприятия, начальники центральной
инженерно-технологической службы, управления внутрискважинных работ,
служб супервайзерского контроля, цехов добычи, подключенные к системе
телеметрии, смогут контролировать ведущиеся на скважине работы и
технологические процессы.
45
ТМРС - это производственный инструмент, нацеленный на оптимизацию
производственного процесса за счёт сокращения непроизводительного времени
ремонта, соблюдение технологического процесса и выполнение требований
охраны труда и промышленной безопасности.
В настоящий момент системами автоматизации и телемеханики охвачены
практически все области нефтегазодобывающей промышленности. Однако в
связи со сложностью внедрения и эксплуатации оборудования на передвижных
агрегатах процесс ремонта скважин практически не охвачен данными
системами. Не смотря на то, что передвижные агрегаты оснащаются
индикаторами веса, данные по результатам работ попадают к Заказчику только
после их завершения. Разработанная нашей организацией система телеметрии
«Ремонт скважины» (ТМРС) позволяет получать, контролировать и
оперировать данными о процессе ремонта в режиме реального времени, что
значительно повышает скорость реакции и качество ремонтных работ.
Цели и задачи ТМРС:
- сокращение непроизводительного времени (при соответствующих
организационных решениях Заказчика и Исполнителя);
- прозрачность каждого этапа ремонта (оперативное обеспечение
реальными данными);
- повышение качества ремонтных работ (соблюдение технологических
параметров при ремонте скважин).
- обеспечение безопасности производства (предупреждение бригад на
площадке о выходе из заданного режима).
Система ТМРС предназначена для контроля выполняемых ремонтных
работ, как в режиме реального времени, так и для аналитики выполненных
работ.
Основной функционал системы состоит из трех подсистем:
- видеонаблюдение – передача видеоизображения по каналам связи,
ведение архива по ремонтным работам;
- телеметрия - контроль основных технологических параметров процесса
ремонта (для агрегатов);
- GPS навигация– контроль перемещений и определение времени
прибытия/убытия ремонтных агрегатов;
- наличие в системе реальных данных позволяет сопоставить план с
фактом и исключает подлог.