Виды инноваций и их классификационные признаки

">     Себестоимость. В 2007 году наблюдалось увеличение базисных показателей темпов роста. Они составили 115,8 % (прирост в 1,15 раза) . Это связано с тем, что на этот год пришелся пик сложности в процессе бурения, это требовало более сложного оборудования и соответственно более дорогого.

     Цепные  показатели темпов роста в 2008 году снизились. Они составили 91,7 % (–8,3 %) . Это связано с усовершенствованием технологий бурения, организации труда, а так же с созданием цеха по приготовлению раствора.

     Прибыль. В 2006 году наблюдалось увеличение базисных показателей темпов роста. Они составили 652,3 % (прирост в 6,52 раза) . Это связано с увеличением добычи нефти.

     В 2008 году наблюдалось снижение цепных показателей темпов роста. Они составили 20,9 % (- 79,1 %) . Это связано с увеличением численности рабочего персонала, увеличением закупок оборудования для расширения предприятия.

     Среднесписочная численность. На протяжении последних  трех лет наблюдался рост базисных показателей темпов роста . В 2006 году 182,1 % (прирост в 1,82 раза) , в 2007 году 300 % (прирост в 3 раза) , в 2008 году 627,7 % (прирост в 6,27 раза). Это связано с расширением предприятия ввиду увеличения потребности в его деятельности.

     Цепные  показатели темпов роста составили в 2006 году 182,1 % (прирост в 1,82 раза), в 2007 году 164,7 % (прирост в 1,64 раза) , в 2008 году 209,2 % (прирост в 2,09 раза).

     2.2 Динамика инновационной деятельности предприятия «Гамма Нефть»

     2.2.1 Основные направления инновационной деятельности предприятия

 

     Новая система планирования и экономического стимулирования предусматривает ускорение  научно-технического прогресса на базе использования постоянно действующих  факторов, способствующих экономии средств  и повышению эффективности производства. Такими постоянно-действующими факторами являются повышение уровня техники, технологии и организации производства, внедрения научной организации труда и управления.

     Нефтяная  промышленность в последнее время развивается быстрыми темпами, что является следствием перманентного  повышения цен на углеводороды, что провоцирует стремление к более результативным и рациональным методам их добычи. Бурное развитие отрасли немыслимо без совершенствования техники и технологии, улучшения экономической эффективности производства.

     Важное  значение в нефтяной промышленности имеет бурение скважин. Строительство  нефтяных и газовых скважин –  один из сложнейших, трудоемких, материалоемких и капиталоемких процессов –  связано с применением разнообразных  и дорогостоящих технических средств.

     В последние годы резко усложнились  буровые работы, увеличились глубины  скважин, вовлекаются в бурение  новые площади, находящиеся в  малоизученных и труднодоступных  районах. Одним из таких районов  в  нашей стране является нефтгазоносные районы северного Причерноморья.

     Существенное  улучшение технико-экономических  показателей буровых работ может  быть достигнуто за счет все большего внедрения новой техники, технологии, прогрессивных форм организации  труда и производства, что позволит значительно снизить капитальные вложения в нефтяную промышленность.

     Огромная  доля в дальнейшем научно-техническом  прогрессе нефтяной промышленности и использования внутренних резервов принадлежит широкому применению методов  поддержания пластовых давлений, внедрению эксплуатации скважин  бескомпрессорным газлифтом, совершенствованию методов вскрытия нефтяных пластов, гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, обработки призабойных зон поверхностно-активными веществами, автоматизации и телемеханизации производственных процессов, механизации спуско-подъемных операций и внедрению новой организации производства и управления.        

     На  сегодняшний день зарезка боковых  стволов является наиболее эффективным  методом восстановления и ввода  в эксплуатацию высокообводненных  скважин, скважин неподдающихся восстановлению обычными методами, а так же вовлечения в разработку ранее не дренируемых частей залежи. 

     2.2.2 Выполнение плана  технического развития  предприятия

 

     Показатели  работы «Гамма Нефть» за  2006 год представлены в таблице 2.2

     Таблица 2.2 Показатели работы «Гамма Нефть» за  2006 год

 
 

     За  данный период работы после капитального ремонта было сдано в эксплуатацию 108 скважин вместо запланированных 114 скважин. Из них после сложного ремонта было сдано 36 скважина (в том числе 30 мероприятий по зарезке бокового ствола), 37 ремонтов были направлены на увеличение нефтеотдачи, 47 – на интенсификацию работы скважин. Невыполнение плана было вызвано   незапланированными осложнениями во время ремонтных работ.

     Из 25 оптимизированных скважин на 20 была проведена смена установки ЭЦН  на установку типа REDA, 15 скважин были оптимизированы по программе ''Джо Мак''.

     Оптимизация по программе ''Джо Мак '' заключается  в следующем: в скважину спускают установку ЭЦН такого же типоразмера, что была спущена раньше, но с  большим напором. Например, был спущен ЭЦН-50-1500, спускают ЭЦН-50-2000. В настоящее время все скважины работают.

     Из 30 скважин, восстановленных зарезкой боковых стволов – 30 скв. (100%) работают с увеличением дебита нефти. Прирост дебита на 1 скв. в среднем составляет 47т/сут. Проведённые мероприятия по интенсификации заключались в спуске в скважину высоконапорных установок на большую глубину.

     Кроме этого, с целью удаления парафиновых  пробок и снижения вязкости нефти  проводилась обработка призабойной  зоны пласта растворителями и ПАВ, периодический  прогрев пласта паром и электронагревателями (всего 43 мероприятия). Коэффициент успешности – 43%. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину – 5,53 т/сут.

     За  2005 года «Гамма Нефть» было проведено 164 мероприятия, направленных на увеличение производительности нефтяных скважин. Общую динамику внедрения скважин после внедрения инноваций на протяжении 2005-2008 гг. можно увидеть на риунке 2.1, а изменение затрат на инновации за тот же период – рис 2.2. В результате проведения данных мероприятий средний дебит по скважинам увеличился на 37% и составил 32 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 1022,3 тыс. тонн.

       

     Рисунок 2.1 – Внедрение  инноваций на протяжении 2005-2008 гг 

     Обоснования экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола представлены в приложении. 

 

     Рисунок 2.2 – Изменение затрат на инновации  на протяжении 2005-2008 гг

     2.3 Оценка влияния  мероприятий по  повышению эффективности  инноваций на экономическое состояние предприятия

 

         Анализ влияния проведения инноваций на состояние предприятия сводится к расчету приростных данных за 2005 год: валовая продукция, выручка от реализации, фондоотдача, фондоемкость, производительность труда, прибыль.                             

     

1.   Валовая продукция:
1. до проведения мероприятий:

     ВП = 143,4 (тыс.т.)

2. после проведения мероприятий:

     ВП = 1165,7 (тыс.т.)

     Добыча  нефти увеличилась на 1022,3 тыс. т (в 7,12 раза). 

     

2. Выручка от реализации:
1. до проведения:

     ВР=ВП*Ц

     ВР =143,4*3000=430,2 (тыс.руб.)

2. после проведения:

     ВР = 1165,7*3000=3497,1 (тыс.руб.)

     Выручка от реализации увеличилась на 3066,9 млн. руб. (в 7,12 раза).

3. Производительность труда:
1. до проведения:

      ,     где  Q – валовая продукция,

                                  Ч – среднесписочная численность.

     ПТ = 143,4/408=0,352 (тыс.т/чел).

2. после проведения:

     ПТ = 1165,7/408=2,857 (тыс.т./чел).

     Производительность  труда увеличилась на 2,505 тыс.т./чел (в 7,11 раза).

     4.    Прибыль:

     4.1  до проведения:

     П_Р=(Ц-С_С)*ВП

       П _р = (3000– 2092,64) · 143400 = 130, 112 (тыс.руб.).

     4.2  после проведения:

     П _р = (3000 – 2092,5) · 0,42 ·1022,3 + 130,150 = 519,8 (тыс. руб.).

       Прибыль увеличилась на 389,688 тыс. руб. (в 3 раза).

     5.   Фондоотдача:

      ,    где   С _сг – среднегодовая стоимость основных   производственных фондов

1.   до проведения:

     Ф 0  = 430200 / 1520,268 = 0,016 (т/руб).

2.    после проведения:

     Ф 0 = 3497100 / 1520,268 = 0,128 (т/руб).

     Фондоотдача увеличилась на 0,112 т/руб. (на 724,2 %).

     6.   Фондоемкость:

     

1. до  проведения:

     Фе = 1520268 / 23900 = 63,61 ( руб/т)

2. после проведения:

     Ф е = 1520268 / 194283 = 7,83 (руб/т).

     Фондоемкость  уменьшилась на 55,78 руб/т (на 711,2 %). 

     Таблица 2.5 – Влияние инноваций на технико-экономические  показатели предприятия.