На главную
На главную

РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности»

Методические рекомендации устанавливают единые для нефтяной промышленности правила и методы комплексной оценки, эффективности мероприятий НТП с целью:
- технико-экономического обоснования выбора наилучшего варианта создания и использования мероприятий НТП;
- отражения экономического эффекта в плановых и хозрасчетных показателях предприятий, объединений и отрасли в целом;
- определения фактической экономической эффективности использования мероприятий НТП;
- установления цен на научно-техническую продукцию.

Обозначение: РД 39-01/06-0001-89
Название рус.: Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности
Статус: не действующий
Заменяет собой: «Инструкция по определению экономической эффективности создания новой и усовершенствованной конструкции глубоководных стапплатформ для бурения и эксплуатации куста нефтяных и газовых скважин» (Мингазпром СССР 1986 г.) РД 39-32-1192-84 РД 0147716-015-86 РД 39-0147014-343-86 РД 39-0148052-547-87 РД 39-0147035-202-86 «Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности»
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.08.1989
Дата окончания срока действия: 01.08.1991
Разработан: НПО "Бурение"
МИНГ им. Губкина
БашНИПИнефть
СибНИИНП
Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ)
ВНИИТнефть
ВНИИнефтепромгеофизика
Утвержден: Миннефтепром (22.06.1989)
Опубликован: ротапринт ВНИИнефть № 1989

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ,НАПРАВЛЕННЫХ НА УСКОРЕНИЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССА В НЕФТЯНОЙПРОМЫШЛЕННОСТИ

РД 39-01/06-0001-89

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДАЮ

НачальникГлавного

научно-технического

управления

__________ Е.М. Довжок

22 июня 1989 г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
по комплексной оценке эффективности мероприятий,направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтянойпромышленности

РД 39-01/06-0001-89

Документ разработан:

Всесоюзным нефтегазовым

научно-исследовательским

институтом (ВНИИ)

Директор ВНИИ

___________М.Л. Сургучев

14 июня 1989г.

Ответственныеисполнители:

Заместитель директора ВНИИ

______________А.И. Жечков

14 июня 1989г.

Согласовано:

Зам. начальника Главного

экономического управления

_____________ А.М. Галустов

19июня 1989 г.

1989

Составители методики:

Жечков А.И.,Америка Л.Д., Кузнецова О.Б. - руководители работы (ВНИИ); Андреев А.Ф., ДунаевВ.Ф. (МИНГ им. акад. И.М. Губкина); Башкин П.О. (СибНИИНП); Иноземцева В.Д.(ВНИИТнефть); Кудояров Г.Ш.; Макаров А.В. (БашНИПИнефть); Петрунин А.А.(ВНИИнефтепромгеофизика), Сошнин Н.М. (НПО «Бурение»).

В подготовкеметодики принимали участие:

Тужилин А.А., Голубева Т.С., Грачева В.Ф., Лохман Н.Н.,Лукина С.М., Пекун Н.Г. (ВНИИ); Бережная Л.И. (Гипроморнефть); Вакс Б.М. (НПО«Союзнефтепромхим»); Давыдов В.А. (НПО «Технология и техника добычи нефти»);Коваленко О.И., Ермоленко В.И. (НПО «Союзтермнефть»), Коваленко А.А., МиловидовК.Н. (МИНГ им. акад. И.М. Губина); Мутовин В.И., Уханов Р.Ф. (НПО «Бурение»);Чумак В.П. (ВНИПИ «Нефтегазпереработка»); Шакиров М.Т. (НПО «Союзнефтеотдача»).

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические рекомендации по комплексной оценкеэффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-техническогопрогресса в нефтяной промышленности

РД 39-01/06-0001-69

Срок введенияустановлен с 1 августа 1989 года

Срок действиядо 1 августа 1991 года

НастоящиеМетодические рекомендации разработаны с целью установления единых принциповоценки экономической эффективности мероприятий НТП в нефтяной промышленности вобласти разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений,строительства скважин на суше и в акваториях морей, проведения геофизическихисследований, внутрипромыслового и магистрального транспорта нефти и газа,газопереработки.

«Методическиерекомендации» разработаны в соответствии с основными положениями «Методическихрекомендаций по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных наускорение научно-технического прогресса», утвержденных постановлением ГКНТ СССРи Президиумом Академии наук СССР от 03.03.88 г. № 60/52.

При ихподготовке были использованы также действующие в настоящее время директивныедокументы [1,3,4,5,11]и отраслевые инструктивные материалы [6, 7, 8, 9, 10, 12, 13].

Данные «Методические» рекомендации вводятся взамен следующихруководящих документов:

РД 39-0148052-547-87;1)

РД39-0147035-202-86;

РД 39-0147014-343-86;

РД 39-0147716-015-86;

РД 39-32-1192-84;

«Инструкция поопределению экономической эффективности создания новой и усовершенствованнойконструкции глубоководных стапплатформ для бурения и эксплуатации кустанефтяных и газовых скважин». Согласована с ГКНТ СССР. Утверждена МингазпромомСССР, 1986 г.

1) Кроме приложений № 4 - 11 к указанному РД до моментаутверждения уточненных нормативов.

РАЗДЕЛ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящиеметодические рекомендации устанавливают единые для нефтяной промышленностиправила и методы комплексной оценки, эффективности мероприятий НТП с целью:

- технико-экономическогообоснования выбора наилучшего варианта создания и использования мероприятийНТП;

- отраженияэкономического эффекта в плановых и хозрасчетных показателях предприятий,объединений и отрасли в целом;

- определения фактическойэкономической эффективности использования мероприятий НТП;

- установления цен нанаучно-техническую продукцию.

1.2. К мероприятиям НТПотносятся впервые реализуемые в нефтяной промышленности результаты научныхисследований и прикладных разработок, в том числе содержащихизобретения и другие научно-технические достижения, обеспечивающие наиболееполное и качественное удовлетворение общественно необходимых потребностей впродукции, способствующие достижению наивысшего технико-экономического уровняпроизводства, решению социальных, экологических и других задач развитиянефтяной промышленности и получению экономического эффекта.

К мероприятиям НТП, эффективность которых определяетсясогласно данным методическим рекомендациям, относятся создание, производство ииспользование новых, реконструкция или модернизация существующих средств,орудий и предметов труда и потребления, технологических процессов, способов иметодов организации труда, производства и управления в разработке иэксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, строительстве скважин, припроведении геофизических исследований скважин, во внутрипромысловом транспортенефти и газа, магистральном транспорте нефти, газопереработке.

1.3. К мероприятиям НТП внефтяной промышленности относятся:

а) в области разработки и эксплуатации нефтяных инефтегазовых месторождений и внутрипромыслового транспорта нефти и газа: новыеили усовершенствованные технологические процессы разработки месторождений;технологические процессы воздействия на пласт; технологические процессывоздействия на призабойную зону скважин; технические средства для эксплуатации,подземного и капитального ремонта скважин; технические средства итехнологические процессы сбора, подготовки и внутрипромыслового транспортанефти, газа и воды; системы комплексной автоматизации и управления процессамидобычи, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти и газа;технологические процессы вторичного освоения скважин; методы и средства борьбыс соле- и парафиноотложениями; методы и средства борьбы с коррозиейнефтепромыслового оборудования, стационарные платформы для строительства иэксплуатации нефтяных и газовых скважин; технологические платформы; техническиесредства и технологические процессы строительства гидротехнических сооружений,подводных трубопроводов, материалы и химические продукты для интенсификациидобычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;

б) в области строительства скважин: новые илиусовершенствованные буровые установки, в том числе плавучие; тяжеловозы; подъемники;насосные установки; смесительные установки; создание новых и совершенствованиерегиональных технологических комплексов; забойные двигатели; конструкциибурильных (в том числе утяжеленных) и обсадных труб; технологические процессыпромывки, крепления и заканчивания скважин, технические средства, используемыедля испытания скважин, породоразрушающий инструмент, материалы для буровыхрастворов и т.д.

в) в области геофизических исследований скважин: новые илиусовершенствованные технологические процессы и технические средства для контролякачества цементирования и технического состояния обсадных труб, для доразведкии освоения залежей нефти и газа, для определения параметров пласта и состояниязабоя скважин, для проведения электрического каротажа, профилеметрии инаклонометрии и т.д.);

г) в области магистрального транспорта нефти: новые илиусовершенствованные технологии эксплуатации магистральных нефтепроводов;системы автоматизации и управления процессами перекачки нефти по магистральнымнефтепроводам; техника и технология капитального ремонта магистральныхнефтепроводов; методы и средства борьбы с потерями нефти на магистральныхнефтепроводах; методы и средства борьбы с коррозией магистральныхнефтепроводов; новые приборы и оборудование для контроля и измерениятехнического состояния магистральных нефтепроводов, количества и качестваперекачиваемой нефти и др.; прочие виды новой техники и технологии,обеспечивающие при их использовании улучшение технико-экономических показателейтехнологических процессов и производства работ на магистральных нефтепроводах;

д) в области газопереработки:

новые или усовершенствованные технические решения пореконструкции установок на газоперерабатывающих заводах с целью увеличениямощностей по переработке газа; технологические процессы газоразделения, очисткии осушки газов; автоматизированные системы управления технологическимипроцессами и работой оборудования; методы и средства защиты оборудования откоррозии, технические средства и технологические процессы строительствасооружений; технические решения, направленные на повышение извлечения целевыхкомпонентов и экономию всех видов ресурсов.

1.4. В зависимости отуровня принятия решений в области научно-технического прогресса и методовопределения получаемых результатов, экономический эффект может быть народнохозяйственными хозрасчетным - эффект, получаемый предприятием или научной организацией.

Основным обобщающим показателем, характеризующимэффективность мероприятий научно-технического прогресса на уровне народногохозяйства, является показатель экономического эффекта, в котором находятотражение частные показатели эффективности: производительность труда ифондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производственных процессов,показатели технического уровня производства и качества продукции.

Показатель экономического эффекта на всех этапах оценкимероприятий НТП определяется как превышение стоимостной оценки результатов надстоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществлениямероприятия.

Основные принципы настоящих методических рекомендацийсоответствуют принятым в мировой практике методам экономического обоснованияпринятия решений и могут применяться при оценке эффективности мероприятий,предусматривающих проведение совместной научно-технической и производственнойдеятельности с зарубежными странами.

1.5. На стадияхтехнико-экономического обоснования (ТЭО), выбора наилучшего варианта, приформировании планов научных исследований и опытно-конструкторских работ (НИОКР)должен соблюдаться народнохозяйственный подход, что предполагает:

а) проведение оценки экономического эффекта мероприятия НТПс учетом всех сопутствующих позитивных и негативных (если они имеют место)результатов в других сферах народного хозяйства, включая социальную,экологическую, внешнеэкономическую;

б) проведение оценки экономического эффекта по всему циклусоздания и использования мероприятий НТП, включая проведение НИОКР, освоение исерийное производство, а также период использования результатов осуществлениямероприятия в отрасли;

в) применение в расчетах экономического эффекта системыэкономических нормативов и приведение разновременных затрат к единомурасчетному году;

г) применение в расчетах единого по народному хозяйствунорматива эффективности капитальных вложений и дифференцированных нормативовплаты за трудовые и природные ресурсы, а также применение нормативов затрат,тарифов и цен, отражающих качество бурового, нефтепромыслового и геофизическогооборудования, эффективность технологии строительства скважин, разработки иэксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, геофизических исследованийскважин, внутрипромыслового транспорта нефти и газа магистрального транспортанефти, газопереработки.

1.6. Величинаэкономического эффекта, определяемая по условиям использования продукции,отражает суммарно вклад всех стадий цикла «НИОКР - производство -использование» и рассчитывается до установления цен на научно-техническуюпродукцию.

Величина экономического эффекта, определяемая по условиямиспользования продукции, является основой для установления цен на соответствующуюнаучно-техническую продукцию.

Если в условиях использования мероприятия НТП повышаетсякачество продукции, то расчет экономического эффекта проводится по ценам,учитывающим изменение эффективности ее использования на предприятиях нефтянойпромышленности.

После установления цен на продукцию определяются величиныэкономического эффекта по условиям производства каждого вида продукции дляоценки эффективности мероприятия в условиях полного хозяйственного расчета исамофинансирования предприятия-изготовителя или научной организации.

При определении экономического эффекта мероприятия НТП поусловиям производства используются:

а) действующие оптовые, розничные цены и тарифы на продукциюи услуги;

б) установленные действующим законодательством нормативыплаты за производственные ресурсы (производственные фонды, трудовые иприродные);

в) действующие нормативы отчислений от прибыли предприятий иобъединений в государственный и местный бюджеты, вышестоящим организациям дляформирования централизованных отраслевых фондов и резервов;

г) правила и нормы расчетов предприятий с банком запредоставленный кредит или хранение собственных средств;

д) нормативы пересчета валютной выручки и т.п.

1.7. Расчетэкономического эффекта по условиям производства продукции производственно-техническогоназначения до утверждения прейскурантных или договорных цен выполняется сиспользованием лимитных цен.

Расчет экономического эффекта от использования употребителей отдельных мероприятий НТП производится после установления прейскурантныхили договорных цен на новую технику, а до установления прейскурантных цен - сиспользованием лимитных цен.

Экономический эффект по условиям производстванаучно-технической продукции для научных организаций определяется сиспользованием договорных цен [9].

1.8. ФинансированиеНИОКР, финансирование затрат на приобретение оборудования, приборов и другихтоварно-материальных ценностей для этих работ, компенсация повышенных затрат напроизводство новой продукции в период ее освоения осуществляютсяна предприятиях из средств фонда развития производства, науки и техники, засчет эксплуатационных затрат (в части расходов на подготовку и освоениепроизводства) и банковского кредита на проведение мероприятий, направленных наускорение НТП, фонда повышения нефтеотдачи пластов.

1.9.Экономический эффект от использования мероприятий НТП образуется:

а) при разработке и эксплуатации нефтяных и нефтегазовыхместорождений за счет получения дополнительной добычи нефти и газа в результатеоптимизации режима разработки объектов и работы скважин, использования новыхметодов повышения нефтеизвлечения и повышения их эффективности, использованияметодов воздействия на призабойную зону скважин; за счет сокращения затратвремени на проведение подземных и капитальных ремонтов скважин, повышениякачества ремонтов, увеличения межремонтного периода работы скважин и другогонефтепромыслового оборудования, совершенствования процессов сбора, подготовки ивнутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды, сокращения потерь врезультате коррозии, снижения расхода энергии, материалов, топлива, снижениятрудоемкости продукции, повышения фондоотдачи, снижения капиталоемкостинефтегазодобывающего производства и т.д.;

б) при строительстве нефтяных и газовых скважин за счетсокращения времени вышкомонтажных работ, бурения и крепления скважин, ихиспытания, повышения качества строительства скважин, экономии материалов,топлива, энергии; сокращения потребности в буровом оборудовании, увеличения межремонтногопериода, повышения производительности труда буровых бригад, снижениякапиталоемкости буровых работ, повышения фондоотдачи и т.д.;

в) при проведении геофизических исследований скважин за счетповышения качества, надежности и производительности геофизической аппаратуры,совершенствования технологии геофизических исследований, сокращения расходаматериально-технических ресурсов, оптимизации режимов работы скважин, повышениякачества вскрытия продуктивных пластов и т.д.;

г) при магистральном транспорте нефти - за счет сокращениярасходов на электроэнергию в результате применения новой технологии перекачкинефти, новых нефтеперекачивающих агрегатов; уменьшения потерь нефти приперекачке; сокращения численности в результате повышения уровня автоматизации иуправления процессами перекачки нефти; увеличения срока службы линейной частимагистральных нефтепроводов за счет антикоррозионных мероприятий; повышениянадежности магистральных нефтепроводов благодаря использованию новых материалови оборудования; повышения пропускной способности магистральных нефтепроводов;снижения затрат на материалы, топливо и т.д.;

д) при переработке газа за счет роста объемовперерабатываемого газа, повышения качества и расширения ассортимента конечнойпродукции, увеличения надежности и межремонтного периода работы оборудования,снижения затрат на материалы, топливо, энергию, повышения производительноститруда и снижения трудоемкости продукции, повышения фондоотдачи, сокращениясроков строительства объектов.

1.10. Расчеты технологическогоэффекта от мероприятий НТП в указанных в п. 1.9 направлениях производятся сучетом отраслевых методических положений, утвержденных в установленном порядке.

РАЗДЕЛ 2. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА МЕРОПРИЯТИЯ НТПИ ВЫБОР НАИЛУЧШЕГО ВАРИАНТА

2.1. Общий подход квыбору наилучшего варианта реализации мероприятия НТП на этапе ТЭО сводится кследующему:

- отбираются варианты изпотенциально возможных, каждый из которых удовлетворяет всем заданным ограничениям:социальным стандартам, экологическим требованиям, по времени реализации и др. Вчисло рассматриваемых вариантов обязательно включаются наиболее прогрессивныетехнико-экономические показатели, которые превосходят или соответствуют лучшиммировым достижениям. При этом должны учитываться возможности закупки техники внеобходимом количестве за рубежом, организации собственного производства наоснове приобретения лицензий, организации совместного производства сзарубежными странами;

- по каждому варианту изчисла допустимых определяются (с учетом динамики) затраты, результаты иэкономический эффект;

- лучшим признаетсявариант, у которого величина экономического эффекта максимальна, либо - приусловии тождества полезного результата - затраты на его достижение минимальны.

Порядок проведения комплексной оценки эффективностимероприятий НТП в нефтяной промышленности иллюстрирует приложение 2.

2.2. Расчетэкономического эффекта проводится с обязательным использованием приведенияразновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятияНТП моменту времени - расчетному году tр. Вкачестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всехрассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу выпускапродукции или использования в производстве новой технологии, новых методоворганизации производства, труда и управления.

Приведение разновременных затрат и результатов всех летпериода реализации мероприятия к расчетному году осуществляется путем умноженияих величины за каждый год на коэффициент приведения at (см. приложение 5).

В качестве начального года расчетного периода tн принимаетсягод начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включаяпроведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода tк определяетсямоментом завершения всего жизненного цикла мероприятия НТП, включающегоразработку, освоение, серийное производство, а также использование результатовосуществления мероприятия в народном хозяйстве. Конечный год расчетного периодаможет определяться плановыми (нормативными) сроками обновления продукции поусловиям ее производства и использования или сроками службы средств труда (сучетом морального старения).

Экономический эффект от использования мероприятия НТП вотрасли учитывается три года, за исключением мероприятий, направленных наповышение нефтеотдачи пластов, по которым срок учета принимается шесть лет смомента получения технологического эффекта в виде увеличения текущих отборовнефти.

Дифференцированные нормативы сроков обновления для рядавидов бурового и нефтепромыслового оборудования приведены в приложении 6.При выборе расчетного периода определения экономического эффекта мероприятийНТП в области технологии разработки нефтяных месторождений следуеториентироваться на экономически обоснованный срок их эксплуатации [8].

2.3. Экономический эффектмероприятия НТП рассчитывается по условиям использования продукции за расчетныйпериод. Суммарный по годам расчетного периода экономический эффектрассчитывается по формуле:

Эт = Рт - Зт,                                                            (1)

гдеЭт - экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Рт - стоимостная оценкарезультатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

Зт- стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия НТП за расчетныйпериод.

2.4. При стоимостнойоценке результатов и затрат по мероприятию НТП возможны два основных случая:

а) использование мероприятия позволяет получитьдополнительную добычу нефти, газа и продуктов его переработки. В этом случаестоимостная оценка результатов представляет собой оценку произведеннойпродукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат складывается из затрат напроизводство и использование продукции, полученной от реализации мероприятияНТП;

б) использование мероприятия изменяет экономическиепоказатели существующего производства конечной продукции, за счет реконструкции,модернизации, совершенствования техники и технологии отдельных элементовпроизводства, совершенствования его организации, управления и т.д. В этомслучае стоимостная оценка результатов при постоянных объемах конечной продукциивыражается в изменении затрат на ее производство. При различии объемов конечнойпродукции стоимостная оценка результатов учитывает, кроме изменения затрат, иизменение объема выпускаемой продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат представляет собой стоимостьпродукции от реализации мероприятий НТП.

2.5. Стоимостная оценкарезультатов за расчетный период определяется следующим образом:

,                                                           (2)

гдеPт- стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода, руб.;

tн,tк- начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Pт)определяется как сумма основных (Pто)и сопутствующих (Pтс)результатов.

Стоимостная оценка основных результатов мероприятийопределяется:

а) для новых предметов труда, если их применение позволяет получатьпродукцию, производство которой ранее имевшимися способами было невозможно:

,                                                            (3)

гдеАt- объем применения новых предметов труда в году t;

yt- расход предметов труда на единицу продукции, производимой с их использованиемв году t;

Цt - цена единицыпродукции (с учетом эффективности ее применения), выпускаемой с использованиемнового предмета труда в году t;

б) для новых средств труда длительного пользования, если ихприменение позволяет получать продукцию, производство которой ранее имевшимисяспособами было невозможно:

Pto = Цt·At·Bt,                                                              (4)

где Цt- цена единицы продукции (с учетом эффективности ее применения), производимой спомощью новых средств труда в году t;

At - объем примененияновых средств труда в году t;

Bt - производительность средств труда в году t;

в) для новых предметов и средств труда длительногопользования, использование которых в объеме Atизменяет экономические показатели существующего производства продукции:

Pto = ±DQt·Ц ± DИ ± DКt,                                               (5)

где ±DQt - изменение объема выпускающейся продукциив году t;

±DИ - изменение текущих затрат напроизводство продукции в году t;

±DКt - изменение капитальных вложений,связанных о использованием новых предметов и средств труда в году t.

2.6. Стоимостная оценкасопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты вразных сферах народного хозяйства, а также экономические оценки социальных иэкологических последствий реализации мероприятий НТП.

Социальные и экологические результаты осуществлениямероприятий НТП определяются по степени отклонения социальных и экологическихпоказателей от целевых нормативов, установленных в централизованном порядке, имасштабов воздействия на окружающую среду и социальную сферу. Стоимостнаяоценка указанных результатов может проводиться с использованием формулы

,                                                       (6)

где Ptc- стоимостная оценка социальных и экологических результатов осуществлениямероприятия в году t;

Rjt- величина отдельного результата (в натуральном измерении) с учетом масштабаего внедрения в году t;

ajt - стоимостная оценка единицы отдельногорезультата в году t;

П -   количествопоказателей, учитываемых при определении воздействия мероприятия на окружающуюсреду и социальную сферу.

2.7. Затраты (Зт)на реализацию мероприятия НТП за расчетный период включают затраты припроизводстве (Зтп) и при использовании продукции (Зти)без учета затрат на ее приобретение:

Зт= Зтп+ Зти.                                                            (7)

Затраты на производство (использование) продукциирассчитываются единообразно:

,                                   (8)

где Зtп(и)- величина затрат всех ресурсов в году t (включая затраты на получениесопутствующих результатов);

Иtп(и)- текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t без учета амортизационных отчислений на реновацию;

Кtп(и)- единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t;

Лtп(и)-     остаточная стоимость (ликвидационноесальдо) основных фондов, выбывающих в году t.

В тех случаях, когда на конец расчетного периода остаютсяосновные фонды, которые можно использовать еще ряд лет, величина Лtкопределяется как остаточная стоимость указанных фондов.

В случае реализации мероприятия с использованием основныхфондов, созданных до начала расчетного периода следует:

а) включать в состав единовременных затрат соответствующуюостаточную стоимость этих основных фондов на момент их привлечения, еслисуществует возможность альтернативного использования фондов на других объектах(силовые и рабочие машины, транспортные средства и т.д.);

б) не учитывать остаточную стоимость территориальнозакрепленных основных фондов (скважины, шахты, здания и т.д.), которые не имеютальтернативы использования для производства другой продукции.

Порядок определения текущих и единовременных затрат врасчетах экономического эффекта, исключающий повторный счет одних и тех жезатрат и учитывающий особенности, связанные с привлечением производственныхфондов на время реализации мероприятия НТП, излагается в приложении 1.

2.8. Для мероприятий НТП,характеризующихся стабильностью технико-экономических показателей (объемовпроизводства, показателей качества, затрат и результатов) по годам расчетногопериода, расчет экономического эффекта производится по формуле:

,                                                          (9)

где Рг - неизменная по годамрасчетного периода стоимостная оценка результатов мероприятия НТП, включающаяосновные и сопутствующие результаты;

Зг -   неизменные по годам расчетного периода затраты на реализациюмероприятий НТП.

Зг = И + (kр + Ен)·К                                                  (10)

И -годовые текущие издержки при использовании продукции (без учета амортизационныхотчислений на реновацию);

kр -   норма реновацииосновных фондов при использовании продукции, определяемая с учетом факторавремени (приложение 6);

Ен - норматив приведенияразновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективностикапитальных вложений (Ен = 0,1);

К -     единовременныезатраты при использовании продукции (в случае их распределения во времени они приводятся к расчетномугоду).

Расчет по формуле (9) может проводиться и в томслучае, когда на стадии ТЭО неизвестна динамика результатов и затрат помероприятию.

Расчеты по формуле (9) могут быть использованы длясравнения вариантов при условии совпадения у них времени начала производства. Впротивном случае необходимо пользоваться формулой (1).

2.9. Экономическийэффект, определяемый по условиям использования продукции, служит для полученияисходных данных при установлении цен на научно-техническую продукцию. Порядокрасчета лимитных и оптовых (договорных и прейскурантных) цен на новую продукциюприведен в [3,4,9].

Расчеты экономического эффекта выполняются на этапеформирования планов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работразработчиком мероприятия на основе технико-экономических показателей,согласованных с потребителем продукции (заказчиком).

После определения экономического эффекта по условиямиспользования продукции в соответствии с [12] устанавливаетсядоговорная цена на научно-техническую продукцию разработчика мероприятия -научной организации. Договорная цена научно-технической продукции представляетсобой часть экономического эффекта потребителя продукции мероприятия НТП.

После установления оптовых (договорных или прейскурантных)цен на производственно-техническую продукцию и договорных цен нанаучно-техническую продукцию производителя и потребителя этой продукции(производителя конечной продукции) определяют показатели хозрасчетнойэффективности деятельности этих организаций (балансовая и расчетная прибыль,прибыль, остающаяся в распоряжении предприятий и научных организаций и т.д.).

Порядок утверждения расчетов экономического эффектаустанавливается Министерством нефтяной промышленности.

Раздел 3. ОТРАЖЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА МЕРОПРИЯТИЙ НТП ВПЛАНОВЫХ И ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЯХ

3.1. Оценка эффективностимероприятий НТП производится раздельно по каждому звену: предприятию(объединению) и научной организации с соблюдением исходных принципов,изложенных в разделе 1, после установления (в централизованном илидоговорном порядке) цен на каждый из видов продукции по всему циклуосуществления мероприятий. При оценке эффективности каждого звена получаетотражение лишь та часть общего эффекта по условиям использования, котораяучтена при установлении цены на данный вид продукции [3, 4, 9].

3.2. Экономический эффектот создания продукции по мероприятиям НТП на отдельном предприятии или вотдельной научной организации, перешедших на полный хозяйственный расчет исамофинансирование, образует часть финансовых средств предприятия(организации), формируемых за счет прибыли, остающейся в их распоряжении зарасчетный период. Общий размер прибыли за расчетный период определяется сучетом принятой процентной ставки при хранении этих средств в банке,предоставлении коммерческого кредита и т.д.

Выделение из совокупных экономических результатовдеятельности и из затрат предприятий (научных организаций) долей, относимых наданное мероприятие, производится самими предприятиями (научными организациями)в соответствии с плановыми заданиями (государственными заказами) ихозяйственными договорами. По мероприятиям, не затрагивающим внешнихконтрагентов, оценка эффективности производится на основе внутреннегохозяйственного расчета на предприятии (в научной организации).

3.3. Прибыль, оставшаясяв распоряжении предприятия (научной организации), определяется по формуле:

Пt = Р t-Сt -Нt,                                                     (11)

где Пt- прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (научной организации), в году t;

Рt - выручка отреализации продукции (производственно-технического, научно-техническогоназначения) в году t по ценам, установленным в централизованном или договорномпорядке;

Сt -себестоимость продукции в году t (с амортизац. отчисл.);

Нt - общаясумма налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода): платежи затрудовые и природные ресурсы, производственные фонды и кредит, отчисления вгосударственный бюджет и вышестоящим организациям и прочие в году t.

Финансовые средствапредприятия, идущие на формирование фондов экономического стимулированияпредприятия (организации образующихся в соответствии с действующимиположениями, включают помимо прибыли, определяемой по формуле (11), также и амортизационныеотчисления, остающиеся в распоряжении предприятия (по установленномунормативу).

3.4. При сравнениитекущих хозрасчетных показателей деятельности предприятий (научных организаций)до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделенияприбыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейсяв распоряжении предприятия (научной организации):

DПt = Пt - По,                                                        (12)

где:DПt -прирост прибыли от реализации мероприятия;

Пои Пt- общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия (научнойорганизации) до и после реализации мероприятия НТП.

При одновременном осуществлении нескольких мероприятий наодном предприятии выделение доли DП по каждому мероприятию осуществляется попринципу, принятому во внутрипроизводственном хозрасчете.

3.5. В том случае, когдапри осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объемвыпускаемой продукции (работы), эффективность осуществления мероприятияхарактеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции и определяетсяпо формуле:

DПt = (Со’- Сt’)Qt± DНt,                                             (13)

где Со’ и Сt- изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятияНТП;

Qt -годовой объем продукции (работы);

DНt - изменение суммы налогов и выплат избалансовой и расчетной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятияНТП.

3.6. При оценкеэкономической эффективности применения технологических процессов,обеспечивающих приросты добычи нефти и газа, экономический эффект (приростприбыли, остающейся в распоряжении нефтегазодобывающего предприятия) определяетсяв соответствии с формулой:

DПt = (Цt - Сt)Qt - (Цt - Со)Qо ± DНt,                                   (14)

где Цt- оптовая цена предприятия на единицупродукции (нефти,газа);

Сои Сt - себестоимость добычи единицы продукции (нефти, газа)без и с реализацией мероприятия НТП;

Qoи Qt-годовой объем продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП.

3.7. Изменение суммы налогов и выплат предприятия (DНt)складывается из изменения суммы налогов и выплат из балансовой (DНбt)и расчетной (DНрt)прибыли (при использовании 1-ой формы хозрасчета):

±DНt = ±DНбt ± DНрt,                                                  (15)

где:   ±DНбt = DНфt ± DНтрt ± DНбкt

DНфt - изменение платы запроизводственные фонды;

DНтрt - изменение платы затрудовые ресурсы;

DНбкt- изменение платы за краткосрочный банковский кредит;

±DНрt = DНгt ± DНмt

DНгt - изменение суммы отчислений вгосударственный (местный) бюджет;

DНмt - изменение суммы отчислений министерствуна образование ЦФРПНиТ и создание финансового резерва (в части образуемой израсчетной прибыли).

Если реализация мероприятия вызывает изменение амортизационныхотчислений на реновацию основных производственных фондов, то это должноучитываться при определении изменения суммы отчислений министерству в части, идущей наобразование ЦФРПНиТ.

Если предприятие (научная организация) работает по 2-й формехозяйственного расчета, в качестве источника выплат и налогов рассматриваетсядоход, а в качестве хозрасчетного результата - хозрасчетный доход и егоостаток, идущий на образование фонда оплаты труда.

Общая схема проведения расчетов по отражению экономическогоэффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях предприятий иорганизаций нефтяной промышленности представлена в приложении 3 и 4.

Раздел 4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕДИНОВРЕМЕННЫХ ЗАТРАТ

4.1. В целяханализа эффективности единовременных затрат, финансируемых предприятием(научной организацией) из собственных или заемных источников по данномумероприятию НТП, используется коэффициент эффективности единовременных затрат (е),рассчитываемый из соотношения

                                             (16)

Величина е позволяет проводить сопоставление с единымпо народному хозяйству нормативом Ен (в целях обеспечениянароднохозяйственного подхода должно выполняться условие е ³Ен).

С другой стороны, вычисляемые коэффициенты эффективности повсем мероприятиям НТП позволяют судить об общем и минимальном уровняхэффективности капитальных вложений, осуществляемых на предприятии.

На хозрасчетном уровне другим назначением показателя еявляется оценка возможностей привлечения заемных средств для реализациимероприятия НТП. Вычисляемое значение е соответствует максимальнодопустимому проценту банковского кредита, который может быть использован дляполного финансирования единовременных затрат по данному мероприятию. Еслизначение е равно проценту за кредит, экономический эффект предприятия(без учета суммы ФМП и ФСР) оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемоезначение е позволяет судить о приемлемости для предприятия предлагаемыхбанком условий кредитования.

Для этой цели величина е*определяется из следующего соотношения:

,                                                (17)

где Pt*- результат t-огогода, формирующийся как сумма амортизационных отчислений на реновацию,остающаяся в распоряжении предприятия, и величины расчетной прибыли,поступающей в ФРПНиТ.

Величина необходимых наличных денежных ресурсов дляреализации мероприятия НТП соответствует динамике единовременных затрат, есливсе они предшествуют началу получения конечной продукции.

Если часть единовременных затрат осуществляется в периодполучения конечной продукции, то величина необходимых наличных денежныхресурсов соответствует динамике авансируемых затрат.

Авансируемые затраты года Заt по мероприятию НТПопределяются как превышение единовременных затрат Кt над результатом Pt*

Заt= Pt*- Кt.                                                          (18)

Данные о динамике необходимых денежных ресурсов используютсяпредприятием для заключения кредитного договора с банком.

Привлечение заемных средств для финансирования мероприятияНТП отражается в плановых и хозрасчетных показателях предприятия.

Таким образом, часть единовременных затрат можетфинансироваться денежными средствами, одновременно получаемыми предприятием врезультате использования мероприятия НТП.

4.2. Другимпоказателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат,является период их возмещения.

Экономическое содержание этого показателя заключается вопределении момента времени, начиная с которого народное хозяйство илиотдельное предприятие начинают получать эффект, превышающий его нормативноезначение (0,1).

Величина срока возмещения позволяет также проводитьсопоставление с продолжительностью расчетного периода.

Период возмещения единовременных затрат определяетсяпоследовательным сложением величин (Pt - Иt)aдо момента, пока получаемая сумма не сравняется с величиной единовременныхвложений, приведенных к расчетному году.

На уровне предприятия возмещение единовременных затратосуществляется за счет части амортизационных отчислений, остающейся враспоряжении предприятия, и части прибыли, направляемой ФРПНиТ.

При использовании коэффициента эффективности единовременныхзатрат для оценки мероприятий в нефтедобыче могут встречаться случаи, когда впроцессе его вычисления обнаруживаются два значения, удовлетворяющие условиюего определения (формула 16).

Такая ситуация сопутствует расчету экономического эффекта отинтенсификации добычи, выражающейся в ее ускорении без изменения или снезначительным изменением конечной нефтеотдачи. В этом случае обязательнымэлементом затратной части формулы определения экономического эффекта (формула 1) становятся издержки взаключительной части расчетного периода Т, связанные с потерей возможностидобывать количество нефти, адекватное ранее полученному объему за счетускорения. Таким образом, период положительных экономических результатов (послеосуществления единовременных затрат), где готовые значения разности Pt - Зt положительны Pt³Зt,обязательно сопровождается замыкающим его периодом потерь, т.е. отрицательныхзначений разности.

В этом случае надо иметь в виду, что экономическоесодержание и метод расчета коэффициента единовременных затрат существеннымобразом изменяются, а величина экономического эффекта от рассматриваемогомероприятия НТП должна становиться предметом специального анализа.

Приложение 1

Информационное обеспечениерасчетов

1. В составединовременных затрат на осуществление мероприятия НТО включаются каккапитальные вложения, определяемые в соответствии с Методическими указаниями кразработке государственных планов экономического и социального развития СССР,так и другие затраты единовременного характера, необходимые для создания ииспользования продукции по мероприятиям НТП вне зависимости от источников финансирования.К ним относятся затраты на:

-научно-исследовательские, экспериментальные, конструкторские, технологические ипроектные работы;

- освоение производства идоработку опытных образцов продукции, изготовление моделей и макетов средствтруда;

- затраты наприобретение, демонтаж, доставку, монтаж, наладку и освоение оборудования;

- стоимость строительстваили реконструкции зданий и сооружений, затраты на необходимые производственныеплощади и другие элементы основных фондов, непосредственно связанные сосуществлением мероприятия;

- пополнение оборотныхсредств, связанных с осуществлением мероприятия;

- предотвращение потерьот ухудшения качества земель и запасов, уменьшения размеровсельскохозяйственных угодий, добываемых полезных ископаемых, лесных и водныхресурсов;

- предотвращениеотрицательных социальных, экологических и других последствий;

- создание социальнойинфраструктуры в случаях, когда это связано с дополнительными затратами.

2. Предпроизводственныезатраты учитываются полностью в составе единовременных затрат лишь в техслучаях, когда результаты предпроизводственной работы используются дляразработки и внедрения только данного мероприятия НТП. Если же результатыразработок применяются при реализации других мероприятий НТП, то на данное мероприятиеследует относить только часть предпроизводственных затрат, устанавливаемуюэкспертным путем.

3. Для мероприятий НТП,предусматривающих расширение действующего производства для увеличения выпускаранее изготовляемой продукции, размер потребных единовременных затрат на этицели можно определять либо прямым счетом, исходя из проектно-сметных норм ирасценок на строительно-монтажные работы, стоимости дополнительногооборудования, транспортных и других средств и т.д., либо путем их расчета,исходя из показателей удельной фондоемкости или капиталоемкости действующегопроизводства с учетом их корректировки в зависимости от роста объемов ивозможностей внедрения более совершенных технологий.

4. В состав нормируемыхоборотных средств включаются запасы сырья, материалов, топлива иполуфабрикатов, а также незавершенное производство. Размер нормируемыхоборотных средств определяется в соответствии с действующими отраслевымиинструкциями.

5. В случае использованияпри реализации мероприятий НТП зарубежной техники, импортного сырья илиматериалов в расчете затрат их валютная стоимость переводится во внутренниерубли в соответствии с установленными Госпланом СССРвалютными коэффициентами (см. Методика определенияэкономической эффективности внешнеэкономических связей СССР, одобреннаяпостановлением Госплана СССР от 25 февраля 1960 г., № 34).

6. В состав текущихиздержек включаются затраты, учитываемые в соответствии с принятым в отрасляхпорядком калькулирования себестоимости продукции (без учета амортизационных отчисленийна реновацию). При этом при их определении должны вноситься корректировки иуточнения, связанные с учетом эффективности трудовых ресурсов, оценок рентногохарактера, а также привлекаемых основных фондов.

7. Трудовые ресурсыоцениваются, исходя из сложившегося уровня средней заработной платы всоответствующих отраслях и производствах, с учетом социального страхования идоначислений к заработной плате (в размере 200 - 300 рублей на одногоработника).

8. На ранних стадияхразработки и проектирования новой техники, когда отсутствует конкретная(отчетная и нормативная) информация, для расчета текущих затрат в производствеи использовании новой продукции могут использоваться укрупненные методыкалькулирования, в частности, метод удельных показателей, регрессивный анализ,метод структурной и подетально-узловой аналогии, агрегатный и балловый методы идр. При этом в расчетах следует учитывать структуру затрат и используемыенормативы при производстве аналогичной продукции на действующих предприятиях спередовой технологией и оснащенных прогрессивным оборудованием.

Приложение 2

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИМЕРОПРИЯТИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА УСКОРЕНИЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССА В НЕФТЯНОЙПРОМЫШЛЕННОСТИ

Приложение 3

СХЕМА
проведения расчетов по отражению экономического эффекта мероприятий НТП вплановых и отчетных показателях предприятий и организаций нефтедобывающейпромышленности (при нормативном распределении прибыли)

Приложение 4

СХЕМА
проведения расчетов по отражению экономического эффекта мероприятий НТП вплановых и отчетных показателях предприятий и организаций нефтянойпромышленности (при нормативном распределении дохода)

Приложение 5

Коэффициент приведения разновременных затрат ирезультатов к расчетному году

А. Коэффициент приведения к расчетному году

,

где: Ен - норматив приведенияразновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективностикапитальных вложений Ен = 0,1;

tр- расчетный год;

t - год, затраты и результаты которогоприводятся к расчетному году.

Число лет, предшествующих расчетному году

at

Число лет, следующих за расчетным годом

at

Число лет, следующих за расчетным годом

at

10

2,5937

1

0,9091

11

0,3505

9

2,3579

2

0,8264

12

0,3186

8

2,1436

3

0,7513

13

0,2897

7

1,9487

4

0,6830

14

0,2633

6

1,7716

5

0,6209

15

0,2394

5

1,6105

6

0,5645

20

0,1486

4

1,4641

7

0,5132

25

0,0923

3

1,3310

8

0,4665

30

0,0573

2

1,2100

9

0,4241

40

0,0221

1

1,1000

10

0,3855

50

0,0085

0

1,0000

 

 

 

 

Б. Коэффициент ,

где: tсл - срок службысредств и орудий труда долговременного применения (техники).

tсл

kр

tсл

kр

tсл

kр

tсл

kр

1

1,0000

6

0,1296

11

0,0540

20

0,0175

2

0,4762

7

0,1054

12

0,0468

25

0,0102

3

0,3021

8

0,0874

13

0,0408

30

0,0061

4

0,2155

9

0,0736

14

0,0357

40

0,00226

5

0,1638

10

0,0627

15

0,0315

50

0,00086

Приложение 6

Дифференцированные нормативысроков обновления для бурового и нефтепромыслового оборудования

Наименование вида продукции

Норматив сроков обновления (лет)

по вновь разрабатываемым изделиям

по модернизируемым изделиям

1

2

3

А. Буровое оборудование

1.   Установки буровые (номенклатуры ПО «Уралмаш») для наземного бурения скважин глубиной 3000 м и более

10*

5**

2.   Буровое оборудование (номенклатуры ПО «Уралмаш») для плавучих самоходных, полупогружных, стационарных морских платформ и буровых судов для бурения морских скважин глубиной 3000 м и более

15*

5**

3.   Механизмы для поддержания бурильных труб на роторе

8

6

4.   Механизмы для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб

8

6

5.   Ключи автоматические буровые

8

6

6.   Долота шарошечные

7

4

7.   Забойные двигатели (турбобуры)

8

5

8.   Оборудование циркуляционной системы ОЦС

8

5

9.   Агрегаты цементировочные

8

5

10. Насосы буровые

8

5

11. Тяжеловозы

7

5

12. Пакеры буровые

8

5

13. Установки буровые для геофизического и структурно-поискового бурения

10

5

14. Установки буровые для гидрогеологического и инженерно-геологического бурения

10

7

15. Установки самоходные для поверхностного возбуждения сейсмических колебаний «диносейс»

7

4

Б. Нефтедобывающее оборудование

I.        Оборудование для эксплуатации скважин

 

 

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

9

5

Запорные устройства

8

5

Регулирующие устройства

 

 

Приспособление для смены задвижек под давлением

9

5

Оборудование для одновременной раздельной добычи нефти фонтанным способом

6

5

Фонтанная арматура АФП

9

5

Комплексы управления скважинными отсекателями КУСА и КУСА-Э, КОС

6

5

Станция управления СУЭ и СУ СУАП

9

6

Клапаны отсекатели КАУ и КА

5

5

Циркуляционные клапаны КЦМ и КЦГ (КУВГ)

5

5

Превенторы

7,25

5

II.       Оборудование для добычи нефти штанговыми насосами

 

 

Станки-качалки

15

6

Редукторы

15

6

Штоки сальниковые устьевые ШСУ

3 - 5

4

Штанги насосные

5

5

Муфты штанговые

5

5

Сальники устьевые СУС

10

6

Оборудование устьевое

5 - 9

5

Штанговые скважинные насосы

0,91 - 1,56

1

Вставные штанговые скважинные насосы НСВ (час)

8000 - 12000

-

Невставные штанговые скважинные насосы НСН

8000 - 12000

-

Оборудование для одновременной раздельной добычи нефти штанговыми скважинными насосами

 

 

Штанговые скважинные насосы НСВЦ и НСНЦ (час)

7900

-

Штанговые скважинные насосы 1НГСВ и 1НГС

8000

-

III.      Оборудование для эксплуатации скважин погружными бесштанговыми электронасосами

 

 

Установки погружных центробежных электронасосов для добычи нефти (УЭЦН)

3 - 5,5

4

Установка гидропоршневого насоса

12

 

Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти (УЭВНТ)

4,5

4,5

Установки погружных диафрагменных насосов

5

5

IV.      Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

 

 

Газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП

4 - 5

5

Скважинные камеры типа К, КН и КТ

4 - 6

5

Газлифтные клапаны типа Г

4 - 5

5

Комплексы оборудования и инструментов для обслуживания фонтанных и газлифтных скважин (ЛСГ)

9

6

Оборудование периодического газлифта

6

5

V.       Оборудование и инструмент для ремонта скважин

 

 

Установки подъемные

9

6

Агрегаты и установки насосные

9

6

Блоки талевые эксплуатационные

4

4

Крюки эксплуатационные

5 - 9

6

Штропы эксплуатационные

3 - 5

3

Вертлюги

8

6

Спайдеры

-

 

Ключи

2 - 5

3

Ключи механические

2 - 5

4

Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты

 

 

Штанголовитель

5

5

Труболовка

1

1

Печати

6

5

Отклонитель

3

3

Набор ловильных инструментов

3

3

Метчики

3 - 5

4

Фрезер

1

1

VI.      Оборудование для технологических процессов в добыче нефти

 

 

Установки насосные

9

6

Автоцистерны

4 - 8

6

Блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С

8

6

Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ

8

6

Агрегат 1АДП-4-150

8

6

Установка ППУА-1200/100

7 - 7,5

6

VII.    Установки для исследования и скважинных работ

 

 

Установки для исследования скважин

9

6

VIII.   Компрессоры

 

 

Компрессоры для освоения скважин и технологических процессов

 

 

Дизель-компрессорные станции

8

6

Винтовые газовые компрессоры

14

6

IX.     Оборудование для поддержания пластового давления

 

 

Центробежные насосные агрегаты для нагнетания воды в пласт

10

6

Блочные кустовые насосные станции

10

6

Арматура устья нагнетательных скважин

9

6

Установки погружных центробежных электронасосов для поддержания пластового давления УЭПП

4

4

X.       Эксплуатационные пакеры и якори

 

 

Пакеры

3 - 6

3

Якори

3 - 5

3

XI.     Оборудование для сбора и подготовки нефти

 

 

Блочные автоматизированные групповые замерные установки

6

6

Комплекс оборудования для отделения нефти от газа и свободной воды

5 - 10

5

ХII.    Оборудование для механизации работ

 

 

Агрегат АПШ для перевозки штанг

9

6

Электромеханизированный штанговоз 2ТЭМ

9

6

Агрегат АРОК для технического обслуживания и ремонта станков-качалок

9

6

Агрегат АНР-1 для наземного ремонта оборудования

9

6

Агрегат АТЭ-6 для погрузки, перевозки и разгрузки установок ЭЦН

9

6

Агрегат АзИНМАШ-48 для смазки станков-качалок

9

6

Установки для перевозки и перемотки кабеля

9

6

Полевая лаборатория бесштанговых насосов ПЛБН-64

6

6

Агрегат АРСТА-1 для ремонта средств автоматики и телемеханики

-

-

Агрегат ПАРС для подготовительных работ при ремонте скважин

 

 

Агрегат АОП для обслуживания подъемных агрегатов

9

6

Агрегат АЗА-3 для заглубления винтовых анкеров

8,5

6

Агрегат АМЯ-6Т для механизированной установки якорей оттяжек

8

6

Промысловый самопогрузчик ПС-0,5

9

6

Промысловый самопогрузчик ПС-6,5

4 - 9

6

XIII.   Оборудование для методов увеличения нефтеотдачи пластов, исследовательских работ, ремонта, депарафинизации скважин

 

 

Установки для кислотных обработок скважин

8

6

Автоцистерны для химпродуктов

8

6

Установки передвижные для закачки кислот, Пв и воды

8

6

Блочные дозировочные установки для подачи химреагентов в скважины

10

6

Оборудование для нагнетания газа в скважины

6

6

Азотные газификационные передвижные установки

10

6

Установки блочные водогрейные

7 - 10

6

Установки парогенераторные

10

6

Оборудование для внутрипластового горения

15

6

Оборудование для создания и поддержания внутрипластового фронта горения

15

6

Пакер термостойкий

3

3

Арматура паронагнетательная

9

6

Пакер гидроразрыва пласта

3,5

3

Установка передвижная насосная для гидроразрыва

8

6

Скважинный дозатор

6

6

Установки паровые передвижные

7,5

6

Агрегаты нагревательные скважинные

6

6

*) Сроки по вновь разрабатываемымизделиям принимаются с начала серийного производства принципиально новыхобразцов буровых установок с повышенными технологическими параметрами.

**) Сроки по модернизируемым изделиямпринимаются с начала серийного производства буровых установок, подвергнутыхсущественному усовершенствованию конструкций и повышению параметров. Указанныенормативные сроки обновления буровых установок не связаны с их сроком службы,утверждаемым в установленном порядке.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

Пример 1

РАСЧЕТЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯНЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ПАРОТЕПЛОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

1. Аннотация

Закачка пара в пласт производится на месторождениивысоковязкой нефти с последующим проталкиванием тепловой оторочки путемнагнетания холодной воды. Применение паротеплового воздействия (ПТВ) позволяетинтенсифицировать текущую добычу нефти и увеличивать конечное нефтеизвлечениеиз пласта.

2.Сравниваемые варианты

Экономический эффект определяется по двум вариантам. Впервом варианте рассматривается разработка залежи на естественном режиме, вовтором - применение паротеплового воздействия на пласт.

3. Методикаопределения экономического эффекта для выбора наиболее рациональной технологииразработки месторождения (на этапе ТЭО)

Экономический эффект рассчитывается по формуле (1) ипредставляет собой разность между стоимостной оценкой добычи нефти (Рт)и затратами на осуществление технологического процесса (Зт).

Стоимостная оценка добычи нефти определена при оптовой ценена нефть 60 руб./т. Затраты (Зт) на применение технологии включают всебя текущие издержки на добычу нефти без амортизационных отчислений нареновацию и единовременные затраты, к которым отнесены основные фонды на началорасчетного периода, оцененные по остаточной стоимости, дополнительныекапитальные вложения в бурение скважин и нефтепромысловое строительство,затраты на НИР. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетногопериода определена исходя из сроков службы скважин, парогенераторов, объектовпромыслового обустройства, года ввода их в эксплуатацию и сумм годового износа.

Экономическая эффективность паротеплового воздействия настадии технико-экономического обоснования определяется за 15 лет. За расчетныйгод принят год, предшествующий началу разработки месторождения с использованиемтехнологии ПТВ (4-й год расчетного периода). Исходные данные и расчет эффектапредставлены в таблице 1.1.

Как видно из результатов расчета (табл. 1.1),применение технологии паротеплового воздействия на залежи обеспечивает за 15лет эксплуатации экономический эффект в размере более 104,9 тыс. руб.

Экономическую оценку вариантов разработки месторождениядополняют показатели энергетической эффективности, определенные в соответствиис отраслевым РД [11].


Технико-экономическое обоснование (ТЭО)применения паротеплового воздействия на пласт

Показатели

Годы расчетного периода

1-4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Итого

Годовая добыча нефти, млн. т.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

0,268

0,312

0,339

0,341

0,327

0,276

0,232

0,193

0,158

0,128

0,108

0,092

0,077

0,065

0,055

2,971

II вариант

-

0,523

0,590

0,692

0,844

1,022

1,225

1,400

1,400

1,400

1,400

1,400

1,400

1,400

1,270

1,105

17,071

I. Стоимостная оценка добычи нефти (Pt), млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

16,06

18,72

20,34

20,45

19,62

16,56

13,91

11,57

9,48

7,68

6,48

5,52

4,62

3,9

3,3

178,23

II вариант

-

31,38

35,39

41,51

50,64

61,31

73,49

84,00

84,00

84,00

84,0

84,0

84,0

84,0

76,2

66,3

1024,22

II. Затраты на применение технологий разработки нефтяного объекта, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

59,5

29,87

30,59

31,25

31,63

32,47

13,89

11,7

11,48

10,95

10,42

10,32

10,32

10,3

10,3

-13,98

300,71

II вариант

65,10

37,56

39,81

41,84

44,08

45,94

51,39

48,54

56,73

39,1

39,79

39,36

31,43

27,15

26,91

-39,18

595,55

в т.ч.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Затраты на НИР, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II вариант

0,56

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Основные фонды на начало расчетного периода, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

59,50

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

59,50

II вариант

65,56

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

65,56

3. Дополнительные капитальные вложения (Кт), млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

22,30

22,39

22,47

22,52

22,60

3,89

1,79

1,76

1,69

1,61

1,57

1,57

1,57

1,57

1,57

130,87

II вариант

-

22,83

23,81

24,76

25,11

25,29

27,22

24,37

30,97

13,06

18,33

13,44

5,65

2,45

3,27

3,36

259,41

4. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант (Лt)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

24,57

24,57

II вариант

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

65,10

65,10

5. Текущие издержки, млн. руб. (Иt)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

7,57

8,20

8,78

9,11

9,87

10,00

9,91

9,72

9,26

8,81

8,75

8,75

8,73

8,73

8,72

134,91

II вариант

-

14,73

16,00

17,08

18,97

20,65

24,17

24,17

25,76

26,04

25,96

25,92

25,78

24,70

23,64

22,57

336,14

III. Экономический эффект (Эт), млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-59,5

-13,79

-11,87

-10,91

-11,18

-12,85

2,67

2,21

0,09

-1,47

-2,74

-3,84

-4,8

-5,68

-6,4

17,28

 

II вариант

-66,1

-6,2

-4,42

-0,37

+6,56

15,37

22,1

35,46

27,27

44,9

44,21

44,64

52,57

56,85

49,29

105,48

 

Коэффициент приведения

1,0

0,9091

0,8264

0,7513

0,6830

0,6209

0,5645

0,5132

0,4665

0,4241

0,3855

0,3505

0,3186

0,2897

0,2633

0,2394

 

IV. Экономический эффект с коэфф. приведения, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-59,5

-12,53

-9,81

-8,20

-7,63

-7,98

1,51

1,13

0,04

-0,62

-1,06

-1,35

-1,53

-1,64

-1,68

4,14

-106,71

II вариант

-66,1

-5,63

-3,67

-0,26

4,48

9,54

12,47

18,20

12,72

19,04

17,04

15,64

16,74

16,47

12,97

25,25

104,9


4. Оценкаэнергетической эффективности вариантов

Показателем, определяющим энергетическую эффективностьварианта разработки залежи, является коэффициент полезной энергоотдачи. Онвыражается отношением приращенных энергоресурсов к энергии балансовых запасов

гдеЭп - приращенные энергоресурсы, т.у.т.;

Эб - энергия балансовых запасов, т.у.т.

Приращенные энергоресурсы

Эп = Эд - Эр,

гдеЭд - производимые энергоресурсы (энергия, содержащаяся в валовойдобыче), т.у.т.;

Эр - энергоресурсы,израсходованные и потерянные в процессе разработки залежи (включая полученныесо стороны), т.у.т.

Расходованная энергия (Эр) определяется согласно«Методике расчета энергетических затрат при термических методах повышениянефтеотдачи пластов» РД 39-0148290-202-85.

Для сравнительной оценки вариантов термического воздействияприменяется коэффициент энергетической эффективности. Он показывает кратностьприращения энергоресурсов по сравнению с вариантом, принятым за базу сравнения.

,

гдеЭп1 и Эп2 - приращенные энергоресурсы соответственно побазовому варианту и варианту с применением метода, т.у.т.

Для анализа энергетической эффективности вариантовразработки залежей с применением термических методов используется показательудельного энергопотребления, который выражает расход энергии на приращениеединицы энергоресурсов.

.

Результаты расчетов энергозатрат на разработку залежи наестественном режиме и с применением паротеплового воздействия приводятся втабл. 1.2,показатели энергетической эффективности представлены в таблице 1.3.

Коэффициент полезной энергоотдачи по варианту с применениемПТВ в 5,3 раза выше, чем в варианте разработки залежи на естественном режиме(соответственно по вариантам 15,2 и 2,86 табл. 1.3).

Более высокое удельное энергопотребление в варианте с применениемПТВ, компенсируется приращением энергии по сравнению с базовымвариантом в 5,3 раза (соответственно по вариантам, млн. т.у.т. 18,385 и 3,464)(табл. 1.3).

Таблица 1.2

Энергетические затраты на разработку залежи

Наименование направлений энергозатрат, видов энергии, показателей

Вариант разработки залежи

на естественном режиме

с применением ПТВ

1

2

3

Бурение

 

 

1. Объем бурения, тыс. м

204

417,2

2. Затраты энергии тыс. т.у.т.

30,1

60,3

в т.ч. электроэнергии

16,8

33,2

котельно-печного топлива

9,4

19,2

нефтепродуктов

3,9

7,9

Обустройство месторождения

 

 

1. Объем строительно-монтажных работ, млн. руб.

39,67

52,29

2. Затраты энергии, тыс. т.у.т.

6,3

8,3

в т.ч. электроэнергии

1,9

2,5

котельно-печного топлива

4,1

5,4

нефтепродуктов

0,3

0,4

Добыча нефти

 

 

1. Производство и нагнетание пара, млн. т

-

46,9

2. Затраты энергии, тыс. т.у.т.

-

4983

в т.ч. электроэнергии

-

295,8

котельно-печного топлива

-

4687,2

3. Подготовка и нагнетание воды

 

 

Объем нагнетания воды, млн. м

-

23,802

Затраты энергии, тыс. т.у.т.

-

82,8

в т.ч. электроэнергии

-

82,8

4. Извлечение, сбор, транспорт и подготовка продукции скважин, утилизация пластовых вод

 

 

Объем транспортируемой жидкости, млн. т

16,068

49,459

Объем подготавливаемой нефти, млн. т

2,971

17,071

Затраты энергии, тыс. т.у.т.

64,6

246,5

в т.ч. электроэнергии

46,8

144,1

котельно-печного топлива

I7,8

102,4

Услуги других производств

 

 

1. Водоснабжение

 

 

Объем перекачиваемой воды, млн. м3

57,9

106,024

Затраты энергии, тыс. т.у.т.

37,8

69,2

в т.ч. электроэнергии

37,8

69,2

2. Обеспечение спецтехникой и транспортом

 

 

3. Число скважино-лет

16540,5

14770,5

4. Затраты энергии, тыс. т.у.т.

400,8

357,9

в т.ч. нефтепродуктов

400,8

357,9

5. Теплоснабжение вспомогательных производств

 

 

6. Затраты энергии, тыс. т.у.т.

101,5

90,6

в т.ч. электроэнергии

3,9

3,5

котельно-печного топлива

97,6

87,1

7. Прочее производственное обслуживание

 

 

8. Затраты энергии, тыс. т.у.т.

108,1

96,5

в т.ч. электроэнергии

66,4

59,3

котельно-печного топлива

38,9

34,7

нефтепродуктов

2,8

2,5

9. Коммунально-бытовое хозяйство

 

 

10. Затраты энергии, тыс. т.у.т.

35,6

31,9

в т.ч. электроэнергии

29,5

26,4

котельно-печного топлива

6,1

5,5

11. Совокупные затраты энергии на разработку залежи, тыс. т.у.т.

784,8

6027

в т.ч. электроэнергии

203,1

716,8

котельно-печного топлива

173,9

4941,5

нефтепродуктов

407,8

368,7

Таблица 1.3

Основныепоказатели энергетической эффективности разработки залежи

Наименование показателя

Значение показателя по вариантам разработки залежи

на естественном режиме

с применением ПТВ

1. Балансовые запасы, млн. т.у.т

120,97

120,97

2. Объем добычи нефти, млн. т.у.т

4,25

24,41

3. Затраты энергии на разработку залежи, млн. т.у.т Эр

0,785

6,027

4. Приращенные энергоресурсы, млн. т.у.т Эп

3,464

18,385

5. Коэффициент полезной энергоотдачи, % Эпб

2,86

15,20

6. Коэффициент энергетической эффективности, доли Эп2п1

-

5,31

7. Удельное энергопотребление, доли Эрп

0,23

0,33

5. Отражениеэкономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный экономический эффект от примененияпаротеплового воздействия на пласт рассчитан по формулам (11, 14) зашестилетний период без учета коэффициента приведения затрат.

В таблице 1.4 показан расчет прироста прибыли отдополнительной добычи нефти на отдельном нефтяном объекте.

В таблице 1.5 показано влияние этого метода нахозрасчетные показатели предприятия. Как видно применение паротепловоговоздействия на пласт снижает темпы падения добычи нефти по НГДУ и обеспечиваетполучение дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия.

Таблица 1.4

Расчет прироста прибыли от дополнительной добычинефти при применении паротеплового воздействия на пласт

Показатели

Годы

1

2

3

4

5

6

1. Дополнительная добыча нефти, млн. т

0,255

0,278

0,353

0,503

0,695

0,949

2. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти, млн. руб. (при цене 60 руб./т)

15,3

16,7

21,2

30,2

41,7

56,9

3. Эксплуатационные затраты на добычу нефти, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

а) I вариант

13,88

15,53

17,04

18,21

19,58

20,43

б) II вариант с ПТВ

21,82

23,88

25,73

28,27

30,74

35,38

в) в том числе дополнительные эксплуатационные затраты по сравнению с базовым вариантом

7,94

8,35

8,69

10,06

11,16

14,95

4. Себестоимость одной тонны дополнительно добытой нефти, руб.

31,14

30,04

24,62

20,00

16,06

15,80

5. Прирост балансовой прибыли, млн. руб. (стр. 2 - стр. 3в)

7,36

8,33

12,49

20,12

30,54

41,81

Таблица 1.5

Отражение экономического эффекта в хозрасчетныхпоказателях предприятия

Показатели

Годы

1

2

3

4

5

6

1. Добыча нефти, млн. т

 

 

 

 

 

 

а) с методом (Qt)

3,7

3,5

3,3

3,1

3,0

2,9

б) без метода (Qo)

3,445

3,222

2,947

2,597

2,305

1,95

2. Эксплуатационные затраты на добычу нефти, млн. руб.

 

 

 

 

 

 

а) с методом

100,95

98,9

95,04

89,53

85,38

82,36

б) за счет метода

7,94

8,35

8,69

10,06

11,16

14,95

в) без метода

93,01

90,54

86,35

79,47

74,22

67,41

3. Себестоимость добычи нефти, руб./т

 

 

 

 

 

 

а) с методом (Ct)

27,28

28,25

28,80

28,88

28,46

28,40

б) без метода (Co)

27,0

28,1

29,3

30,6

32,2

34,5

4. Прирост балансовой прибыли за счет применения метода, млн. руб. (DПt)

7,36

8,33

12,49

20,12

30,54

41,81

5. Дополнительные основные фонды, млн. руб.

6,57

7,99

10,28

12,87

15,56

38,89

6. Плата за фонды, млн. руб. (6 %)

0,39

0,48

0,62

0,77

0,93

2,33

7. Дополнительная численность производственного персонала, чел.

245

245

280

315

350

420

8. Плата за трудовые ресурсы, млн. руб.

0,07

0,07

0,08

0,09

0,11

0,13

9. Расчетная прибыль, млн. руб.

6,90

7,78

11,79

19,26

29,50

39,35

10. Отчисления в бюджет, млн. руб. (12 %)

0,83

0,93

1,41

2,31

3,54

4,72

11. Отчисления министерству, млн. руб.

0,21

0,23

0,35

0,58

0,89

1,18

12. Дополнительная прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб.

(стр. 9 - стр. 10 - стр. 11)

5,86

6,62

10,03

16,37

25,07

33,45

Пример 2

РАСЧЕТЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

1. Аннотация

При разработке месторождений нефти повышенной вязкостиметодом заводнения значительная часть запасов остается невыработанной. Порезультатам опытно-промышленных работ на ряде нефтяных месторождений страныустановлена эффективность и перспективность применения метода внутрипластовогогорения (ВГ) для увеличения нефтеотдачи пластов.

Процесс извлечения нефти из пласта с помощью ВГхарактеризуется окислением непосредственно в пористой среде остаточноготоплива, выделением в ходе этих реакций тепла и вытеснением нефти за счетгидродинамического и теплового воздействия. Технологически процессосуществляется путем нагнетания в пласт через специальные скважины воздуха (а вслучае влажного горения и воды) и отбора пластовых жидкостей и газообразныхпродуктов горения через добывающие скважины.

2.Сравниваемые варианты

В качестве сравниваемого варианта принятытехнико-экономические показатели разработки участка обычным заводнением, наосновании которых определена дополнительная добыча нефти за счет метода ВГ.

3. Методикаопределения экономического эффекта вариантов применения технологий разработкинефтяного объекта (на этапе ТЭО)

На стадии составления ТЭО выбор варианта произведен повеличине максимального эффекта от дополнительной добычи нефти за счетприменения ВГ по сравнению с вариантом обычного заводнения на участкеместорождения.

Таблица 2.1

Исходные данные для расчета экономическогоэффекта

Показатели

Годы расчетного периода

3-й

4-й

5-й

6-й

7-й

8-й

1

2

3

4

5

6

7

1. Объем внедрения

 

 

 

 

 

 

а) закачка воздуха, тыс. м3

14,85

28,92

29,06

32,14

28,21

22,04

б) закачка воды, тыс. м3

-

-

-

-

-

15,2

2. Годовая добыча нефти, тыс. т

6140

6040

5930

5810

5680

5560

в т.ч. за счет метода ВГ

7,5

10,2

13,1

14,8

15,4

13,7

3. Предпроизводственные затраты, (1-й год - 60 тыс. руб., 2-й год - 55 тыс. руб.)

 

 

 

 

 

 

4. Эксплуатационные затраты - всего, тыс. руб.

105669

107512

109231

110855

112180

113702

5. Себестоимость 1 т нефти, руб. коп.

17-21

17-80

18-42

19-08

19-75

20-45

6. Условно-переменная часть эксплуатационных затрат на 1 т нефти, руб.

8-52

8-86

9-17

9-50

9-82

10-18

7. Себестоимость закачки 1 м3 воды, руб. (без амортизационных отчислений на реновацию)

-

-

-

-

-

0,321

8. Численность обслуживающего персонала ОВГ-ЗМ, чел.

12

12

12

12

12

12

9. Средняя годовая зарплата 1 работающего с отчислениями на соцстрахование, тыс. руб.

2,73

2,78

2,84

2,89

2,95

3,01

10. Затраты на обслуживание добывающих скважин, тыс. руб./скв.

12,50

12,41

12,25

12,17

11,96

11,72

11. Количество дополнительных подземных ремонтов скважин

3

3

3

3

3

3

Расчет экономическогоэффекта при технико-экономическом обосновании (ТЭО) использования новойтехнологии произведен по формуле (1) по годам расчетного периода, составляющего 8лет, в том числе 2 года - НИР и 6 лет - реализация мероприятия. В качестверасчетного года принят 3-й год расчетного периода.

В соответствии с расчетной формулой (1) осуществляетсястоимостная оценка (Рт) дополнительной добычи нефти, исходя изоптовой цены на нефть, принятой в размере 60 руб./т. Величина затрат (Зт)включает в себя единовременные затраты на НИР, на бурение добывающих инагнетательных скважин, воздуховоды, комплексные установки ОВГ, а также текущиеиздержки на осуществление метода и добычу дополнительной нефти безамортизационных отчислений на реновацию. Исходные данные, расчет дополнительныхзатрат на применение метода (ВГ), а также определение экономического эффектаприведены в таблицах 2.1 - 2.8.

При расчете экономического эффекта учтены безвозвратныепотери нефти, сжигаемой в пласте при осуществлении данного технологическогомероприятия. Результаты стоимостной оценки этих потерь приведены ниже в таблице2.3.Общая величина экономического эффекта от внедрения технологии ВГ уменьшается поэтой причине.

Таблица 2.2

Расчет затрат за потребляемую электроэнергию

Годы расчетного периода

Удельный расход электроэнергии установки ОВГ-ЗМ

Стоимость 1000 квт·час, руб.

Закачка воздуха, тыс. м3

Затраты за потребляемую электроэнерг., тыс. руб.

3-й

370, 37 квт·ч/1000 м3

9,0

14,85

49,50

4-й

-»-

-»-

28,92

96,40

5-й

-»-

-»-

29,06

96,86

6-й

-»-

-»-

32,14

107,13

7-й

-»-

-»-

28,21

94,03

8-й

-»-

-»-

22,04

73,46

Затраты на заявленнуюэлектрическую мощность рассчитываются, исходя из стоимости 1 квт/год заявленноймощности, равной 0,036 тыс. руб. и величины потребляемой мощности ОВГ-ЗМ -0,036 ´ 1600 = 57,6 тыс. руб.

Таблица 2.3

Стоимостная оценка потерь нефти, сжигаемой впласте

Годы

Дополнит. добыча нефти за счет ВГ, тыс. т

Потери нефти, %

Потери нефти, тыс. т

Уменьшение прибыли на 1 т нефти, руб./т

Общее уменьшение прибыли, тыс. руб.

3-й

7,5

10,0

0,75

42,8

32,1

4-й

10,2

«

1,02

42,2

43,0

5-й

13,1

«

1,31

41,6

54,5

6-й

14,8

«

1,48

40,9

60,5

7-й

15,4

«

1,54

40,3

62,1

8-й

13,7

«

1,37

39,5

54,1

Таблица 2.4

Расчет эксплуатационных затрат на применениемероприятия ВГ (тыс. руб.)

Статьи затрат

Годы расчетного периода

3-й

4-й

5-й

6-й

7-й

8-й

1. Зарплата с начислениями на соцстрахование

2,73 ´ 12 = 32,76

2,78 ´ 12 = 33,36

2,84 ´ 12 = 34,08

2,89 ´ 12 = 34,68

2,95 ´ 12 = З5,40

3,01 ´ 12 = 36,12

2. Затраты на потребляемую электроэнергию

49,50

96,40

96,89

107,13

94,03

73,46

3. Затраты на заявленную мощность

57,6

57,6

57,6

57,6

57,6

57,6

4. Условно-переменные затраты на добычу нефти за счет ВГ

63,9

90,4

120,1

140,6

151,2

139,5

5. Затраты на закачку воды

-

-

-

-

-

0,321 ´ 15,2 = 4,88

6. Затраты на обслуживание добывающих скважин

12,50 ´ 2 = 25,0

12,41 ´ 2 = 24,82

12,25 ´ 2 = 24,50

12,16 ´ 2 = 24,34

11,96 ´ 2 = 23,92

11,72 ´ 2 = 23,44

7. Затраты на дополнительный ремонт скважин

50,4

56,8

68,2

71,4

80,3

76,7

8. Прочие расходы

32,0

32,0

32,0

32,0

32,0

32,0

Итого:

311,2

391,4

433,3

467,8

474,5

443,7

Примечание: В расчете неучтены амортизационные отчисления скважин и прочего оборудования (установкаОВГ-ЗМ и воздуховоды).

Таблица 2.5

Стоимостная оценка результатов применения методавнутрипластового горения

Годы расчетного периода

Добыча нефти за счет ВГ, тыс. т

Стоимостная оценка результата при цене нефти 60 руб./т, тыс. руб.

3-й

7,5

450

4-й

10,2

612

5-й

13,1

786

6-й

14,8

888

7-й

15,4

924

8-й

13,7

822

Таблица 2.6

Расчет дополнительных капитальных вложений дляприменения метода ВГ

Показатели

К-во

Стоимость единицы, тыс. руб.

Сумма, тыс. руб.

1. Бурение скважин

 

 

 

а) добывающих

2

80

160

б) нагнетательных

1

90

90

2. Воздуховоды, =100 мм, км

2

7,4

7,4 ´ 1,17 ´ 2 = 17,3

3. Комплексная установка ОВГ-ЗМ, шт.

1

540

540

Итого:

 

 

807,3

Таблица 2.7

Расчет остаточной стоимости основныхпроизводственных фондов на конечный год расчетного периода

Год ввода основных фондов в расчетном периоде

Первоначальная стоимость, тыс. руб.

Норма амортизации на реновацию, %

Остаточная стоимость основных фондов на конец периода (после 6 лет работы), тыс. руб.

1. Скважины - добывающие и нагнетательные

3-й

250,0

6,7

250,0 - 250,0 ´ 6 ´ 0,067 = 149,5

2. Комплексная установка

3-й

540,0

7,0

540,0 - 540,0 ´ 6 ´ 0,07 = 313,2

3. Воздуховоды

3-й

17,3

4,2

17,3 - 17,3 ´ 6 ´ 0,42 = 12,9

Итого:

149,5 + 313,2 + 12,9 = 475,6

Таблица 2.8

Расчет экономического эффекта от примененияметода внутрипластового горения (на этапе ТЭО)

Показатели

Годы расчетного периода

1

2

3

4

5

6

7

8

Итого

I. Стоимостная оценка результата (Рт), тыс. руб.

-

-

450,0

612,0

786,0

888,0

924,0

822,0

 

II. Затраты на реализацию мероприятия (Зт), тыс. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Затраты на НИР

60,0

55,0

 

 

 

 

 

 

 

2. Единовременные затраты

-

-

807,3

-

-

-

-

-

 

3. Текущие издержки

-

-

311,2

391,4

433,3

467,8

474,5

443,7

 

4. Остаточная стоимость основных фондов

-

-

-

-

-

-

-

475,6

 

5. Стоимостная оценка потерь нефти, сжигаемой в пласте, тыс. руб.

-

-

32,1

43,0

54,5

60,5

62,1

54,1

 

Итого затрат при использовании мероприятия

60,0

55,0

1150,6

434,4

487,8

528,3

536,6

22,2

 

III. Экономический эффект (Эт), тыс. руб.

-60,0

-55,0

-700,6

177,6

298,2

359,7

387,4

+799,8

 

Коэффициент приведения к расчетному году

1,2100

1,1000

1,0000

0,9091

0,8264

0,7513

0,6830

0,6209

 

IV. Экономический эффект с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.

-72,6

-60,5

-700,6

161,4

246,4

270,2

264,6

496,6

605,5

4. Отражениеэкономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный эффект определен по формуле (14) запервые три года применения технологии внутрипластового горения. Этот эффектвыражен разницей в размере прибыли предприятия при использовании указанногомероприятия и без его применения.

Результаты расчета эффекта и его отражение на хозрасчетныепоказатели предприятия приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Хозрасчетный экономический эффект от применениявнутрипластового горения

Показатели

Годы расчетного периода

3-й

4-й

5-й

1. Добыча нефти в НГДУ, тыс. т

6140,0

6040,0

5930,0

в том числе за счет метода

7,5

10,2

13,1

2. Добыча нефти без метода, тыс. т

6132,5

6029,8

5916,9

3. Эксплуатационные затраты на дополнительную добычу нефти, тыс. руб.

360,4

440,6

482,5

в том числе амортизационные отчисления на реновацию дополнительного оборудования

49,2

49,2

49,2

4. Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

 

 

 

а) с методом

105669,0

107512,0

109231,0

б) без метода

10530,6

107071,4

108748,5

5. Себестоимость 1 т нефти, руб.

 

 

 

а) с методом

17,21

17,80

18,42

б) без метода

17,17

17,76

18,38

6. Прибыль предприятия, тыс. руб.

 

 

 

- с методом

(60 - 17,21) ´ 640 = 262730,6

254888,0

246569,4

- уменьшение прибыли за потери нефти, сжигаемой в пласте

262730,6 - 32,1 = 262698,5

254845,0

246514,9

- без метода

(60 - 17,17) ´ 6132,5 = 262654,9

254698,7

246261,4

7. Прирост прибыли за счет применения метода, тыс. руб.

43,6

146,3

253,5

Таким образом,несмотря на рост себестоимости добычи нефти в НГДУ, происшедший в результатеприменения технологии ВГ, предприятие в целом имеет прирост прибыли,обеспеченный получением дополнительной добычи нефти.

Для определения прибыли, остающейся в распоряжениипредприятия, производится расчет выплат в госбюджет и вышестоящие организациипо нормативам, установленным для данного предприятия.

Пример 3

РАСЧЕТЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ПАВ (неонолАФ-12) НА НЕФТЯНОМ ОБЪЕКТЕ

1. Аннотация

Технология, основанная на закачке концентрированногораствора ПАВ, растворенного в щелочной дистиллярной жидкости, обеспечиваетувеличение текущей добычи нефти и повышение коэффициента нефтеизвлечения наобъекте месторождения. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды награнице с нефтью, увеличивает смачиваемость породы водой, ослабляет энергиюсвязи нефти с поверхностью породы, что повышает нефтевытесняющие свойства воды.

2.Сравниваемые варианты

Расчет экономического эффекта проведен по выбранномуварианту применения ПАВ (неонол АФ-12), который характеризуется наилучшимитехнико-экономическими показателями по сравнению с другими прогрессивнымивариантами использования разновидностей ПАВ.

3. Методикаопределения экономического эффекта от применения ПАВ (на этапе ТЭО)

Экономический эффект при технико-экономическом обосновании(ТЭО) использования технологии ПАВ определен по формуле (1) зарасчетный период, длительность которого составляет 10 лет, в том числе 2 года -НИР и 8 лет - реализация мероприятия. В качестве расчетного года принят второйгод расчетного периода.

В соответствии с расчетной формулой (1) осуществляетсястоимостная оценка (Рт) дополнительной добычи нефти, исходя изоптовой цены на нефть, принятой в размере 60 руб./т. Затем определяетсявеличина затрат (Зт), включающая в себя расходы нанаучно-исследовательские работы (НИР) и текущие издержки на добычудополнительной нефти без амортизационных отчислений на реновацию.

В данном примере для внедрения новой технологии используетсяимеющееся на промысле оборудование, поэтому дополнительные капитальные вложенияне требуются. В соответствии с формулой (8) учитывается остаточнаястоимость (Лt)основных производственных фондов, созданных до начала расчетного периода.Исходные данные и расчет экономического эффекта при технико-экономическомобосновании (ТЭО) применения ПАВ приведены в таблице 3.1.

Положительный экономический эффект достигается во второмгоду эксплуатации объекта. Суммарный экономический эффект за расчетный периодсоставляет 320,7 тыс. руб.

4. Отражениеэкономического эффекта от применения ПАВ (неонол АФ-12) в хозрасчетныхпоказателях предприятия

Хозрасчетный эффект от закачки ПАВ в нефтедобывающем предприятииопределяется по годам за первые 6 лет его применения по формуле (11) безучета коэффициента приведения к расчетному году.

Дополнительные затраты на применение технологии с закачкойПАВ состоят из затрат на закачку реагента и затрат, зависимых от объемадополнительно добытой нефти (группа условно-переменных затрат, рассчитываетсясогласно действующей методике калькулирования добычи нефти). Исходные данные ирасчет экономического хозрасчетного эффекта приведены в таблице 3.2.

Как видно из этой таблицы, применение этой технологииобеспечивает получение дополнительной добычи нефти, что приводит к снижениюсебестоимости добычи нефти на предприятии и к увеличению прибыли, остающейся вего распоряжении, начиная с 4-го года применения технологии. В первые три годаприменения технологии отсутствие прироста прибыли вызвано большими затратами наприобретение и закачку реагента.


Таблица 3.1.

Технико-экономическое обоснование использованиятехнологии с закачкой ПАВ на нефтяном объекте

Показатели

Годы

Итого

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

 

3,9

7,3

8,7

6,8

4,8

3,3

4,3

4,4

3,9

 

I. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти (Рт), тыс. руб.

 

234,0

438,0

522,0

408,0

288,0

198,0

258,0

264

234,0

 

II. Затраты на научно-исследовательские работы (НИР), тыс. руб.

30,0

30,0

-

-

-

-

-

-

-

-

 

III. Текущие издержки при использовании ПАВ, тыс. руб.

205,8

295,3

481,8

151,8

138,5

117,4

108,2

133,0

143,5

141,7

 

в т.ч.

1) затраты на дополнительную добычу нефти

-

50,3

119,2

151,6

138,3

117,3

108,1

132,9

143,4

141,7

 

2) затраты на закачку реагента

205,8

245,0

362,6

0,2

0,2

0,1

0,1

0,1

0,1

-

 

IV. Остаточная стоимость основных производственных фондов, привлекаемых для реализации мероприятия и созданных до начала расчетного периода, тыс. руб.

-

145,0

-

-

-

-

-

-

-

-

 

V. Затраты при использования технологии ПАB (Зт) (стр. II + стр. III + стр. IV), тыс. руб.

235,8

470,3

481,8

151,8

138,5

117,4

108,2

133,0

143,5

141,7

 

VI. Экономический эффект (Эт) (стр. I - стр. V), тыс. руб.

-235,8

-236,3

-43,8

370,2

269,5

170,6

89,8

125

120,5

92,3

 

Коэффициент приведения к расчетному году

1,1

1,0

0,9091

0,8284

0,7513

0,6830

0,6209

0,5645

0,5132

0,4665

 

VII. Экономический эффект с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.

-259,4

-236,3

-39,8

305,9

202,5

116,5

55,8

70,6

61,8

43,1

320,7


Таблица 3.2

Хозрасчетныйэкономический эффект от использования технологии закачки ПАВ в НГДУ

Показатели

Годы

1

2

3

4

5

6

1

2

3

4

5

6

7

Без использования мероприятия

1. Добыча нефти по НГДУ, тыс. т

1000

980

960

940

920

870

2. Стоимостная оценка добычи нефти, млн. руб.

60,0

58,8

57,6

56,4

55,2

52,2

3. Себестоимость добычи нефти, руб./т

20,80

25,81

29,69

34,84

40,67

48,67

4. Эксплуатационные затраты на добычу нефти,

(п. 1 ´ п. 3), руб.

20,8

25,3

28,5

32,7

37,4

42,3

5. Балансовая прибыль

(п. 2 - п. 4), млн. руб.

39,2

33,5

29,1

23,7

17,8

9,9

Расчет использования мероприятия

1. Дополнительная добыча нефти, тыс. т

-

3,9

7,3

8,7

6,8

4,8

2. Условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти, руб./т

-

14,2

16,33

19,17

22,37

26,77

3. Эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, тыс. руб.

(п. 1 ´ п. 2)

-

55,4

119,2

166,8

152,1

128,5

4. Затраты на закачку агента (ПАВ), тыс. руб.

205,8

245,0

362,6

-

-

-

5. Всего эксплуатационных затрат, на использование мероприятий, тыс. руб.

(п. 3 + п. 4)

205,8

300,4

481,8

166,8

152,1

128,5

С использованием мероприятия

1. Добыча нефти по НГДУ, тыс. т.

1000

983,9

967,3

948,7

925,8

874,8

2. Стоимостная оценка добычи нефти, млн. руб.

60,0

59,0

58,0

56,9

55,6

52,5

3. Себестоимость добычи нефти, руб./т

21,0

26,01

29,96

34,7

40,54

48,55

4. Эксплуатационные затраты на добычу нефти

(п. 1 ´ п. 3), млн. руб.

21,0

25,6

28,9

32,9

37,5

42,4

5. Балансовая прибыль

(п. 2 - п. 4), млн. руб.

39,0

33,4

29,1

24,0

18,0

10,1

6. Прирост балансовой прибыли, млн. руб.

-0,2

-0,1

-

0,3

0,2

0,2

7. Сумма налогов и выплат из прибыли 30 % от прироста балансовой прибыли, тыс. руб.

-

-

-

0,1

0,06

0,06

8. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.

-

-

-

0,2

0,14

0,14

Пример 4

РАСЧЕТЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРА ДЛЯ БОРЬБЫ СПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ

1. Аннотация

Ингибитор предназначен для борьбы с отложениями парафина внефтепромысловом оборудовании.

Применение ингибитора позволяет сократить количествоподземных ремонтов скважин (ПРС), связанных с ликвидацией парафиноотложений,уменьшить число тепловых обработок, что, в конечном счете, приводит к снижениюэксплуатационных затрат. Новый ингибитор отличается от ранее применяемогохимическим составом, что приводит к улучшению технико-экономических показателейэксплуатации скважин и снижению затрат при его производстве. Кроме того новыйингибитор характеризуется более низкой температурой застывания. По этой причинезатраты при использовании нового ингибитора снижаются по сравнению с ранееприменявшимся ингибитором на величину затрат, связанных с его подогревом.

2.Сравниваемые варианты

Экономическая оценка мероприятия осуществляется по двумвариантам применения ингибитора. В первом варианте рассматривается наиболееэффективный из применяемых в практике ингибиторов СНПХ-7200, во втором варианте- новый вид ингибитора СНПХ-7500.

Технико-экономическая оценка варианта нового вида ингибитораосуществляется по условиям его производства и использования (табл. 4.4).

3. Методикаопределения экономического эффекта для выбора вариантаприменения ингибитора парафиноотложений (на этапе ТЭО)

Определение экономического эффекта на этой стадии производитсяпо полному циклу работ: «НИОКР - производство - использование».

При производстве ингибитора экономический эффектопределяется снижением единовременных и текущих затрат в новом варианте (II) по сравнению со старым (вариант I). Расчетный период составляет 6 лет, вт.ч. проведение исследовательских работ - 2 года, подготовка и выпуск опытнойпартии ингибиторов - 1 год, промышленное производство и применение - 3 года.Для расчета экономического эффекта объем производства и использования принятравным по вариантам.

Исходные данные для расчета эффекта приведены в таблице 4.1.

Эффект у потребителя нового ингибитора определяетсяснижением текущих издержек в новом варианте (II) по сравнению со старым вариантом (I). В экономическом эффекте учитываетсяэкономия затрат от сокращения количества подземных ремонтов и уменьшениятепловых обработок скважин.

4. Отражениеэкономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный экономический эффект по условиям производства(табл. 4.4)и использования нового ингибитора (табл. 4.5) рассчитывается на основецены на новый вид ингибитора.

Цена на новый ингибитор устанавливается по методике,утвержденной Госкомцен СССР [3].

Хозрасчетный эффект по условиям производства образуется засчет экономии эксплуатационных затрат на изготовление нового вида ингибитора посравнению с ранее выпускавшимся (табл. 4.4.).

Хозрасчетный эффект по условиям использования новогоингибитора образуется за счет экономии затрат от уменьшения числа подземныхремонтов и обработок скважин горячей нефтью (табл. 4.5) и определяется без учетакоэффициента приведения.

Таблица 4.1

Исходные данные для расчета экономическогоэффекта

Показатели

I вариант

II вариант

1

2

3

1. Объем производства ингибиторов парафиноотложений, в т.ч. по годам

3700

3700

4-й год

500

500

5-й год

1200

1200

6-й год

2000

2000

2. Затраты на научные исследования, тыс. руб.

-

290

в т.ч.

 

 

1-й год

-

140

2-й год

-

150

3. Затраты на подготовку производства и выпуск опытной партии

 

 

в 3-м году, тыс. руб.

-

50

4. Удельные единовременные затраты на производство ингибитора, руб./т

164

204

5. Норма амортизации на реновацию, %

6

6

6. Себестоимость производства 1 т ингибитора, руб.

2109,0

728,0

в т.ч. без амортизационных отчислений на реновацию

1080,16

715,76

7. Оптовая цена ингибитора, руб./т

1198

1000

8. Охват скважин, скв.

1850

1850

В т.ч. по годам

 

 

4-й год

250

250

5-й год

600

600

6-й год

1000

1000

9. Объем применения ингибиторов парафиноотложений, т

3700

3700

в т.ч. по годам

 

 

4-й год

500

500

5-й год

1200

1200

6-й год

2000

2000

10. Удельные единовременные затраты при использовании ингибитора, руб./скв.

1250

998

11. Норма амортизации на реновацию, %

12,4

12,4

12. Затраты на закачку 1 т ингибиторов парафиноотложений без учета затрат на приобретение реагентов, руб./т

432,50

376,88

в т.ч. без амортизационных отчислений на реновацию оборудования

355,0

315,0

13. Сокращение подземных ремонтов на 1 скважину в год, рем.

0,2

0,3

14. Средняя стоимость одного подземного ремонта

4,8

4,5

15. Сокращение количества обработок горячей нефтью на 1 скважину в год, обр.

2

4

16. Средняя стоимость одной обработки горячей нефтью, тыс. руб.

0,27

0,27

Таблица 4.2

Технико-экономическое обоснование создания ииспользования нового ингибитора

№№ п/п

Показатели

Годы расчетного периода

Итого за период

1-й

2-й

3-й

4-й

5-й

6-й

1

2

3

4

5

6

7

8

9

А. По условиям производства

 

Объем производства и использования ингибитора по вариантам, тыс. т

-

-

-

400

1200

2000

3700

I.

Затраты на производство ингибитора (Зтп), (тыс. руб.)

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

-

-

622,1

1411,0

2000

4033,1

II вариант

140

150

50

489,9

973,2

1143,7

2946,8

в том числе:

 

 

 

 

 

 

 

1.

Затраты на НИР, подготовку производства и выпуск опытной партии II вариант

140

150

50

-

-

-

340

2.

Единовременные затраты на производство ингибитора (Ктп) (по I и II вариантам)

-

-

-

82

114,8

131,2

328,0

3.

Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода

 

 

 

 

 

 

 

тп) I вариант

-

-

-

-

-

291,5

 

(табл. 4.3) II вариант

-

-

-

-

-

369,0

 

4.

Текущие издержки при производстве ингибитора без амортизационных отчислений на реновацию тп),

(табл. 4.1, стр. 1 ´ стр. 6)

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

-

-

540,1

1296,2

2160,3

3996,6

II вариант

-

-

-

357,9

858,4

1431,5

2648,3

II.

Экономический эффект по условиям производства нового ингибитора (снижение единовременных и текущих затрат) (Этп), тыс. руб.

-140

-150

-50

182,2

437,8

806,3

1086,3

Коэффициент приведения к расчетному году

1,21

1,1

1,0

0,9091

0,8264

0,7513

 

III.

Экономический эффект по условиям производства нового ингибитора с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.

-169,4

-165

-50

165,6

361,8

605,8

748,8

Б. По условиям использования ингибитора

IV.

Затраты при использовании ингибитора (Зти)

 

 

 

 

 

 

 

 

в том числе:

 

 

 

 

 

 

 

1.

Единовременные затраты, (Кти)

(табл. 4.1, стр. 8 ´ стр. 10)

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

-

-

312,5

750,0

1250,0

2312,5

II вариант

-

-

-

249,5

598,8

998,0

1846,3

2.

Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода (Л) (табл. 4.3)

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

-

-

-

1855,3

 

 

II вариант

-

-

-

-

1481,2

 

 

3.

Текущие издержки при использовании ингибитора (Ити):

 

 

 

 

 

 

 

с учетом стоимости приобретения ингибитора (без амортизационных отчислений на реновацию)

(табл. 4.1, стр. 1 ´ 12 + стр. 1 ´ стр. 7)

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

 

 

 

776,5

1863,6

3106,0

5746,1

II вариант

-

-

-

657,5

1578,0

2630,0

4865,5

Итого затрат при использовании ингибитора, тыс. руб.

(стр. 1 + стр. 3 - стр. 2)

 

 

 

 

 

 

 

I вариант

-

-

-

1089,0

2613,6

2500,7

 

II вариант

-

-

-

907,0

2176,8

2146,8

 

V.

Экономический эффект по условиям использования (Эти), тыс. руб.

 

 

 

182,0

436,8

353,9

972,7

VI.

Экономический эффект по условиям использования ингибитора с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.

 

 

 

165,5

360,9

265,8

792,2

VII.

Суммарный экономический эффект по условиям производства и использования нового ингибитора, тыс. руб.

(стр. III + стр. VI)

-169,4

-165,0

-50,0

331,1

722,7

871,6

1541,0

Таблица 4.3

РАСЧЕТ
остаточной стоимости основных производственных фондов на конец расчетногопериода

№№ п/п

Показатели

Годы

Итого

4-й

5-й

6-й

1

2

3

4

5

6

1.

Число лет эксплуатации на конец расчетного периода, лет

3

2

1

х

На стадии производства ингибитора

2.

Норма амортизации, %

6

6

6

6

3.

Единовременные затраты по варианту I, тыс. руб.

82

114,8

131,2

328,0

4.

Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб.

(стр. 1 ´ стр. 2 ´ стр. 3)

14,8

13,8

7,9

36,5

5.

Остаточная стоимость по варианту I тыс. руб.

(стр. 3 - стр. 4)

67,2

101,0

123,3

291,5

6.

Единовременные затраты по варианту II, тыс. руб.

102,0

142,8

163,2

408,0

7.

Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб.

(стр. 6 ´ стр. 1 ´ стр. 2)

12,1

17,1

9,8

39,0

8.

Остаточная стоимость по варианту II

(стр. 6 - стр. 7), тыс. руб.

89,9

125,7

153,4

369,0

На стадии применения ингибитора

9.

Норма амортизации, %

12,4

12,4

12,4

12,4

10.

Единовременные затраты по варианту I, тыс. руб.

312,5

750,0

1250,0

2312,5

11.

Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб.

(стр. 10 ´ стр. 9 ´ стр. 1)

116,2

186,0

155,0

457,2

12.

Остаточная стоимость по варианту II, тыс. руб.

(стр. 10 - стр. 11)

196,3

564,0

1095,0

1855,3

13.

Единовременные затраты по варианту II, тыс. руб.

249,5

598,8

998,0

1846,3

14.

Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб.

(стр. 13 ´ стр. 9 ´ стр. 1)

92,8

148,5

123,8

365,1

15.

Остаточная стоимость по варианту II, тыс. руб. (стр. 13 - стр. 14)

156,7

450,3

874,2

1481,2

Таблица 4.4

Хозрасчетный экономический эффект отпроизводства нового ингибитора у предприятия-изготовителя

Показатели

Годы

4-й

5-й

6-й

Варианты

I

II

I

II

I

II

1. Объем производства ингибитора, т

500

500

1200

1200

2000

2000

2. Оптовая цена 1 т ингибитора, руб.

1198

1000

1198

1000

1198

1000

3. Себестоимость производства 1 т ингибитора, руб.

1090

728

1090

728

1090

728

4. Стоимость реализованного ингибитора

(стр. 1 ´ стр. 2), тыс. руб.

599

500

1437,5

1200

2396

2000

5. Эксплуатационные затраты на производство ингибитора

(стр. 1 ´ стр. 3), тыс. руб.

545

364

1308

873,6

2180

1456

6. Балансовая прибыль

(стр. 4 - стр. 5), тыс. руб.

54

136

129,6

326,4

216

544

7. Выплаты предприятия из прибыли (35 %), тыс. руб.

18,9

47,6

45,4

114,2

75,6

190,4

8. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия

(стр. 6 - стр. 7), тыс. руб.

35,1

88,4

84,2

212,2

140,4

353,6

9. Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, тыс. руб.

-

53,3

-

128,0

 

213,2

Таблица 4.5

Хозрасчетный экономический эффект от применениянового ингибитора у потребителя

№№ п/п

Показатели

Годы

4-й

5-й

6-й

1.

Эксплуатационные затраты при использовании ингибитора, тыс. руб.

 

 

 

I вариант

1127,7

2706,6

2655,7

II вариант

937,9

2251,0

2270,5

2.

Балансовая прибыль, (экономия в эксплуатационных затратах), тыс. руб.

189,8

455,6

385,2

3.

Сумма платежей из прибыли (29,8 %)

56,6

135,7

114,8

4.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.

133,2

319,9

270,4

Пример 5

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯТЕХНОЛОГИИ ГЛУБОКОПРОНИКАЮЩЕГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОГОМЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. Аннотация

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) являетсяметодом, позволяющим увеличить продуктивность низкопроницаемых терригенныхколлекторов. При осуществлении ГГРП в коллекторе создается трещина длиной 50 -100 м, которая закрепляется закачкой в нее 20 - 30 т песка. В результатевоздействию подвергается не только призабойная зона, как при обычном ГРП, но иудаленная зона пласта. Поэтому ГГРП представляет собой не обычную разновидностьметода обработки призабойной зоны скважин, а элемент системы разработкинизкопроницаемых коллекторов.

Объектом применения метода являются не отдельные скважины сбольшим радиусом загрязнения призабойной зоны (как при ГРП), а техническиисправные скважины, в том числе новые, пробуренные в низкопроницаемыхколлекторах.

Применение ГГРП обеспечивает интенсификацию текущей добычинефти и увеличение конечной нефтеотдачи пласта и позволяет разрабатывать объектынизкопроницаемых коллекторов, эксплуатация которых без этого методанерентабельна.

2.Сравниваемые варианты

Технико-экономические показатели варианта ГГРП сравниваютсяс показателями разработки объекта без применения этого метода.

3. Методикаопределения экономического эффекта на стадии технико-экономического обоснования(ТЭО)

Экономический эффект от применения этого метода на нефтяныхобъектах обуславливается получением дополнительной добычи нефти ирассчитывается по формуле (1).

Для расчета экономического эффекта были выполненывспомогательные расчеты по определению затрат на производствоглубокопроникающего гидроразрыва пласта (см. таблицу 5.2).

Расчеты экономического эффекта выполнены с использованиемэтих затрат и исходных данных, приведенных в таблице 5.1.

Результаты расчета экономического эффекта представлены втаблице 5.3.

Таблица 5.1

Исходные данные для расчета эффекта

Показатели

Значения

1. Дебит скважин без мероприятия, т/сут.

5

2. Дебит скважины с мероприятием, т/сут.

19

3. Продолжительность технологического эффекта, мес.

12

4. Коэффициент успешности ГГРП

0,8

5. Затраты на проведение ГГРП, тыс. руб.

62,32

6. Дополнительная добыча нефти от проведения 1-й операции, тыс. т

4,75

7. Условно-примененные затраты в расчете на 1 т дополнительной нефти, тыс. руб.

13,77

в том числе:

 

- расходы по искусственному воздействию на пласт

2,82

- расходы на электроэнергию

1,37

- расходы по сбору и транспорту нефти

0,84

- расходы по технологической подготовке нефти

0,62

- отчисления на ГРР

8,12

4. Отражениеэкономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Для определения хозрасчетного эффекта использована формула (14).Результаты расчета приведены в таблице 5.4.

Экономический эффект выражается приростом прибылипредприятия за счет применения ГГРП по сравнению с прибылью предприятия безприменения этого метода.

Таблица 5.2

Расчет затрат на производствоглубокопроникающего гидроразрыва пласта

Наименование затрат

Расчет

Всего затрат, тыс. руб.

1. Затраты на работу бригады КРС при подготовительно-заключительных операциях

74 руб. ´ 360 бр/час

26,64

2. Затраты на материалы:

 

 

- дизельное топливо (с учетом транспортной наценки - 1,3)

68 руб. ´ 1,3 ´ 300 т

26,52

- ГС-1, ГС-2

3,0 руб. ´ 10,0 кг

0,03

- песок намывной

18 м3´ 1,2 руб.

0,22

3. Стоимость работ привлеченной техники:

 

9,105

из них:

 

 

- агрегат ЦА-320

12,38 руб. ´ 8 агр/час

0,099

- ЗИЛ-131-АПШ-3

8,9 руб. ´ 8 агр/час

0,071

- перевоз дизтоплива

9,22 руб. ´ 300 м/час

2,766

- агрегат 4АН-700

11,42 руб. ´ 8 агр/час

0,091

- ЦПП-23

8,46 руб. ´ 8 агр/час

0,07

- трактор Т-100

7,17 руб. ´ 8 м/час

0,06

- установка ППУ

13,95 руб. ´ 8 м/час

0,11

- трубовоз АЗ-22

4,09 руб. ´ 70 час

0,29

- пробег

0,2 руб. ´ 1200 км

0,24

Урал-43203-ФМСК АРС

10,39 руб. ´ 16 час

0,166

Итого затрат

 

62,320

Таблица 5.3

Расчет экономического эффекта от примененияглубокопроникающего гидроразрыва пласта (на этапе ТЭО)

Показатели

Годы расчетного периода

1

2

3

4

5

6

7

1. Дополнительная добыча нефти за счет применения ГГРП, млн. т

-

0,076

0,090

0,118

0,157

0,114

0,109

2. Количество обработок

-

16

19

25

23

24

23

I. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти при оптовой цене 60 руб./т, млн. руб. (Рт)

-

4,56

5,4

7,08

9,42

6,84

6,54

II. Затраты при использовании новой технологии, млн. руб. (Зт)

0,2

2,285

2,714

3,571

3,939

3,428

3,285

в том числе:

 

 

 

 

 

 

 

1. затраты на НИР

0,2

-

-

-

-

-

-

2. текущие издержки при использовании ГГРП:

 

 

 

 

 

 

 

а) затраты на применение мероприятия

-

16 ´ 62,32 : 0,8 = 1,240

1,472

1,937

1,782

1,860

1,783

б) условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти

-

0,076 ´ 13,77 = 1,045

1,242

1,633

2,156

1,568

1,503

III. Экономический эффект (Эт), млн. руб. (стр. I - стр. II)

-0,2

2,275

2,686

3,509

5,481

3,412

3,255

Коэффициент приведения к расчетному году

1,0

0,9091

0,8264

0,7513

0,6830

0,6209

0,5645

IV. Экономический эффект с учетом приведения, млн. руб.

-0,2

2,068

2,22

2,64

3,74

2,12

1,837

Таблица 5.4

Хозрасчетный эффект от внедренияглубокопроникающего гидроразрыва пласта

Показатели

Годы расчетного периода

2

3

4

5

6

7

Без мероприятия

 

 

 

 

 

 

1. Добыча нефти, млн. т

5,72

5,215

4,88

4,51

4,133

3,587

2. Эксплуатационные затраты, млн. руб.

94,0

98,2

87,2

85,17

76,61

76,51

3. Себестоимость добычи нефти, руб./т

16,43

18,79

17,86

18,88

18,54

21,33

За счет мероприятия

 

 

 

 

 

 

1. Дополнительная добыча нефти за счет применения ГГРП, млн. т

0,076

0,090

0,118

0,157

0,114

0,109

2. Затраты при использовании технологии ГГРП, млн. руб.

2,285

2,714

3,571

3,939

3,428

3,285

С мероприятием

 

 

 

 

 

 

1. Добыча нефти, млн. т

5,796

5,305

4,998

4,666

4,246

3,696

2. Эксплуатационные затраты, млн. руб.

96,285

100,914

90,771

39,109

80,038

79,79

3. Себестоимость добычи нефти, руб./т

16,61

19,02

18,16

19,09

18,85

21,59

4. Балансовая прибыль, млн. руб.

2,288

2,499

3,476

5,44

3,373

3,254

5. Общая сумма налогов и выплат из балансовой прибыли, млн. руб., 30 %

0,686

0,749

1,04

1,632

1,01

0,976

6. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб. (стр. 4 - стр. 5)

1,602

1,75

2,436

3,808

2,360

2,278

Пример 6

РАСЧЕТЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ РАЗРАБОТКИ И ВНЕДРЕНИЯ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИНЕФТИ С ЛЕГКИМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ СОСТАВОМ НА КОНЦЕВОЙ СТУПЕНИ

1. Аннотация

Предложенная технология предназначена для сокращения потерьнефти от испарения из резервуаров за счет улучшения сепарации нефти на концевыхсепарационных установках (КСУ), обеспечиваемой подачей газа (барботажа) вколичестве 1 - 3 м2 на 1 тонну нефти.

Реализация технологии обеспечивает получение нефти после КСУс низким давлением насыщенных паров, не более 0,067 МПа при t = 38 °С и низким остаточным газовымфактором, не более 0,1 м33. При таких параметрахпоявляется возможность избежать технологических потерь нефти от ее испарения на0,1 - 0,3 % от объема сепарируемой нефти в зависимости от ее физико-химическихсвойств.

Утилизация газа КСУ, в том числе и газа для барботажаосуществляется компрессорами 7 ВКГ 50/7.

2.Сравниваемые варианты

Рассматривается вариант технологии с улучшенной сепарациейнефти на концевых сепарационных установках по сравнению с существующейтехнологией сепарации нефти без подачи газа для барботажа нефти на КСУ.

3. Методикаопределения экономического эффекта для выбора наиболее рациональной технологиисепарации нефти (на этапе ТЭО)

Расчет экономического эффекта при использовании новой технологиисепарации нефти проводится по формуле (1) и представляет собой разностьмежду стоимостной оценкой добычи дополнительной нефти (Pт) и затратамина осуществление технологического процесса (Зт).

Стоимостная оценка добычи нефти определена при оптовой ценена нефть 60 руб./т. Затраты на применение новой технологии сепарации нефтивключают в себя текущие издержки на сепарацию нефти без амортизационныхотчислений на реновацию, и единовременные затраты, к которым отнесеныдополнительные капитальные вложения (стоимость компрессоров, газопроводов),затраты на НИР и основные фонды на начало расчетного периода, оцененные поостаточной стоимости. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетногопериода определена, исходя из сроков службы компрессоров, газопроводов, годаввода их в эксплуатацию и сумм годового износа.

Экономическая эффективность от внедрения новой технологиисепарации нефти на стадии технико-экономического обоснования определяется за 8лет, в том числе 2 года - НИР и 6 лет - годы реализации мероприятия. В качестверасчетного года принят 2-й год расчетного периода.

Исходные данные и расчет эффекта представлены в таблицах 6.1 и 6.2.

4.Определение хозрасчетного экономического эффекта

Хозрасчетный эффект от применения новой технологии сепарациинефти определен по годам за пятилетний период по формуле (14).Этот эффект обусловлен получением дополнительной добычи нефти за счетсокращения потерь нефти при ее сепарации.

Исходные данные для расчета эффекта приведены в таблице 6.1.

Таблица6.1

Исходные данные для расчета экономическогоэффекта

Показатели

Годы

1

2

3

4

5

6

1. Объем сепарируемой нефти по новой технологии, млн. т

11

52

59

59

59

59

2 Объем сокращения потерь нефти от применения новой технологии (0,15 % от объема сепарации), тыс. т

16,5

78,0

88,5

88,5

88,5

88,5

3. Затраты на НИОКР, тыс. руб.

6,9

88,0

 

 

 

 

4. Дополнительное оборудование

 

 

 

 

 

 

а) компрессоры, шт.

4

13

3

-

-

-

б) внутриплощадный газопровод d = 50 мм, м

400

1300

300

-

-

-

5. Дополнительные капитальные вложения, тыс. руб.

стоимость 1 компрессора - 28,56

стоимость 1 м газопровода - 0,009

117,84

382,45

88,38

-

-

-

6. Основные фонды для расчета амортизационных отчислений, тыс. руб.

 

 

 

 

 

 

а) компрессоры

114,24

485,5

571,2

571,2

571,2

571,2

б) внутриплощадный газопровод

3,6

15,3

18,0

18,0

18,0

18,0

7. Норма амортизационных отчислений

 

 

 

 

 

 

а) на реновацию оборудования

 

 

 

 

 

 

компрессор

19,2

19,2

19,2

19,2

19,2

19,2

газопровод d = 50 мм

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

б) на текущий ремонт

 

 

 

 

 

 

компрессор

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

газопровод d = 50 мм

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

8. Расход электроэнергии

 

 

 

 

 

 

а) установленная электрическая мощность, квт

1622

6893,5

8110

8100

8100

8100

б) потребляемая электроэнергия, квт·ч

1080

4590

5400

5400

5400

5400

Таблица 6.2

Технико-экономическое обоснование (ТЭО)применения новой технологии сепарации нефти на концевой ступени

 

Годы расчетного периода

1

2

3

4

5

6

7

8

1. Дополнительный объем нефти за счет сокращения потерь при сепарации, тыс. т

-

-

16,5

78,0

88,5

88,5

88,5

88,5

2. Стоимостная оценка нефти, тыс. руб.

-

-

990,0

4680,0

5310,0

5310,0

5310,0

5310,0

3. Затраты на реализацию мероприятия, тыс. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

в том числе:

 

 

 

 

 

 

 

 

а) затраты на НИОКР

6,8

88,0

-

-

-

-

-

-

б) текущие затраты на сепарацию нефти (без амортизационных отчислений на оборудование)

-

-

141,8

608,8

716,7

719,3

720,3

722,0

в) единовременные затраты (доп. капвложения)

-

-

117,8

382,4

88,4

-

-

-

4. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода, тыс. руб.

-

-

-

-

-

-

-

1727,9

5. Экономический эффект, тыс. руб.

-6,9

-88,0

730,4

3688,8

4504,9

4590,7

4589,7

2860,1

6. Коэффициент приведения к расчетному году

1,21

1,0

0,9091

0,8264

0,7513

0,6830

0,6209

0,5645

7. Экономический эффект (с учетом коэффициента приведения), тыс. руб.

-8,35

-88,0

664,0

3048,4

3384,5

3135,4

2849,7

1614,5

При определениихозрасчетного эффекта в нефтедобывающем предприятии были учтены дополнительныеэксплуатационные затраты на применение новой технологии, включающие в себядополнительные затраты на электроэнергию, амортизационные отчисления на реновациюи капитальный ремонт дополнительного оборудования, эксплуатационные затраты надополнительную добычу нефти (в части условно-переменных затрат). Используя этипоказатели, был определен хозрасчетный эффект от применения новой технологиисепарации нефти (таблица 6.3).

Таблица 6.3

Хозрасчетный экономический эффект от примененияновой технологии сепарации нефти

Показатели

Годы

1

2

3

1. Дополнительная добыча нефти (сокращение потерь), тыс. т

16,5

78,0

88,5

2. Выручка от реализации нефти при цене 60 руб./т

990,0

4680,0

5310,0

3. Дополнительные эксплуатационные затраты, тыс. руб.

165,6

709,9

835,8

4. Прибыль (стр. 2 - стр. 3), тыс. руб.

824,4

3970,1

4474,2

5. Сумма налогов и выплат из балансовой прибыли, тыс. руб.

212,0

1001,3

1106,4

6. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.

612,4

2968,0

3367,8

Таким образом,применение новой технологии сепарации нефти позволит нефтедобывающемупредприятию улучшить его хозрасчетную деятельность в результате увеличениядополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия.

РАСЧЕТ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

а) Расчет дополнительных затрат за установленнуюэлектрическую мощность

Эти затраты рассчитываются, исходя из стоимостиэлектроэнергии - 39 руб. за 1 квт, с учетом коэффициента спроса - 0,75

1-й год 39 ´ 1622 квт ´0,75 = 47,44 тыс. руб.

2-й год 39 ´ 6893,5 квт ´0,75 = 201,63 тыс. руб.

3-й год 39 ´ 8110 квт ´0,75 = 237,22 тыс. руб.

б) Расчет дополнительных затрат за потребляемуюэлектроэнергию

Стоимость 1 квт·час равна 1,1 коп, коэффициент - 0,85

1-й год 365 ´ 24 ´ 1080 квт·ч ´ 0,85 ´ 0,011 руб. = 88,46 тыс. руб.

2-й год 365 ´ 24 ´ 4590 квт·ч ´ 0,85 ´ 0,011 руб. = 375,95 тыс. руб.

3-й год 365 ´ 24 ´ 5400 квт·ч ´ 0,85 ´ 0,011 руб. = 442,29 тыс. руб.

в) Всего дополнительных затрат на электроэнергию

1-й год 47,44 + 88,46 = 135,9 тыс. руб.

2-й год 201,63 + 375,95 =577,58 тыс. руб.

3-й год 237,22 + 422,29 =679,51 тыс. руб.

г) Расчет амортизационных отчислений на реновацию икапитальный ремонт дополнительного оборудования

Затраты рассчитываются, исходя из стоимости оборудования исоответствующих норм амортизации

1-й год 114,24 ´ 0,207 + 3,6 ´ 0,049 = 23,8 тыс. руб.

2-й год 485,52 ´ 0,207 + 15,3 ´ 0,049 = 101,2 тыс. руб.

3-й год 571,2 ´ 0,207 + 18,0 ´ 0,049 = 119,1 тыс. руб.

д) Расчет эксплуатационных затрат по технологическойподготовке дополнительного объема нефти

Затраты рассчитываются, исходя из объема дополнительнойнефти и норматива подготовки 1 т нефти

1-й год 16,5 ´ 0,36 = 5,9 тыс. руб.

2-й год 78,0 ´ 0,40 = 31,2 тыс. руб.

3-й год 88,5 ´ 0,42 = 37,2 тыс. руб.

е) Всего дополнительных эксплуатационных затрат прииспользовании новой технологии

1-й год 135,9 + 23,8 +5,9 = 165,6 тыс. руб.

2-й год 577,58 + 101,2 +31,2 = 709,9 тыс. руб.

3-й год 679,51 + 119,1 +37,2 = 835,8 тыс. руб.

Пример 7

РАСЧЕТЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ СТРУЙНЫХ УСТАНОВОК ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

1. Аннотация

Применение струйных установок при механизированнойэксплуатации скважин с групповым приводом позволяет осуществлять добычу нефти сболее высокой экономической эффективностью. Однако струйной установкойодновременно обслуживается пять скважин. При этой технике осуществляетсяпромывка скважин любой кривизны без спуско-подъемных операций.

Применение струйной установки позволяет сократить срокиобустройства скважин и вывода их на оптимальный режим эксплуатации. Этомероприятие по своим техническим показателям соответствует научно-техническомууровню лучших мировых образцов новой техники эксплуатации скважин.

2. Сравниваемые варианты

Для сравнения приняты технико-экономические показателиэксплуатации скважин электроцентробежными насосами.

3. Методикаопределения экономического эффекта от применения струйной установки (на этапеТЭО)

Экономическая эффективность на стадии технико-экономическогообоснования использования струйных установок определяется за восьмилетнийрасчетный период, включающий в себя три года на научно-исследовательские,опытно-конструкторские работы, освоение серийного производства и пять летиспользования этих установок у потребителя. Эффект на стадии ТЭО определяетсяснижением совокупных затрат от использования струйных установок по сравнению свариантом применения электроцентробежных насосов. Расчет эффекта производитсяпо формуле (1).В таблице 7.1приводятся исходные данные и расчет экономических показателей для определенияэффекта по вариантам.

В таблице 7.2 показан расчет остаточной стоимости основныхпроизводственных фондов.

Результаты расчетов экономического эффекта в сводном видепредставлены в таблице 7.3.

Таблица 7.1

Исходные данные и расчеты показателей дляопределения экономического эффекта от использования струйной установки

Показатели

Годы расчетного периода

4-й

5-й

6-й

7-й

8-й

1. Объем производства и ввод в эксплуатацию струйных установок, уст.

100

100

100

100

100

2. Количество струйных установок в эксплуатации, уст.

100

200

300

400

500

3. Количество скважин, обслуживаемых одной струйной установкой, скв.

5

5

5

5

5

4. Количество скважин, обслуживаемых действующими установками (п. 2 ´ п. 3), (по базовому и новому вариантам принимается равное число скважин), скв.

500

1000

1500

2000

2500

5. Удельные капитальные вложения на обустройство одной скважины с использованием установок, тыс. руб./скв.

 

 

 

 

 

- вариант УЭЦН

40

40

40

40

40

- вариант СУ

30

30

30

30

30

6. Капитальные вложения на обустройство скважин, млн. руб.

 

 

 

 

 

- вариант УЭЦН (п. 4 ´ п. 3)

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

- вариант СУ (п. 4 ´ п. 5)

15,0

30,0

45,0

60,0

75,0

7. Удельные затраты на приобретение одной установки в расчете на одну скважину, тыс. руб./скв.

 

 

 

 

 

- вариант УЭЦН

52,1

52,1

52,1

52,1

52,1

- вариант СУ

49,6

49,6

49,6

49,6

49,6

8. Единовременные затраты на приобретение установок, млн. руб.

 

 

 

 

 

- вариант УЭЦН (п. 4 ´ п. 7)

26,1

52,1

78,2

104,2

130,3

- вариант СУ (п. 4 ´ п. 7)

24,8

49,6

74,4

99,2

124,0

9. Текущие издержки на обслуживание одной скважины с использованием установок без учета амортизационных отчислений на реновацию, тыс. руб./скв.

 

 

 

 

 

- вариант УЭЦН

28,4

28,4

28,4

28,4

28,4

- вариант СУ

25,8

25,8

25,8

25,8

25,8

10. Текущие издержки на обслуживание скважин с исполь