Формирование программы повышения инновационного потенциала коммерческой организации

Таким образом дополнительне затраты, связанные с применением новой технологии влияют на увеличение себестоимости добычи нефти.

Выгодным для ЗАО такое мероприятие является в том случае, если сторонняя организация будет предоставлять услуги по использованию новой технологии.

ЗАО «Нефтесервис» имеет всё необходимое оборудование для использования реагента, при этом квалификация рабочих бригад позволяет им эффективно использовать данную технологию. В связи с этим ЗАО «Нефтесервис» необходимо на условиях заказа  скооперироваться с данным предприятием для выполнения совместной работы по воздействию на призабойную зону. Образующая форма кооперирования будет являться внутриотраслевой (предприятия одной отрасли кооперируются на оказании услуг) и технологической (кооперирование предприятий по выполнению отдельных стадий работ по производству готовой продукции). При этом затраты на применение нового реагента будут в размере платы за соответствующие услуги, предоставляемые сторонней организацией. Результаты расчетов приведены в таблице 3.3.

При такой форме кооперирования затраты на использование нового реагента на 1 тонну нефти на 2 рубля меньше, чем  затраты при применении солянокислотных реагентов. Ожидаемое увеличение добычи нефти и замена старого реагента новым снизит себестоимость нефти на 2,025 рубля.

Таблица 3.3.

Затраты на добычу нефти  в ЗАО «Нефтесервис».

При введении новой технологии ожидается повышение экономических показателей деятельности предприятия, результаты которых отражены в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

           Экономические показатели уровня производства ЗАО «Нефтесервис».

Увеличение объема добытой нефти на 850 тонн предполагает снижение себестоимости 1 тонны нефти на 2,025 руб. В результате этого прибыль от реализации увеличится, что приведет к увеличению рентабельности реализованной продукции на 0,7%. Стоимость ОПФ и численность с периодом времени не меняются, так как внедрение новой технологии не предусматривает применения специального оборудования, следовательно, дополнительное количество людей на его обслуживание не требуется. Исходя из этого, фондоотдача возрастет на 0,0001, а фонд заработной платы останется на прежнем уровне. Производительность труда увеличится на 0,12.

3.3. Возможности финансового обеспечения вариантов.

Для анализа финансового состояния предприятия и уровня его платежеспособности необходимо рассчитать ряд коэффициентов, используя данные таблиц 1, 2, 3 П.2.

Таблица 3.5

Расчет показателей ЗАО "Нефтесервис"

Из рассчитанных показателей видно, что предприятие имеет довольно устойчивое финансовое положение. Коэффициент текущей ликвидности показывает на хорошую платежеспособность предприятия. Оборачиваемость дебиторской и кредиторской задолженности примерно одинаковая, отвлечения оборотных средств нет. Финансирование инвестиционной программы обеспеченно источниками.

В целях финансового обеспечения проекта проводится анализ чувствительности, который представляет собой метод изучения эффекта чистой дисконтированной стоимости проекта в связи с изменением ключевых параметров. Критерием эффективности проекта является положительная величина чистой дисконтированной стоимости, рассчитанная по формулам 2.1 и 2.2 на основании данных, приведенных в П.2. табл.1, 2, 3.

CF = 1325 + 108,5 = 1433,5

PV = 1433,5/(1+0,15)1 = 1246,5

NPV = 1246,5 – 1198,4 = 48,1

Величина NPV принимает положительное значение, следовательно при данном уровне затрат и инвестиций проект является эффективным.

3.4. Выбор наилучшего варианта программы.

Увеличение дебита скважин позволяет повысить коэффициент пропорциональности и достаточности, а использование кооперированной формы организации производства дает возможность рассчитать коэффициент кооперации на основе показателей для оценки эффективности организации производства. Результаты расчетов сведены в таблицу 3.6.

Таблица 3.6

                 Основные показатели по ЗАО «Нефтесервис».

Оценить ритмичность ЗАО можно по данным таблицы 5 приложения 2.

Анализ данных таблицы показывает, что в течении каждого квартала идет небольшое перевыполнение плана, следовательно коэффициент ритмичности равен 1, а это означает что организация производства ЗАО ритмично, т.е добыча нефти осуществляется равномерно во времени.

В непрерывных производствах, где режим рабочего времени не может быть организован по графикам 5 дневной  рабочей недели, применяются графики сменности, обеспечивающие непрерывную работу персонала сменами равной продолжительности. Для оперативного разрешения возникающих неотложных вопросов администрация вводит дежурство в выходные и праздничные дни, по согласованию с профкомом, с предоставлением работникам в течении 10 дней другого дня отдыха той же продолжительности, что и дежурство. Таким образом, коэффициент непрерывности равен 1, так как  продолжительность рабочего времени соответствует длительности цикла.

Общий фонд скважин на 2011год в размере 3636 скважин. Действующий фонд скважин составил 3433 скважины. При этом неработающий фонд скважин, т.е скважины, находящиеся в стадии освоения, простаивания и бездействия, составил 203 скважины. В среднем одна скважина добывает 758 тонн. По нормативам одна скважина может добывать в год 1000 тонн. В связи с этим коэффициент достаточности равен 0.76.

Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность. Нефтяные месторождения эксплуатируются фонтанным и механизированном способами, т.е. с применением электроцентробежных насосов и штангоглубинных насосов. Объем добычи нефти этих скважин не пропорционален. Это зависит от природных условий нефтяного месторождения  (размера залежи, мощности пласта, его режима, физических свойств коллекторов, глубины скважины) и рабочего состояния скважины. По данным таблицы 6 приложения 2 коэффициент пропорциональности равен 0.90.

В результате проведения мероприятия добыча нефти одной скважины возрастет на 50 тонн в год, что даст возможность ожидать повышение коэффициента пропорциональности и достаточности на 0,06 и 0,05 соответственно. При образовании новой формы организации производства коэффициент кооперирования равен 0,19.

Таким образом, эффективность обработки призабойной зоны пласта композицией СНПХ (ДН)-9010, особенно на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, более высокая по сравнению с традиционными обработками ингибрированной соляной кислотой. К тому же появление Кооперированной формы организации производства обеспечивает значительное сокращение затрат общего труда и повешение объемов выпуска продукции без расширения действующего предприятия.