Введение
Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства нашейстраны. Нефть и газ как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природныхвеществ имеют доминирующее положение в энергетике. Почти все автомобили исамолеты, а также значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах.Производное нефти – керосин с жидким кислородом применяют в ракетной технике,где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.
Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами,ее состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малойтоксичностью. Но не менее ценна нефть как сырье для химической промышленности.Сегодня нефтехимическая промышленность охватывает производство синтетическихматериалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти иприродного газа (синтетический каучук, продукты основного органическогосинтеза, сажа, резиновые асбестотехнические и другие изделия).
Рост добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов в значительноймере будут определяться совершенствованием применяемой технологии разработкинефтяных залежей, темпами испытания и внедрения специальных физико–химических итермических методов воздействия на нефтяные пласты, правильностью выбораплотности сетки скважин.
Целью курсовой работы является: расчет экономической эффективностиот закачки силинома. Основными задачамикурсового проектирования являются: характеристика предприятия, расчет затрат напроведение ГТМ, расчет экономической эффективности от применения ГТМ.
1.Краткая характеристика предприятия
1.1 Краткая историческая справка
Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших вРоссии и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западуот г. Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии.Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., вразработку введено в 1958 г. Условно оно делится на площади: Арланская,Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК «Башнефть» врамках НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» (Новохазинская площадь), «Чекмагушнефть»(Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО «Белкамнефть» (Вятскаяплощадь).
В административном отношении месторождение расположено на территорияхКраснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского районаУдмуртской Республики.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельскомпонижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р. Кама.
Район месторождения протяженностью 120 км промышленнообустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменныеучастки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительствомНижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама – до отметки 66–68 м.По р. Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленныхи скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принятвариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г. Нефтекамска,рабочего поселка и Камского водозабора.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск,д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур,Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территориюместорождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск,д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур,Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территориюместорождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистныхсооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется восновном кустовыми насосными станциями.
Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающуюстанцию «Кутерем».
Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды,излишки поступают на компрессионные станции и далее – потребителям.
НГДУ Южарланнефть осуществляет разработку правобережнойчасти Новохазинской площади, в границах которой находится 74,8% территории и77,3% начальных геологических запасов нефти площади. Начиная с апреля 1979 г.НГДУ начало разрабатывать Наратовское нефтяное месторождение, с марта 1983 г.– Гареевское, с 1987 г. – Южное, с 1988 г. – Биавашское, с декабря 1994 г.– Кунгакское, в 1998 г. арендовало и в 1999 г. получило на постояннуюразработку Тепляковское нефтяное месторождение у НГДУ Краснохолмнефть, ссентября 2000 г. ведет разработку Каюмовского месторождения в Аскинскомрайоне.
Разработка ТТНК Новохазинской площади начата в 1960 г.Первый проектный документ – «Технологическая схема разработки Новохазинскойплощади» – составили Саттаров М.М. и др. в 1961 г. В схемепредусматривалась раздельная эксплуатация двух объектов (верхнего в составе I–V пластов инижнего VI), применение законтурного и внутриконтурного заводнений.Максимальный фонд скважин составлял 1543, максимальный уровень добычи нефти – 12млн.т/год. Но уже в Генсхеме (1965) все пласты были объеденены в один объект(рекомендовано изучить возможность совместно-раздельной эксплуатации пачки, нопредложение не было реализовано). Сохранялось условие раздельной закачки воды. Вдальнейшем по мере изучения геологического строения Арланского месторожденияуточнялись запасы и параметры пластов. В процессе исследований в областианализа, контроля и регулирования выяснилось, что многие из первоначальныхрешений в проектных документах были ошибочны. В 1978 г. был составленуточненный проект разработки. В уточненном проекте разработки рассмотрено дваварианта разработки, отличающиеся лишь закачиваемым объектом. Предложеназакачка ПАА и технической воды, это предусматривало дополнительное бурениескважин и уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. В связи с отсутствиемнеобходимого реагента был принят вариант закачки технической воды, при этомвозможное достижение КИН – 0,397.
1.2 Организационная структура предприятия
Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ).
Структуру и штаты по добыче нефти и газа утверждает генеральныйдиректор. Цех подразделяется на бригады, создаваемые по признаку однородноститехнологического процесса.
Обязанности между бригадами цеха и работникамиинженерно-технических служб распределяются на основании соответствующихположений, должностных инструкций и единого тарифно-квалификационногосправочника. Все распоряжения по цеху отдают по подчиненности.
Функциями ЦДНГ являются:
– участие в разработке и согласовании расчетов производственных
– мощностей, технологических планировок и процессов, подборе икомплектации оборудования цеха, организационно-технических мероприятий имодернизации оборудования;
– обеспечение эффективной эксплуатации и сохранности оборудования,инструмента, технологической оснастки, энергетического хозяйства, зданий исооружений цеха;
– выполнение всех работ в строгом соответствии с техническимиусловиями, технологическими процессами;
– внедрение прогрессивной технологии производства и прогрессивныхформ материальных и духовных затрат, контроль за соблюдением технологическойдисциплины;
– обеспечение сохранности и эффективного использования оборотныхсредств, выделенных цеху.
Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).
– Главной задачей и основными функциями ЦППН являются сбор иподготовка нефти до товарной кондиции с последующей откачкой ее потребителю вобъемах суточных, месячных и годовых планов и дополнительных заданий;подготовка сточных вод для закачки их в нагнетательные или поглощающиескважины, а также для дальнейшей очистки в соответствии с установленнымитребованиями.
На цех возложены следующие функции:
– круглосуточный и бесперебойный прием нефти и нефтяной эмульсии изнефтяных скважин;
– организация и осуществление обезвоживания и обессоливания нефти доустановленных параметров;
– обеспечение ритмичной работы резервуаров и установок по подготовкенефти и ее перекачке в нефтесборных парках;
– организация и разработка мероприятий по сокращению потерь нефти игаза, повышению качества подготовки нефти и ее сдачи;
– определение путей повышения эффективности объектов подготовки и
– перекачки нефти, сокращения норм расхода реагентов, ингибиторов,материалов, топлива, электроэнергии и прочего на подготовку нефти;
– осуществление мероприятий по повышению технического итеоретического уровня работников цеха ППН;
– контроль за выполнением декадных планов откачки нефти.
Цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС).
Главной задачей цеха является своевременный и качественный ремонтскважин, проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышениюприемистости нагнетательных скважин, испытание новых образцов глубинногооборудования в скважинах.
Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО).
Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования являетсяпроизвод-ственным подразделением базы производственного обслуживанияобъединения. Цех осуществляет ремонт нефтепромыслового оборудования. Основнойего функцией является обеспечение надежной работы оборудования, проведениесвоевременного и качественного ремонта оборудования НГДУ, изготовление изделий,запчастей и узлов оборудования.
Производственно-технический отдел НГДУ (ПТО).
Главной задачей производственного отдела является разработкаоперативных планов производства, организационно-технических мероприятий,своевременного доведения плановых заданий до всех подразделений, осуществлениеконтроля и анализа их выполнения, а также определение рациональной техники итехнологии добычи нефти и газа, совершенствование их, внедрение новой техники ипередовой технологии, пропаганда достижений науки и техники и передовыхтехнологических процессов.
Геологический отдел НГДУ.
Задача геологического отдела – дательное изучение нефтяных игазовых месторождений в период разбуривания и эксплуатации, учет движениязапасов нефти и газа по месторождениям, находящимся на балансе НГДУ, доразведкаотдельных площадей, участков и блоков по разрабатываемым и подготовленным кразработке месторождениям.
Цех поддержания пластового давления (ЦППД).
Главной задачей ЦППД является обеспечение объектов закачкой воды внефтяные пласты согласно режимов работы нефтяных месторождений.
Цех автоматизации производства (ЦАП).
Главной задачей ЦАП является монтаж, наладка, техническоеобслуживание и обеспечение надежной работой КИП и средств автоматизации ителемеханизации производственных процессов, обеспечение единства и требуемойточности измерений, повышение уровня метрологического обеспечения производства.
Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).
Основные задачи ЦНИПРзаключаются в оперативном проведении всех видов гидродинамическихисследовательских работ, отдельных геофизических и химико-аналитическихисследований, необходимых для осуществления правильного процесса разработкинефтяных и газовых месторождений, контроля и регулирования процесса выработкипродуктивных залежей с целью достижения максимальной нефтеотдачи.
1.3 Основныетехнико-экономические показатели работы предприятия за предшествующий год ианализ их выполнения
Основными показателям и производственно-хозяйственной деятельностиНГДУ «Южарланнефть» является добыча нефти и реализация товарной продукции. Втаблице 1 приведены основные показатели НГДУ за 2005 год.
За 2005 год предприятием было реализовано продукции на общую сумму168853 тысячи рублей, что составляет 102,2% против плана и получено прибыли всумме 46986 тысяч рублей. Товарная добыча нефти составила за год 1861,1 тысячтонн.
Валовая добыча нефти за 2005 год по месяцам представлена в таблице2. За год предприятие добыло 1875, 5 тысяч тонн нефти, что составляет 101,9%.Сверх плана получено продукции 35,5 тысяч тонн. Добыча нефти по месяцампредставлена на рис. 1.
В сложных экономических условиях, в которых оказалась всянефтегазодобывающая отрасль, техническая политика НГДУ «Южарланнефть» строитсяв расчете на собственные силы и резервы. Важное место занимает реконструкцияобъектов нефтедобычи в связи с изменением условий их работы. Все работы повнедрению выполняются за счет собственных средств, при усилении режимаэкономии.
Месторождения, разрабатываемые предприятием, находятся назавершающем этапе эксплуатации. Это ставит перед коллективом ряд сложных иответственных задач, главными из которых являются повышение нефтеотдачи залежей,сокращение темпов падения добычи нефти, снижения ее себестоимости,совершенствование экономической эффективности производства, автоматизациярабочих мест (АРМ).
Таблица 1. Основные показателипроизводственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть»
№
п/п Показатели Ед.изм. 2004 г. 2005 г. 2005 г. к 2004 г. 1 Реализация продукции Тыс. руб. 217319 165180 168853 102,2 77,7 2 Валовая продукция Тыс. руб. 1607436 1602822 1632252 101,8 101,5 3 Валовая добыча нефти Тыс.т. 1966 1840 1875,5 101,9 95,4 4 Товарная добыча нефти Тыс.т. 1949,2 1824,9 1851,2 102,0 95,5 5 Валовая добыча попутного газа
Тыс.м2 22495 27020 21215 102,4 94,3 6 Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию СКВ. 14 17 17 100 121,4 7 Коэффициент экспл. действ. фонда скважин Коэф. 0,935 0,940 0,946 100,6 101,2
Таблица 2. Динамика добычи нефти НГДУ«Южарланнефть» за 2005 год (тн)Месяц План Факт % Январь 158500 161000 101,6 Февраль 144100 147200 102,2 Март 158900 162000 101,9 Апрель 148400 152000 102,4 Май 154300 157800 102,3 Июнь 157700 160000 101,4 Июль 159800 162500 101,7 Август 158200 161000 101,8 Сентябрь 151400 154500 102,0 Октябрь 153600 156500 101,9 Ноябрь 144600 147500 102 Декабрь 150500 153500 101,9 ИТОГО: 1840000 1875500 101,9
2. Воздействие на пластгелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»
Технология предназначена дляувеличения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого с применением заводнения, иможет быть эффективна для комплексной обработки как нагнетательных, гак ивысокообводненных добывающих скважин. Эффективность метода основана на том, чтовпроцессе выдержки в пласте водный раствор силинома коагулирует вобводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды изакупоривает проводящие каналы в этой зоне. Селективность метода позволяетпроводить работы без предварительного определения интервалов поступления воды иразобщения нефтенасыщенной и обводненной частей пласта в стволе скважины.
В 2005 году даннойтехнологией было охвачено пять нагнетательных скважин, расположенных наАрланской площади.
В таблице 3 приведенысведения об обработке скважин водоограничительным материалом «Силином ВН-М.В2005 г. расход товарного продукта составил 47,7 т.
Таблица 3 – Сведения пообработке нагнетательных скважин№ скв./ №КНС Общая толщ. перфор. пластов, м
Приемпст,
м /сут
Объем
р-ра м3
Расход товар. прод., т Уд. расход раствора па 1 м толщ. перф. пласта, м 7 м Расход реагента
Руст, к
началу обраб., MПa
на 1 м толщ, перф.
пл., т/м на скв-обр., t/скв-обр. 374/3 9,2 160/11,7 39 8,5 4,2 0,9 8,5 6034/3 7,2 195/12,7 33 7,2 4,6 1.0 7,2 6039/4 8,2 80/14,0 29 6,2 3,5 0,8 6,2 10097/3 2,6 270/13,6 66 14,3 25,4 5,5 14,3 7038 2,8 520/12,0 80 11,5 28,6 4,1 11,5
При анализе проведенныхработ использовались методики, принятые в отрасли и рекомендованные для позднейстадии разработки месторождений, а также результаты гидродинамическихисследований нагнетательных скважин, промысловая информация по добывающим инагнетательным скважинам.
По результатам исследованияскважин методом снятия кривых падения давления ухудшение параметров пластасвязано, видимо, с образованием в пласте водоограничительных экранов, чтоговорит об успешности обработок.
Из сопоставленияэксплуатационных показателей работы участков до и после обработки следует, чтоанализируемых 33 нефтяных скважин добыча нефти увеличилась после применениятехнологии но 48% скважин, обводненность снизилась по 51%.
2005 г. дополнительнаядобыча составила 5,9 тыс.т. сокращение попутно добываемой воды – 77,9 тыс.т.
Всего за все время внедрениятехнологи дополнительная добыча нефти составила 262 тыс. т., сокращение ПДВсоставило 471,5 тыс.т.
3. Расчетная часть
3.1 Краткая аннотация
В 2005 году предложена обработка скважингелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М» дляповышения нефтеотдачи в нагнетательные скважины. Данной технологией былоохвачено пять нагнететельных скважин, расположенных на Арланской площади. Всегоза время внедрения технологии дополнительная добыча составила 262 тыс. т.,сокращение ПДВ составило 471,5 тыс. т.
3.2 Расчет затрат на закачку силинома
Расчет затрат на закачку силинома производится по следующимстатьям:
1. Фонд оплаты труда производственных рабочих.
2. Начисления на заработную плату.
3. Затраты на материалы.
4. Услуги технологического транспорта.
5. Цеховые расходы.
Расчет фонда оплаты труда определяется исходя из численно – квалификационногосостава рабочих и повременно – премиальной системы оплаты труда. При закачкесилинома задействованы:
1. Слесарь – ремонтник 5 разряда – 1 чел.Тарифная ставка – 40 руб. в час.
2. Оператор 5 разряда – 1 чел. Тарифнаяставка – 39 руб. в час.
3. Инженер – 1 чел. Тарифная ставка – 53руб. в час.
4. Технолог – 1 чел. Тарифная ставка –48 руб. в час.
Время назакачку силенома – 41 часа.
3.3 Расчет фонда оплаты труда
ФОТр=Зо, руб (1)
Основнаязаработная плата определяется по формуле:
Зо=(Зтр+Зп+Дбр)*Кт, руб. (2)
где Кт – территориальныйкоэффициент, 1,15 (для Республики Башкортостан 15%)
Зтр – заработнаяплата по тарифу, руб.
Дбр – доплатыза бригадирство, ночное время и т.д., руб.
Зп – размерпремий, руб.
Зо = (7380 +5904) * 1,15 = 15276,60 руб.
Размер премиирассчитывается по формуле:
Зп = Зтр*П/100, руб (3)
где П –процент премии, составляет до 80% от заработной платы (по данным НГДУ«Арланнефть»).
Зп = 7380 *80 / 100 = 5904 руб.
Зарплата потарифу рассчитывается по формуле:
Зтр=Сс*Тэф*Р, руб (4)
где Сс – средняятарифная ставка рабочего, руб.
Тэф – эффективныйфонд рабочего времени, час.
Р – числорабочих, чел.
Средняятарифная ставка рабочего определяется как:
/> (5)
где Сi – тарифная ставка i – го разряда, руб.
Pi – количество рабочих,имеющих i –й разряд, чел.
n – число разрядов
Сс = (40 *1 + 39 * 1 + 53 * 1 + 48 * 1) = 45 руб.
4
3.4 Расчетначислений на заработную плату
Начисления назаработную плату являются обязательными для предприятий любой формысобственности. Из ФОТр отчисляется во внебюджетные фонды единый социальныйналог в размере 26%.
Начисления назаработную плату определяются как:
Нз = ФОТр*Пз, руб.
100
(6)
где Пз – процентначисления на заработную плату, 26%.
Нз = 15276,6* 26 / 100 = 3971,92 руб.
3.5 Расчетзатрат на материалы
Затраты навспомогательные материалы определяются умножением количества каждогоиспользуемого материала на цену единицы соответствующего материала:
Cвmi= Qi * Цi, руб
(7)
где Qi – количество i-го материала
Цi – цена i-го материала, руб.
Результатырасчетов сводятся в таблицу 2.
Таблица 4 – Затратына материалыНаименование материалов Ед. изм Количество
Цена,
руб. Стоимость, руб. 1. Силином т. 63,75 5345 340743,75 ИТОГО: 340743,75
3.6 Расчетзатрат на услуги технологического транспорта
Затраты напроведение технологических операций определяются как:
Зто = tmi* Cмчi, руб
(8)
где tmi – время натехнологическую операцию, осуществляемую i-ым транспортом, час
Cмчi-стоимость одногомашино-часа i-готранспорта, руб.
Произведенныерасчеты сводятся в таблицу 5.
Таблица 5 – Расчетзатрат на проведение технологических операцийНаименование транспорта
Время на тех. опер,
час Стоимость 1 м\час, руб. Затраты на тех. операцию, руб. 1. АЦ – 8 41 151 6191 2. Автомобиль УАЗ 41 170 6970 Итого: 13161
3.7 Расчет цеховых расходов
Цеховые расходы рассчитываются по следующим статьям затрат:
· Заработная плата вспомогательных рабочих
· Начисления на заработную плату вспомогательных рабочих
· Расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментови приспособлений
· Затраты на охрану труда и ТБ
· Затраты на рационализаторство и предпринимательство
· Прочие расходы
Цеховые расходы – это косвенные расходы, они распределяются на себестоимостьпропорционально заработной плате производственных рабочих и определяются поформуле:
Цр =ФОТр*Пцр/100, руб
(9)
где Пцр – процент цеховых расходов, % (107,6% по данным НГДУ«Арланнефть»)
Цр = 15276,6 * 107,6 / 100 = 16436,98 руб.
3.8 Расчет общих затрат на проведение геолого-технического мероприятия
Результаты расчетов по каждой статье сметы сводятся втаблицу 6.
Таблица 6 – Расчет затрат на проведение ГТМНаименование затрат Ед. изм Сумма, Руб. Фонд оплаты труда Руб. 15276,60 Начисления на з/п Руб. 3971,92 Материалы Руб. 340743,75 Услуги транспорта Руб. 13161,00 Цеховые расходы Руб. 16436,98 ИТОГО по смете Руб. 389590,25
3.9 Расчет экономической эффективности от проведения ГТМ
Расчет экономической эффективности производится в соответствии с«Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий,направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности» РД 39–01/06–000–89.
Для проведения расчета составляется таблица исходных данных (табл.7).
Таблица 7 – Исходные данные для расчета экономического эффекта отпроведения ГТМПоказатели Ед. изм. База сравнения Новая технология Добыча нефти тыс. т. 1843,2 1851,2 Дполнительная добыча за счет мероприятия тыс. т. 8 Себестоимость добычи 1 тонны нефти. руб./ т 978 В том числе условно переменные затраты руб. т 470 Затраты на мероприятие т. руб. 389,6 Оптовая цена на нефть руб. 990 990
Стоимостная оценка затрат включает эксплуатационные затраты надобычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия, определяемыепо формуле:
DЗт=DЗ+З/
(10)
где D3 – эксплуатационныезатраты на добычу дополнительной нефти, руб.;
З/ – затратына проведение мероприятия, руб.
DЗт=2256,0 + 389,6= 2645,6 т. руб.
Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяетсяпроизведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости однойтонны нефти на дополнительный годовой объем добычи нефти.
К условно-переменным относятся те статьи калькуляциисебестоимости, затраты по которым прямо зависят от количества добытой нефти.Этими статьями являются:
1) Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти.
2) Расходы по искусственному воздействию на пласт.
7) Расходы по сбору и транспорту нефти.
8) Расходы по технологической подготовке нефти.
10) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
Каждая из перечисленных выше статей является комплексной, т.е.состоит из нескольких элементов затрат, часть которых с ростом добычи неизменяется. Поэтому, при подсчете дополнительных затрат, применяют коэффициент –0,6 и сумму дополнительных затрат вычисляют по формуле:
DЗ=(№1+№2+№7+№8+№10)*DQ*0,6, руб.
(11)
где (№1+№2+№7+№8+№10) – сумма условно переменных статей калькуляциисебестоимости 1 т нефти до внедрения мероприятия, руб.;
DQ – дополнительная добыча нефти, т;
0,6 – коэффициент, учитывающий, что каждая из перечисленныхстатей возрастает не прямо пропорционально возросшей годовой добыче нефти.
DЗ = 470 * 8000 * 0,6 = 225600 руб.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятиярассчитывается по формуле:
Зт1=Qо*Со, руб.
(12)
где Qо – объем добытой нефти до мероприятия, т;
Со – себестоимость 1 т нефти добытой до мероприятия, руб.
Зт1 = 1843,2 * 978 = 1802649,6 т. руб.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятиярассчитывается по формуле:
Зт2 = Зт1+DЗ
(13)
Зт2= 1802649,6 + 2645,6 = 1805295,2 т. руб.
Отсюда себестоимость добычи 1 т нефти, добытой с использованиеммероприятия составит:
Сt=Зт2/Qt, руб./ т
(14)
Сt = 1805295,2 / 1851,2 = 975,2 руб.
При оценке экономической эффективностиприменения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефтиэкономический эффект представляет собой прибыль, остающуюся в распоряжениипредприятия. Прирост балансовой прибыли от дополнительной добычи нефтирассчитывается по формуле:
DП=(Цt-Ct)*Qt – (Цt-Co)*Qo, руб.
(15)
DП = (990 – 975,2) *1851,2 – (990 – 978) * 1843,2 = 5279,36 т. руб.
Налог на прибыль рассчитывается по формуле:
H=DП *24/100, руб.
(16) где 24% – ставка налога на прибыль.
Н = 5631,09 * 24 / 100 = 1351,46 т. руб.
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия рассчитывается поформуле:
П=DП-Н, руб.
(17)
П = 5279,36 – 1267,05 = 4012,31 т. руб.Далее составляется сравнительная таблицатехнико-экономических показателей.
Таблица 7 – Сравнительная таблица технико-экономическихпоказателейПоказатели Един. изм. База сравнения Новая технология
Отклонения
(+/–) Годовая добыча нефти тыс. т 1843,2 1851,2 +8 Затраты на мероприятие руб. 389,6 Себестоимость 1 т. нефти тыс. руб. 978 975,2 -2,8 Прирост балансовой прибыли тыс. руб. 5279,36 Налог на прибыль тыс. руб. 1267,05 Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия тыс. руб. 4012,31
Выводы ипредложения
На основании анализа, проведенного по расчету эффективностизакачки «Силинома» в НГДУ Южарланнефть, можно заключить, что данные обработкихимического воздействия на пласт, являются технологически обоснованными.Эффект, полученный от закачки «Силинома» покрывает расходы на её проведение изначительно влияет на увеличение добычи нефти.
Из расчетов видно, что после проведения закачки добыча нефтиувеличилась на 8 т.т.
Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли,остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 4012,31 т. руб. Онаобразуется за счет увеличения добычи нефти в результате технологическогорегулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта закачкой щелочно-полимерныхрастворов и снижения себестоимости добычи 1т нефти с 978 руб. до 975,2 руб.Данная технология воздействия на пласт является одной из малозатратныхи доступных, технологична в осеннее зимний период.
Рекомендуется для дальнейшего применения.
Литература
1.Самочкин В.Н. Гибкое развитие предприятия: Эффективностьи бюджетирование. — М.: Дело, 2000.
2.Шматов В.Ф. Экономика, организация и планированиебуровых и нефтегазодобывающих предприятий. – М.: Недра, 1990.
3.Методические рекомендации по комплексной оценке эффективностимероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности.
РД 39 – 01/06 – 0001 – 89.
4.Рекомендации по планированию, учету и организации по единомунаряду работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. –М, 1988.
5.Справочное пособие для расчетов экономической эффективностивнедрения новой техники / Коллектив авторов/ М.: ЦНИИ информации, 1994