СПРАВКА
Источник публикации
Документ опубликован не был
Примечание к документу
Документ утратил силу с 1 августа 1989 года в связи с введением в действие РД 39-01/06-0001-89, утв. Миннефтепромом СССР 22.06.1989.
Документ утрачивает силу с 1 января 1989 года.
Документ введен в действие с 1 января 1986 года.
Взамен РД 39-3-370-79.
Название документа
"РД 39-0147035-202-86. Руководящий документ. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретения и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности"
(утв. Миннефтепромом СССР 30.12.1985)
"РД 39-0147035-202-86. Руководящий документ. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретения и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности"
(утв. Миннефтепромом СССР 30.12.1985)
Содержание
Заместитель Министра
нефтяной промышленности
С.М.ТОПЛОВ
30 декабря 1985 года
Согласовано
Государственный комитет СССР
по науке и технике
Письмо от 19 декабря 1985 г.
N 31-2/179
Государственный комитет СССР
по делам изобретений и открытий
Письмо от 20 декабря 1985 г.
N 09/30-1671/22
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
НОВОЙ ТЕХНИКИ, ИЗОБРЕТЕНИЯ И РАЦИОНАЛИЗАТОРСКИХ
ПРЕДЛОЖЕНИЙ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
РД 39-0147035-202-86
Вводится взамен РД 39-3-370-79
Срок введения установлен
с 1 января 1986 года
до 1 января 1989 года
Ускорение научно-технического прогресса в народном хозяйстве на современном этапе его развития является коренным вопросом экономической политики КПСС. Пути решения этой задачи определены Постановлением ЦК КПСС и Совета Министров от 18 августа 1983 г. N 814, решениями апрельского (1985 г.) Пленума ЦК КПСС. Вопросы ускорения научно-технического прогресса в народном хозяйстве были глубоко рассмотрены 11 - 12 июня 1985 г. на совещании в ЦК КПСС. Среди мер, направленных на ускорение научно-технического прогресса, важное место принадлежит совершенствованию системы экономической оценки эффективных направлений создания и внедрения новой техники.
Настоящие методические указания предназначены для определения экономической эффективности от создания и внедрения новой техники, изобретений и рационализаторских предложений, а также для определения влияния новой техники на плановые (отчетные) показатели предприятий нефтедобывающей промышленности.
Методическими указаниями не рассматриваются вопросы методики определения экономической эффективности новой техники и технологии строительства скважин, переработки нефтяного газа и нефтепроводного транспорта, а также методы определения экономической эффективности автоматизированных систем управления предприятиями и организации производства и труда.
Данные методические указания вводятся взамен "Методических указаний по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности" (РД 39-3-370-79).
Настоящий документ разработан по заданию Миннефтепрома Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИ) при участии Башкирского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (БашНИПИнефть), Государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко (Гипротюменнефтегаз), Сибирского научно-исследовательского института нефтяной промышленности (СибНИИНП), Татарского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (ТатНИПИнефть), Всесоюзного научно-исследовательского института по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКрнефть) и ряда управлений Миннефтепрома.
Составители: Усачев П.М., Жечков А.И., Дергунов П.В.
В составлении Методических указаний приняли участие:
1) от БашНИПИнефти - Белова А.В., Демблинг Т.В., Макаров А.В.;
2) от ВНИИ - Америка Л.Д., Балашова Т.В., Карганов В.С., Кузнецова Л.Б., Лузина Н.И.;
3) от ВНИИКрнефти - Сошкин Н.М., Калистов Г.Д., Фомичев В.С.;
4) от Гипротюменнефтегаза - Бернгардт Л.Г., Давыдов В.А.;
5) от СибНИИНП - Башкин П.О., Рудак О.В.;
6) от ТатНИПИнефти - Мотина Л.И., Савелькина А.М., Соловьев А.Д., Фаттахов Б.З., Юсупова А.С., Хегай В.Ф.;
7) от Технического управления Миннефтепрома - Бурченков Л.Ф.
1.1. Настоящие методические указания устанавливают единые методы определения экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности и предназначены для:
а) технико-экономического обоснования выбора наилучших вариантов создания и внедрения новой техники <х>;
б) отражения показателей экономической эффективности в нормах, нормативах и показателях планов объединений и Министерства в целом;
в) расчета фактической эффективности новой техники;
г) отражения показателей экономической эффективности в государственной статистической отчетности Р-10, 2НТ, 4НТ, 10НТ, 12НТ и других формах, связанных с внедрением новой техники, изобретений и рационализаторских предложений;
д) расчета размера фонда поощрения за создание и внедрение новой техники и вознаграждений за изобретения и рационализаторские предложения, а также фондов поощрения за осуществление мероприятий планов по новой технике, внедряемых в порядке заимствования передового опыта;
ИС МЕГАНОРМ: примечание. Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа. |
в) совершенствования ценообразования.
--------------------------------
1.2. Настоящие методические указания разработаны в соответствии с "Методикой (основные положения) определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений", утвержденной Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по науке и технике, Госпланом СССР, Академией наук СССР и Государственным комитетом СССР по делам изобретений и открытий от 14 февраля 1977 года N 48/16/13/3, а также Постановлением Государственного комитета СССР по науке и технике, Госплана СССР, Президиума Академии наук СССР и Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий от 24 августа 1983 года N 473/227/117/9 "Об утверждении Разъяснения по применению отдельных положений Методики определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений". Методические указания являются обязательными для нефтедобывающих объединений, научно-исследовательских и проектных институтов и органов управления Министерства нефтяной промышленности на всех стадиях создания, освоения и внедрения новой техники в отрасли.
1.3. При расчетах экономической эффективности по данной Методике к новой технике относятся впервые реализуемые в нефтедобывающей промышленности результаты научных исследований и прикладных разработок, содержащие изобретения и другие научно-технические достижения, обеспечивающие при их использовании в соответствии с планами внедрения новой техники и передовой технологии всех уровней управления отраслью повышение технико-экономических показателей деятельности предприятий и объединений или решение социальных и других задач развития нефтедобывающей промышленности. К новой технике, эффективность которой определяется по данным методическим указаниям, в нефтедобывающей промышленности относятся:
а) новые или усовершенствованные технологии разработки нефтяных месторождений;
б) новые или усовершенствованные технологические процессы воздействия на нефтяные пласты;
в) новые или усовершенствованные технологические процессы воздействия на призабойную зону скважин;
г) новая или усовершенствованная техника эксплуатации скважин, а также капитального и подземного ремонта скважин;
д) новая или усовершенствованная технология и оборудование сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, попутного газа и пластовой воды;
е) новые или усовершенствованные системы комплексной автоматизации и управления процессами добычи нефти и газа;
ж) новые или усовершенствованные методы и средства борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования;
з) новые или усовершенствованные технологии вторичного освоения скважин;
и) новые или усовершенствованные средства борьбы с соле- и парафино-отложениями;
к) прочие виды новой техники и технологии, обеспечивающие при их использовании улучшение технико-экономических показателей производства.
1.4. В проектах разработки и обустройства нефтяных месторождений экономическая эффективность по данной Методике определяется отдельно по каждому виду новой техники.
1.5. Решение о целесообразности создания и внедрения новой техники принимается на основа экономического эффекта, определяемого на годовой объем производства новой техники в расчетном году (годового экономического эффекта). За расчетный год принимается первый год после окончания планируемого (нормативного) срока освоения производства новой техники. Как правило, это второй или третий календарный год серийного выпуска новой продукции или использования новой технологии производства. При определении годового экономического эффекта от изобретений и рационализаторских предложений за расчетный год принимается первый год их использования.
Расчеты экономической эффективности являются обязательной составной частью всех этапов работы по созданию и внедрению новой техники от оформления заказа-наряда на разработку, выбора направления НИР, ОКР до серийного производства и промышленного использования объектов новой техники и технологии.
Расчеты годового экономического эффекта от создания и внедрения новой техники выполняются:
- на этапе формирования планов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ - в процессе выбора оптимального варианта новой техники и принятия решения о ее создании - разработчиком новой техники на основе технико-экономических показателей, согласованных с основным потребителем (заказчиком) <х>;
- на этапе формирования отраслевого плана развития науки и техники и планов объединений - разработчиком совместно с изготовителем и согласовываются с основным потребителем (заказчиком) <х>.
--------------------------------
<х> Основной потребитель (заказчик) обязан в 2-х месячный срок по получении запроса подтвердить расчет годового экономического эффекта или представить разработчику (изготовителю) необходимые данные для расчета.
Расчеты годового экономического эффекта от использования рационализаторских предложений выполняются предприятиями, их использовавшими, а в случае выдачи удостоверения на рационализаторское предложение министерством или объединениями - Миннефтепромом, объединением.
Порядок утверждения расчетов экономического эффекта от внедрения новой техники, использования изобретений и рационализаторских предложений устанавливается Миннефтепромом.
Расчеты, выполняемые для определения размеров фондов поощрения за разработку и внедрение новой техники, при годовом экономическом эффекте свыше 2 млн. руб. согласовываются с Государственным комитетом СССР по науке и технике в соответствии с порядком, изложенным в письме Комитета от 27 декабря 1982 года N 31-2/135.
В процессе создания и внедрения новой техники проводятся следующие виды расчетов экономической эффективности:
а) расчет гарантированного годового экономического эффекта. Гарантированный экономический эффект - это ожидаемый согласованный разработчиком с заказчиком экономический эффект, рассчитанный на основе гарантируемой разработчиком удельной эффективности новой техники и гарантируемом заказчиком объеме ее внедрения;
б) предварительный расчет экономической эффективности. Предварительный расчет - это расчет ожидаемой экономической эффективности, уточненный итогами работы первой стадии НИР или ОКР. Выполняется институтом-разработчиком для согласования с заказчиком технического задания по заказу-наряду. Результаты расчета используются заказчиком для принятия решения о целесообразности продолжения НИР и ОКР;
в) расчет экономического эффекта по выбору лучшего варианта технического решения. Выполняется разработчиком на стадии НИР и ОКР как экономическое обоснование принимаемых технических решений;
г) плановый расчет экономической эффективности. Это расчет ожидаемой экономической эффективности, выполняемый на базе данных предварительного расчета, уточненного результатами изготовления и испытания опытного образца (установочной серии). Плановый расчет используется для планирования экономической эффективности и фондов поощрения при составлении единого плана внедрения новой техники и соответствующего раздела финансового плана;
д) расчет фактической экономической эффективности от производства и использования новой техники. Выполняется внедряющей организацией после 1, 2, 3 годов внедрения новой техники по методике, согласованной с институтом-разработчиком.
Главное назначение расчета гарантированного экономического эффекта - рациональное размещение выделяемых заказчику средств на НИР и ОКР.
Выбор направления создания и внедрения новой техники определяется по формуле:
- общая эффективность, руб./руб. затрат;
- гарантированный экономический эффект за год, руб.;К - затраты по теме, руб.
Выбор лучшего варианта размещения средств на исследования производится заказчиком по показателю общей эффективности путем сравнения его с нормативным.
1.6. При определении годового экономического эффекта в зависимости от стадий создания и использования новой техники принимается следующий объем производства:
а) на первом этапе (проведение научно-исследовательских работ, разработка технического проекта, рабочих чертежей и другой технической документации, изготовление опытного образца или опытной партии, испытание, доводка и сдача МВК) - объем планируемого во втором календарном году серийного выпуска новой продукции или использования новой технологии производства;
б) на втором этапе (разработка технологии производства, изготовление оснастки, освоение серийного выпуска новой продукции, а также внедрение ее или использование новой технологии производства) - объем выпуска в планируемом году.
1.7. Для отражения годового экономического эффекта и составляющих его элементов, а также других показателей экономической эффективности новой техники в нормах, нормативах и показателях планов (объединений и Министерства в целом) расчет соответствующих данных производится по всем годам планируемого периода их производства и эксплуатации.
1.8. Годовой экономический эффект новой техники представляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов, которые получает народное хозяйство в результате производства и использования новой техники и которая, в конечном счете, выражается в увеличении национального дохода.
1.9. Определение годового экономического эффекта основывается на сопоставлении приведенных затрат по базовой и новой технике. Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли:
, (2)где: З - приведенные затраты на единицу продукции (работы), руб.;
С - себестоимость единицы продукции (работы), руб.;
К - удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб.;
- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.1.10. Для обеспечения адекватного подхода в масштабе всего общественного производства к оценке экономической эффективности новой техники и исходя из того, что организация ее производства требует дополнительных народнохозяйственных ресурсов, в расчетах используется единый нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, равный 0,15.
В тех случаях, когда внедрение отдельных объектов новой техники в связи со сложившимися в отрасли условиями, а также по соображениям необходимости решения социальных и других задач не дает экономического эффекта (прирост прибыли ниже нормативного уровня), решение о целесообразности включения в план таких объектов новой техники принимается Министерством по согласованию с Госпланом СССР и Государственным комитетом СССР по науке и технике.
1.11. При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой техники по:
а) объему производимой с помощью новой техники продукции (работ);
б) качественным параметрам продукции;
в) природным условиям использования техники;
г) уровню потерь нефти и газа в отрасли;
д) фактору времени;
е) специальным факторам производства и использования продукции, включая влияние на окружающую среду.
1.12. Под объемом производимой с помощью новой техники продукции и работ следует понимать: объемы добычи, подготовки, хранения и внутрипластовой транспортировки нефти, газа, воды; подготовки и закачки в пласты воды, воздуха, газа, пара и т.д.; объемы выполняемых ремонтных и других работ.
В расчетах годового экономического эффекта учитываются только те изменения объеме производства, которые являются результатом внедрения мероприятий.
1.13. Экономическое обоснование направления создания и внедрения новых способов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений производится исходя из суммарного экономического эффекта, определенного на основе замыкающих затрат в размере 60 руб./т нефти, согласованных с Государственным комитетом СССР по ценам 11 ноября 1983 года, попутного (нефтяного) и природного газа по оптовым ценам предприятия, совокупных затрат за весь срок их рентабельной разработки и с учетов фактора времени.
1.14. При определении экономической эффективности новой техники, увеличивающей конечное нефтеизвлечение из пластов, объем приведенных затрат в базовом варианте увеличивается на произведение годового прироста добычи нефти в сравниваемом варианте на замыкающие затраты на 1 т прироста добычи нефти, утвержденные в отрасли в установленном порядке.
1.15. Приведение сравниваемых вариантов новой техники в сопоставимый вид по качеству продукции, которое зависит от внедряемой техники (качество первичной подготовки нефти, газа и пластовой воды и др.), производится путем исчисления дополнительных затрат по вариантам, необходимых для обеспечения качества продукции, установленного в ГОСТах и технических условиях.
1.16. Варианты новой техники с различным уровнем потерь нефти и газа в отрасли производятся в сопоставимый вид путем добавления затрат на безвозвратные потери в вариантах с более низким уровнем использования нефти и газа до равновеликого уровня других сравниваемых вариантов. Оценка безвозвратных потерь нефти производится по замыкающим затратам 60 руб. на 1 т нефти, а попутного (нефтяного) и природного газа - по оптовым ценам предприятия.
1.17. При расчетах годового экономического эффекта и сравнении вариантов новой техники учитывается фактор времени в тех случаях, когда капитальные вложения осуществляются в течение ряда лет, а также когда текущие издержки и результаты производства, вследствие изменений режима работы объекта новой техники, существенно меняются по годам эксплуатации.
Учет фактора времени осуществляется путем приведения к одному моменту времени (началу расчетного года) единовременных и текущих затрат на создание и внедрение новой и базовой техники и результатов их применения. Такое приведение осуществляется с помощью коэффициента приведения, исчисляемого по формуле:
, (3)где: 
- коэффициент приведения;
- коэффициент приведения;
- норматив приведения (Приложение 1);t - число лет, отделяющих затраты и результаты данного года от начала расчетного года.
Затраты и результаты, осуществляемые и получаемые до начала расчетного года, умножаются на коэффициент приведения 
, а после начала расчетного года делятся на этот коэффициент.
, а после начала расчетного года делятся на этот коэффициент.Приведение разновременных затрат и результатов производства проводится на стадии выбора направлений создания и внедрения новой техники. Расчет годового фактического экономического эффекта осуществляется без учета фактора времени.
Приведение разновременных затрат и результатов производства используется только в расчетах годового экономического эффекта и не может служить основанием для изменения сметной стоимости объектов новой техники и других плановых показателей.
1.18. Выбор базы сравнения при определении годового экономического эффекта новой техники производится в зависимости от этапов и назначения осуществляемых расчетов, а также специфики проявления инженерного эффекта от ее использования в разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.
На этапе формирования планов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в процессе выбора оптимального варианта новой техники и принятия решения о ее создании - за базу сравнения принимаются технико-экономические показатели лучшей техники, спроектированной или имеющейся в СССР (либо лучшей зарубежной техники, которая может быть закуплена в необходимом количестве или разработана в СССР на основе приобретения лицензий). При этом в качестве базовой принимается та из указанной техники, приведенные затраты по которой в расчете на единицу продукции (работы), производимой с помощью этой техники, являются наименьшими <х>.
--------------------------------
<х> Для создаваемых новых средств труда долговременного применения получаемый потребителем экономический эффект, рассчитанный в соответствии с формулой (8) настоящих Методических указаний за весь срок службы, является по отношению к расчетному году величиной потенциальной.
В процессе выбора оптимального варианта новых технологий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин и принятия решения об их создании за базу сравнения принимаются проектные (расчетные) технико-экономические показатели добычи нефти с использованием заменяемой технологии. Расчетные (проектные) технико-экономические показатели определяются в соответствии с отраслевыми методическими руководствами, утвержденными в установленном порядке.
На этапе формирования отраслевых планов развития науки и техники и планов по внедрению новой техники и передовой технологии предприятий и объединений за базу сравнения принимается лучшая по технико-экономическим показателям из освоенной в производстве техники, взамен которой предусматривается освоение новой, более эффективной техники.
На этапе производства и применения новой техники в соответствии с планами внедрения новой техники и передовой технологии предприятий и объединений отрасли при определении планового (гарантированного) и фактического годового экономического эффекта в расчетном году за базу сравнения принимаются:
- при производстве и внедрении новой техники на предприятии взамен аналогичной по назначению техники - технико-экономические показатели техники, заменяемой на данном предприятии;
- при производстве и внедрении новой техники на предприятии, ранее не производившем (не внедрявшем) аналогичную технику, - технико-экономические показатели техники, производимой и используемой на другом предприятии Миннефтепрома. Если аналогичная по назначению техника производится или используется на нескольких предприятиях Миннефтепрома, за базу сравнения принимаются лучшие технико-экономические показатели ее производства и эксплуатации на предприятиях, объединениях Миннефтепрома. Правильность выбора базы сравнения в этом случае должна быть подтверждена соответствующим управлением Миннефтепрома;
- при производстве новой техники на предприятиях и в объединениях отрасли впервые - технико-экономические показатели лучшей из имеющейся в стране техники, аналогичной по назначению. Правильность выбора базы сравнения должна быть подтверждена Министерством, ведомством, ответственным за производство данного вида техники, в 2-х месячный срок по получении задания;
- при внедрении новой технологии разработки нефтяного месторождения - расчетные (проектные) технико-экономические показатели его разработки с использованием заменяемой технологии;
- при внедрении новой технологии на нефтяных месторождениях, разработка которых известными методами невозможна, - замыкающие затраты на 1 т прироста добычи нефти;
- при внедрении новой технологии воздействия на призабойную зону скважины - расчетные технико-экономические показатели, определяемые на основе входных дебитов скважин.
В системе ценообразования за базу сравнения принимаются показатели лучшей техники.
1.19. При определении экономической эффективности учитывается только тот прирост продукции, который непосредственно получен за счет внедрения конкретного мероприятия.
Прирост добычи нефти, определяемый в соответствии с действующими отраслевыми Методическими указаниями, учитывается в расчетах экономической эффективности внедрения следующих видов новой техники:
а) технологии разработки нефтяных месторождений;
б) технологические процессы воздействия на нефтяные пласты;
в) технологические процессы воздействия на призабойную зону нефтяных скважин;
г) технологические процессы вторичного освоения скважин.
1.20. Расчетная добыча нефти и газа без проведения мероприятий по внедрению новой техники (базовая) определяется в соответствии с действующими в отрасли руководящими документами по формуле:
, (4)где: 
- расчетная добыча нефти и газа без проведения мероприятия, т;
- расчетная добыча нефти и газа без проведения мероприятия, т;
- добыча нефти и газа с проведением мероприятий, т;
- дополнительная добыча нефти и газа от мероприятия, т.1.21. В экономических обоснованиях и расчетах эффективности новой техники, кроме стоимостных, используются также натуральные показатели (прирост добычи нефти и газа, увеличение приемистости нагнетательных скважин, удельный расход электроэнергии, реагентов и других материалов, сокращение численности работников, увеличение межремонтного периода работы оборудования, сокращение потерь нефти и газа, качество подготовки нефти, газа и пластовой воды и другие).
2.1. Расчет годового экономического эффекта от применения новых технологических процессов, оборудования, механизации и автоматизации производства, обеспечивающих экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, производится по формуле:
где: Э - годовой экономический эффект, руб.;
и 
- приведенные затраты не единицу продукции (работы), производимой с помощью базовой и новой техники, определяемые по формуле (1), руб.;
- годовой объем производства продукции (работы) с помощью новой техники в натуральных единицах.Формула 5 может иметь вид:
где: 
и 
- себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, руб.;
и - себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, руб.;
и 
- удельные капитальные вложения, необходимые для использования техники по вариантам, руб.;
- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
- годовой объем производства продукции (работ) в расчетном году с помощью новой техники в натуральных единицах.В тех случаях, когда внедрение новой техники требует дополнительных капитальных затрат, обеспечивая при этом равный объем производства по сравнению с базовым вариантом, расчет годового экономического эффекта может быть произведен по формуле:
где: 
- дополнительные капитальные вложения, необходимые для использования новой техники, руб.
- дополнительные капитальные вложения, необходимые для использования новой техники, руб.2.2. Расчет годового экономического эффекта от разработки и производства новых средств труда долговременного применения (машины, оборудование, приборы и т.п.) с улучшенными качественными характеристиками (производительность, долговечность, издержки эксплуатации и т.д.) производится разработчиками только на стадии ТЭО создания и производства этих средств по формуле <х>:
где: 
и 
- приведенные затраты единицы соответственно базового и нового средства труда, определяемые по формуле (1), руб.;
и - приведенные затраты единицы соответственно базового и нового средства труда, определяемые по формуле (1), руб.;
- коэффициент учета роста производительности единицы нового средства труда по сравнению с базовым;
и 
- годовые объемы продукции (работы), производимые при использовании единицы соответственно базового и нового средства труда, в натуральных единицах;
- коэффициент учета изменения срока службы нового средства труда по сравнению с базовым;
и 
- доля отчислений от балансовой стоимости на полное восстановление (реновацию) базового и нового средства труда. Рассчитываются, как величины, обратные срокам службы средств труда, определяемые с учетом их морального износа. Они могут быть приняты по данным Приложения 2;
- нормативный коэффициент эффективности (0,15);
- экономия потребителя на текущих издержках эксплуатации и отчислениях от сопутствующих капитальных вложений за весь срок службы нового средства труда, руб.;
и 
- сопутствующие капитальные вложения потребителя (капитальные вложения без учета стоимости рассматриваемых средств труда) <хх> при использовании базового и нового средства труда в расчете на годовой объем продукции (работы), производимой с помощью нового средства труда, руб.;
и 
- годовые эксплуатационные издержки потребителя при использовании им базового и нового средства труда в расчете на объем продукции (работы), производимой с помощью нового средства труда, руб. В этих издержках учитывается не полная сумма, а только часть амортизации, предназначенная на капитальный ремонт средств труда, т.е. без учета средств на их реновацию, а также амортизационные отчисления по соответствующим капитальным вложениям потребителя;
- годовой объем производства новых средств труда в расчетном году в натуральных единицах.--------------------------------
<х> К производству новых средств труда долговременного применения не относятся работы, связанные с изменением параметров оборудования в процессе его эксплуатации. Если изменение параметров оборудования производится в процессе его использования, то годовой экономический эффект определяется по формуле (6).
<хх> К сопутствующим относятся капитальные вложения потребителя, объем которых изменяется при внедрении новой техники (без учета стоимости рассматриваемых средств труда).
Для создаваемых новых средств труда долговременного применения получаемый потребителями экономический эффект является по отношению к расчетному году величиной потенциальной. Ввиду этого расчет годового экономического эффекта по данной формуле определяется разработчиком (производителем) только на стадии создания и производства новых средств труда долговременного пользования.
Годовой экономический эффект от внедрения этих средств труда определяется внедряющими предприятиями и объединениями по формулам 6 или 7.
2.3. Расчет годового экономического эффекта от применения новых технологических процессов разработки нефтяных месторождений, обеспечивающих увеличение конечного коэффициента извлечения нефти и сокращения безвозвратных потерь нефти, производится по формуле <х>:
где: 
и 
- приведенные затраты на добычу 1 т нефти соответственно без применения и с использованием новой техники, руб./т;
и - приведенные затраты на добычу 1 т нефти соответственно без применения и с использованием новой техники, руб./т;
и 
- годовая добыча нефти соответственно без применения и с использованием новой техники, т;
- годовая добыча нефти за счет применения новой техники, т 
;Н - замыкающие затраты на 1 т прироста добычи нефти, руб.
--------------------------------
Для расчета годового экономического эффекта от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение конечного коэффициента извлечения нефти на действующих промыслах, может быть использована формула:
где: 
- дополнительные капитальные вложения, руб.
- дополнительные капитальные вложения, руб.При относительно небольших масштабах внедрения новой технологии (опытные участки, группы скважин и др.), обеспечивающей увеличение конечного коэффициента извлечения нефти, расчет годового экономического эффекта может производиться по формуле:
где: 
- дополнительные текущие расходы, связанные с внедрением новой технологии, руб.
- дополнительные текущие расходы, связанные с внедрением новой технологии, руб.Дополнительные текущие расходы определяются по следующей формуле:
где: 
- амортизация стоимости дополнительного оборудования, связанного с внедрением новой технологии, руб.;
- амортизация стоимости дополнительного оборудования, связанного с внедрением новой технологии, руб.;
- дополнительные текущие расходы по обслуживанию новых технологических процессов и оборудования, руб.;
- отчисления на геолого-разведочные работы, руб.;
- условно-переменные расходы не добычу нефти, руб.Для определения годового экономического эффекта от применения новой технологии на нефтяных месторождениях, разработка которых известными методами невозможна, используется формула:
где: З' - приведенные затраты на добычу нефти в условиях применения новой технологии.
2.4. Годовой экономический эффект от использования новых технологических процессов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин, оптимизации применяемых способов эксплуатации скважин с применением ЭВМ (выбор оптимальных режимов работы скважин, перевод с одного способа эксплуатации на др.), комплексной автоматизации, предприятий по добыче нефти и газа, обеспечивающих прирост текущей добычи нефти, определяется по формуле:
где: Н' - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 т прироста текущей добычи нефти. Для двенадцатой пятилетки устанавливается на уровне 30 руб./т.
Расчет годового экономического эффекта по отдельно взятой скважине или группе скважин производится по формуле:
где: 
- дополнительные текущие расходы, связанные с внедрением мероприятия, руб.
- дополнительные текущие расходы, связанные с внедрением мероприятия, руб.Объем дополнительных текущих расходов, связанных с внедрением мероприятия, определяется с учетом статей затрат, указанных в формуле (12).
Годовой экономический эффект от использования новых технологических процессов воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин определяется по формуле:
где: 
, 
- себестоимость закачки воды соответственно при базовой и новой технологии, руб./м3;
, - себестоимость закачки воды соответственно при базовой и новой технологии, руб./м3;
- закачка воды в условиях новой технологии воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин, м3.2.5. Расчет годового экономического эффекта от производства и использования новых или усовершенствованных предметов труда (материалы, сырье, топливо), а также средств труда со сроком службы менее одного года производится разработчиками только на стадии ТЭО создания и производства этих предметов труда по формуле:
где: 
и 
- приведенные затраты единицы соответственно базового и нового предмета труда, руб.;
и - приведенные затраты единицы соответственно базового и нового предмета труда, руб.;
и 
- удельные расходы соответственно базового и нового предмета труда в расчете на единицу продукции (работы), выпускаемой потребителем, в натуральных единицах;
и 
- затраты на единицу продукции (работы), выпускаемой потребителем при использовании базового и нового предметов труда без учета их стоимости, руб.;
и 
- сопутствующие капитальные вложения потребителя при использовании им базового и нового предмета труда в расчете на единицу продукции (работ), производимой с помощью нового предмета труда, руб.;
- годовой объем производства нового предмета труда в расчетном году в натуральных единицах.Значение показателей 
и 
в формулах 8, 17, а также 
и 
в формуле 8 определяется организацией (предприятием)-разработчиком и согласуется с Миннефтепромом или головным предприятием-потребителем.
и в формулах 8, 17, а также и в формуле 8 определяется организацией (предприятием)-разработчиком и согласуется с Миннефтепромом или головным предприятием-потребителем.Расчет годового экономического эффекта по данной формуле производится разработчиком новых или усовершенствованных предметов труда на стадии их разработки и производства.
Потребитель производит расчет годового экономического эффекта от использования этих средств труда по формулам 5, 6, 7.
2.6. Расчет годового экономического эффекта от производства и использования единицы новой техники, применяемой в нескольких сферах потребления, производится по формуле:
, (18)где: 
- годовой экономический эффект от производства и использования единицы новой техники, применяемой в i-ой сфере потребления, руб. База сравнения применяется индивидуально по каждой сфере потребления новой техники;
- годовой экономический эффект от производства и использования единицы новой техники, применяемой в i-ой сфере потребления, руб. База сравнения применяется индивидуально по каждой сфере потребления новой техники;
- часть выпуска новой техники в расчетном году, предназначенная для применения в i-ой сфере потребления, в натуральных единицах;n - количество сфер потребления новой техники.
2.7. Расчеты годового экономического эффекта от производства новой продукции повышенного качества с более высокой ценой для удовлетворения нужд населения, в том числе создаваемой на основе изобретений и рационализаторских предложений, осуществляются исходя из прироста прибыли от реализации единицы указанной новой продукции по сравнению с продукцией аналогичного назначения, удельных дополнительных капитальных вложений с учетом нормативного коэффициента их эффективности и годового объема производства этой продукции. Сравниваемые варианты должны быть сопоставлены по уровню рентабельности.
Расчеты годового экономического эффекта от производства новой продукции, не имеющей базы сравнения (принципиально новой продукции), осуществляются исходя из прибыли от реализации единицы этой продукции, удельных капитальных вложений с учетом нормативного коэффициента их эффективности и годового объема производства принципиально новой продукции. При отнесении продукции к принципиально новой следует руководствоваться критериями новизны, установленными Миннефтепромом по согласованию с Государственным комитетом по науке и технике. Основными критериями принципиальной новизны являются: новое назначение продукции либо принципиально новые для данного вида изделий технические решения <х>.
--------------------------------
<х> Данный метод расчета экономического эффекта не распространяется на спецпродукцию.
2.8. При определении годового экономического эффекта в составе капитальных вложений изготовителей и потребителей техники учитываются как непосредственные капитальные вложения, включающие затраты в соответствии с "Методическими указаниями к составлению плана развития народного хозяйства СССР" (Госплан СССР), так и единовременные затраты, необходимые для создания и использования техники вне зависимости от источников их финансирования:
- затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, включая испытание и доработку опытных образцов (только в варианте новой техники учитываются в 
).
).В случае, если результаты научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектных работ, связанных с созданием новой техники на уровне открытий, дадут возможность в будущем значительно расширить масштабы их применения, то на рассматриваемое мероприятие по новой технике следует относить только часть соответствующих затрат, определяемую экспертным путем:
- затраты на приобретение, доставку, монтаж, демонтаж, техническую подготовку, наладку и освоение производства;
- затраты на пополнение оборотных фондов, связанные с созданием и использованием новой техники;
- стоимость необходимых производственных площадей и других элементов основных фондов, непосредственно связанных с производством новой и базовой техники;
- затраты на технические мероприятия и установки, предотвращающие отрицательные последствия влияния эксплуатации техники на природную среду (предотвращение загрязнения окружающей среды), а также на условия труда (снижение производственного шума, поддержание климатических условий в производственных помещениях, предотвращение травматизма и т.д.);
- убыток (со знаком плюс) или прибыль (со знаком минус) от дополнительной добычи нефти и газа в период освоения новой техники.
Состав капитальных вложений и единовременных затрат, учитываемых при определении экономической эффективности новой техники, приводится в Приложении 4.
2.9. При применении новых технологических процессов, механизации и автоматизации производства, обеспечивающих экономию производственных ресурсов, учитываются затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы.
Затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы при разработке новых технологических процессов определяются в расчетном году по формуле:
где: 
- затраты на НИР, приходящиеся на объем внедрения года, руб.;
- затраты на НИР, приходящиеся на объем внедрения года, руб.;
- затраты на НИР в t-ом году, руб.;
- объем внедрения (добыча нефти, объем работ) в t-ом году;T - срок создания новой техники, лет.
2.10. Если внедрение мероприятия приводит к высвобождению действующих основных фондов, которые могут быть использованы на других участках производства или реализованы другим предприятием, то сумма капитальных вложений на внедрение новой техники уменьшается на величину остаточной (реализуемой) стоимости высвобождаемых основных фондов.
Если внедрение новой техники вызывает ликвидацию действующих основных фондов или неизвестно место их дальнейшего использования, то к затратам на внедрение новой техники добавляется остаточная стоимость ликвидированных основных фондов.
2.11. При внедрении методов повышения конечного нефтеизвлечения имеет место лаг времени между закачкой реагентов (пар, газ, горячая вода, ПАВ, кислоты, щелочи и др.) и получением технологического эффекта в виде увеличения текущей добычи нефти или снижения попутно добываемой воды. При расчете годового экономического эффекта от внедрения таких мероприятий отнесение дополнительных затрат на осуществление процессов воздействия на нефтяные пласты производится в следующем порядке:
а) в проекте (технологической схеме) реализации технологии устанавливается период времени (в годах) от начала закачки реагента до получения технологического эффекта;
б) в этот период единовременные затраты по закачке реагента резервируются на особых бухгалтерских счетах (расходы будущих периодов);
в) по мере получения технологического эффекта зарезервированные единовременные затраты относятся на годовую добычу нефти за счет мероприятия в доле, пропорциональной полученному технологическому эффекту за расчетный период (или весь срок) его проявления, определенный в проекте.
2.12. Расчет эксплуатационных расходов и себестоимости продукции (работ) осуществляется в соответствии с "Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа" (Миннефтепром, М., 1974), "Инструкцией о порядке планирования, финансирования и учета затрат в нефтяной промышленности, производимых за счет фонда повышения нефтеотдачи пластов" (Госплан СССР, Минфин СССР, Госкомцен СССР, Государственный комитет Совета Министров СССР по науке и технике. ЦСУ СССР, М., 1977 г.) и положениями данных Методических указаний.
При внедрении новой техники в подразделениях нефтедобывающих объединений, относящихся к другим отраслям промышленности и народного хозяйства (машиностроение, строительство, транспорт и т.д.), расчет эксплуатационных расходов и себестоимости продукции производится в соответствии с действующими в этих отраслях инструкциями.
2.13. По признаку зависимости от объема производства эксплуатационные затраты подразделяются на условно-переменные и условно-постоянные.
К условно-постоянным относятся расходы, абсолютная величина которых при изменении объема продукции (работ) существенно не изменяется. К ним относятся: амортизационные отчисления, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, цеховые и общепроизводственные расходы, зарплата с отчислениями, и другие.
Условно-переменными считаются расходы, размер которых возрастает или уменьшается пропорционально изменению объема выпуска продукции (работ). К ним относятся: материалы, топливо и энергия, потребляемые на технологические нужды и другие.
В зависимости от особенностей влияния новой техники на объем производства и формирование эксплуатационных затрат отнесение затрат к условно-постоянным или условно-переменным может быть изменено как по статьям калькуляции, так и по видам затрат, входящим в состав комплексных статей калькуляции.
В расчетах снижения себестоимости продукции учитываются только те затраты, которые изменяются в связи с производством и использованием новой техники.
При определении снижения себестоимости продукции по отдельным видам (элементам или статьям) затрат могут быть использованы методы, предложенные в "Инструкции по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа" (пункты 52, 53, 57, 59).
2.14. При определении годового экономического эффекта на этапе научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в процессе выбора наиболее эффективного варианта создания и внедрения новой техники, а также при принятии решения о постановке ее на производство используются проектные, нормативные и плановые показатели.
При определении фактического экономического эффекта новой техники используются данные отчетных калькуляций и сводного учета затрат и производства. Порядок выявления и формирования исходных данных для определения себестоимости продукции и капитальных вложений изложен в примерах расчетов экономической эффективности новой техники (см. Приложение 5).
2.15. Расчеты на всех этапах определения экономической эффективности новой техники выполняются совместно с техническими и планово-экономическими службами и, согласованные с основными потребителями продукции (при производстве новой техники), подписываются руководителями технических и планово-экономических служб и утверждаются руководителями предприятий. Все исходные данные для расчетов эффекта подписываются руководителями соответствующих служб предприятий.
Расчеты годового экономического эффекта, выполняемые для определения размеров фондов экономического стимулирования, утверждаются:
а) в случае выплаты фондов из централизованного фонда - руководителями министерства;
б) в случае выплаты фондов из средств, оставляемых в распоряжении организаций и предприятий, - руководителями этих организаций.
техники в плановых и отчетных показателях предприятий
3.1. Результаты реализации плановых мероприятий по внедрению новой техники отражаются в основных хозрасчетных показателях работы объединения и министерства.
3.2. Для отражения годового экономического эффекта, а также составляющих его элементов и других показателей эффективности новой техники в показателях, нормах и нормативах, применяемых при разработке пятилетних и годовых планов, расчет экономического эффекта ведется на плановые (фактические) объемы использования новой техники в каждом году. Результаты расчетов учитываются в соответствующих показателях планов, а также в балансах трудовых, материальных и финансовых ресурсов.
Таблица 1
новой техники и передовой технологии по объединению
____________________________ за ____ год
NN пп | Наименование предприятия | Ед. изм. | Объем внедрения мероприятий | Добыча нефти и газа за счет мероприятия | Капитальные вложения на внедрение мероприятий, тыс. руб. | Прирост прибыли от проведения мероприятий, тыс. р. | Экономия материально-технических и топливно-энергетич. ресурсов | Относительное уменьшение численности работающих, чел. | Годовой экономический эффект на объем внедрения, т. руб. | |||
Всего, тыс. т | в %% к общему объему | Всего | в т.ч. за счет экономии от снижения с/стоим. | |||||||||
в натуральном выражении | в денежном выражении, тыс. р. | |||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 6 | 7 | 8 | 9 | 11 | 12 | 13 | ||
Мероприятия записываются в порядке, соответствующем уровню программы и плана (государственный, отраслевой, объединения или управления).
Показатели, приведенные в графах 5 - 10, суммируются по графам, определяются итоги по каждому уровню программ и планов.
Генеральный директор производственного объединения
Начальник планово-экономического отдела
Начальник технического отдела
3.3. Если новые средства и предметы труда создаются на одном предприятии, а потребляются на другом, то в планах производства предприятия, их создающего, отражается только экономия (перерасход) от собственного производства, а на предприятии-потребителе только экономия (перерасход) от их использования в годовом разрезе.
3.4. Показатели эффективности новой техники в планах объединений и Министерства учитываются в течение всего периода, в котором новая техника обеспечивает повышение технико-экономических показателей производства или решение социальных и других задач развития отрасли и народного хозяйства (но не более 6 лет).
3.5. В планах (отчетах) предприятий отражаются только такие элементы эффективности (добычи нефти и газа, снижение себестоимости и т.д.), которые выявлены на основе сопоставления плановых (отчетных) натуральных и стоимостных показателей данного предприятия, на котором планируется или осуществляется внедрение новой техники.
Элементы эффективности, выявленные на основе сопоставления показателей данного предприятия с условными показателями (лучших предприятия, среднеотраслевыми данными и т.д.), в планах (отчетах) данного предприятия не отражаются. В планах (отчетах) предприятий не отражаются также экономический эффект и его составные элементы по мероприятиям плана внедрения научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектных организаций, выполняемых этими организациями самостоятельно без участия производственных объединений.
Изменение показателей при внедрении новой техники должно оформляться с учетом времени проведения соответствующих мероприятий в планируемом (текущем) году, т.е. за полный или неполный год работы.
При внедрении новой техники, характеризующемся существенной неодновременностью производства затрат и получения результата, изменение каждого показателя отражается отдельно в плане (отчете) соответствующего года.
3.6. Производственные объединения и Министерство осуществляют свод всех мероприятий по внедрению новой техники, предусмотренных в текущих и перспективных планах, путем расчета суммарных величин годового экономического эффекта, дополнительной добычи нефти и газа, дополнительных капитальных вложений на внедрение новой техники и экономии капитальных вложений от их внедрения, изменения себестоимости продукции, изменения прибыли, условного высвобождения численности работающих и сводного хозрасчетного эффекта.
3.7. Для обобщения результатов эффективности мероприятий новой техники используется таблица 1.
Формирование плановых показателей, входящих в таблицу 1, производится по результатам экономического обоснования отдельных мероприятий по объединениям и Министерству в целом.
Накопление фактических данных осуществляется по мере выполнения мероприятий, входящих в план новой техники, на основе уточненных расчетов экономической эффективности.
Сведения о фактических затратах на внедрение новой техники приводятся на основе данных бухгалтерского учета.
3.8. Относительное увеличение добычи нефти и газа за счет внедрения новой техники определяется по формуле:
, (20)где: 
- удельный вес дополнительной добычи нефти и газа за счет внедрения новой техники в общей добыче, %;
- удельный вес дополнительной добычи нефти и газа за счет внедрения новой техники в общей добыче, %;
- суммарная дополнительная добыча нефти и газа за счет внедрения новой техники, т;
- общая добыча нефти и газа, т.3.9. Увеличение (+) или снижение (-) объема капитальных вложений от внедрения новой техники производится по формуле:
, (21)где: 
- увеличение (+) или снижение (-) объема капитальных вложений от внедрения новой техники, руб.;
- увеличение (+) или снижение (-) объема капитальных вложений от внедрения новой техники, руб.;
- капитальные вложения без внедрения новой техники, руб.;
- капитальные вложения при внедрении новой техники, руб.;
и 
- годовые объемы продукции (работы), производимые при использовании базовой и новой техники, в натуральных единицах.3.10. Окупаемость дополнительных капитальных вложений на внедрение новой техники рассчитывается по формуле:
, (22)где: 
- срок окупаемости дополнительных капитальных вложений, лет;
- срок окупаемости дополнительных капитальных вложений, лет;
- дополнительные капитальные вложения, руб.;
- дополнительная (по сравнению с базовой техникой) прибыль (снижение себестоимости) от реализации годового объема продукции, произведенной при новой технике, руб.3.11. Прирост (+) или уменьшение (-) прибыли от производства новой продукции или продукции, производимой с помощью новой техники, определяется по формуле:
, (23)где: 
- прирост (+) или уменьшение (-) прибыли, руб.;
- прирост (+) или уменьшение (-) прибыли, руб.;
и 
- оптовая цена предприятия (без налога с оборота) и себестоимость производства единицы новой продукции, руб.;
и 
- оптовая цена предприятия (без налоге с оборота) и себестоимость производства единицы заменяемой продукции без применения новой техники, руб.;
и 
- объем производства новой и заменяемой продукции в натуральных единицах.3.12. Снижение (-) или повышение (+) эксплуатационных расходов от внедрения новой техники определяется по формуле:
, (24)где: 
- снижение (-) или повышение (+) эксплуатационных расходов, руб.;
- снижение (-) или повышение (+) эксплуатационных расходов, руб.;
и 
- себестоимость производства единицы продукции без внедрения и при внедрении мероприятий, руб.;
- объем производства продукции (работ) в натуральных единицах.3.13. Условное высвобождение (-) или увеличение (+) численности работников от внедрения новой техники определяется по формуле:
(25)где: 
- условное высвобождение (-) или увеличение (+) численности работников от внедрения новой техники, чел.;
- условное высвобождение (-) или увеличение (+) численности работников от внедрения новой техники, чел.;
и 
- трудоемкость единицы продукции без внедрения и при внедрении новой техники, чел. на единицу продукции;
- стоимость единицы продукции при внедрении новой техники, руб.;
- годовой фонд рабочего времени работника, чел./дн.;
- объем производства продукции при внедрении новой техники, руб.;
и 
- производительность труда без внедрения и при внедрении новой техники, руб./чел.3.14. Сводный хозрасчетный эффект от внедрения новой техники определяется по формуле:
, (26)где: 
- сводный хозрасчетный эффект производства от внедрения новой техники, руб.;
- сводный хозрасчетный эффект производства от внедрения новой техники, руб.;
- прирост прибыли (снижение себестоимости) от внедрения новой техники (результаты, рассчитанные по формулам 16, 17), руб.;
- дополнительные капитальные вложения на внедрение новой техники, руб.;
- нормативный коэффициент эффективности (0,15).3.15. В тех случаях, когда результаты внедрения новой техники оказывают существенное влияние на изменение действовавших в объединении (Министерстве) норм и нормативов, осуществляется их пересмотр.
Порядок разработки и внесения изменений в нормативную базу планов установлен в разделе "Разработка и применение норм расхода и норм производственных запасов материальных ресурсов в промышленности и строительстве" Методических указаний к разработке государственных планов развития народного хозяйства СССР, утвержденных Госпланом СССР.
Изменение натуральных нормативов отражается в нормативной базе соответствующих разделов плана производства и материально-технического снабжения на уровне объединений и Министерства. Изменение стоимостных нормативов отражается в нормативной базе расчетов потребности в материальных ресурсах, оборудования, производственных запасах.
от использования изобретений и рационализаторских
предложений при определении размеров
авторского вознаграждения
4.1. При расчетах фактического экономического эффекта от использования изобретений и рационализаторских предложений капитальные вложения и другие единовременные затраты, а также текущие затраты и результаты производства учитываются без приведения их по фактору времени.
4.2. В качестве базы сравнения при расчетах экономического эффекта изобретений и рационализаторских предложений во все годы их использования принимаются среднегодовые показатели заменяемой техники в году, предшествующем началу использования изобретений или рационализаторских предложений.
Допускается, в случае использования изобретения во многих организациях и предприятиях других министерств и ведомств, определять полный экономический эффект, получаемый при эксплуатации на основании среднего экономического эффекта на единицу продукции, исчисленной по нескольким предприятиям.
В случае невозможности установить максимальное количество продукции, используемой в расчетном году, допускается исчисление экономического эффекта по максимальному годовому выпуску продукции.
4.3. Если изобретение или рационализаторское предложение является основой объекта или его основного элемента <х>, то экономический эффект от изобретения или рационализаторского предложения рассчитывается как эффект данного объекта техники в целом.
--------------------------------
<х> Основные элементы объектов техники определяются Миннефтепромом или по его назначению соответствующей головной организацией.
4.4. В случае, когда изобретение или рационализаторское предложение является элементом объекта техники, обеспечивающим лишь часть эффекта, то экономический эффект от использования изобретения или рационализаторского предложения рассчитывается:
а) при возможности выделения затрат и результатов, связанных непосредственно с использованием изобретения или рационализаторского предложения, - как самостоятельный экономический эффект данного элемента объекта техники;
б) при невозможности выделения затрат и результатов, связанных непосредственно с использованием изобретения или рационализаторского предложения, - как доля экономического эффекта всего объекта техники, определяемая экспертной комиссией. Комиссия назначается руководителем объединения (предприятия) или вышестоящей организацией, выдавшими удостоверение.
4.5. Если объект техники по соображениям необходимости решения социальных, оборонных и других задач не дает экономического эффекта (прирост прибыли ниже нормативного уровня) и при этом невозможно выделение затрат и результатов, связанных непосредственно с использованием изобретения или рационализаторского предложения согласно пункту 4.4а настоящего раздела, то вознаграждение по ним определяется в соответствии с Инструкцией по определению размера вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения, не создающие экономии, утвержденной 15 января 1974 года.
4.6. Определение доли экономического эффекта каждого изобретения и рационализаторского предложения при их совместном использовании в общем экономическом эффекте, получаемом от объекта техники, производится экспертной комиссией, назначаемой руководителем предприятий или вышестоящей организацией.
При этом должен учитываться экономический эффект, получаемый от изобретения или рационализаторского предложения, определяемый согласно пункту 4.4 "а".
4.7. В случае совместного использования в объекте техники нескольких изобретений и других технических или организационно-технических мероприятий наряду с изобретением, являющимся его основой или основным элементом, экономический эффект от объекта техники распределяется между ними в порядке, установленном пунктом 4.6.
4.8. В любом случае сумма экономических эффектов от совместного использования изобретений или (и) рационализаторских предложений не должна превышать экономического эффекта, получаемого от объекта в целом.
4.9. Авторские вознаграждения за изобретения определяются на основе фактического экономического эффекта, а за рационализаторские предложения в начале их использования (при авансовой выплате) - на основе экономического эффекта, рассчитываемого по плановым данным, а по истечении первого и второго <х> года их использования - на основе экономического эффекта, рассчитываемого по фактическим данным.
4.10. Размер авторского вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения определяется на основе экономического эффекта, рассчитанного не годовой объем их использования. Для определения вознаграждения за изобретения экономический эффект рассчитывается в течение первых пяти календарных лет, а по рационализаторским предложениям - в течение первых двух <х> лет с начала их использования.
--------------------------------
<х> В соответствии с п. п. 120 и 122 Положения об открытиях, изобретениях и рационализаторских предложениях.
Если изобретение или рационализаторское предложение используется менее года, то экономический эффект рассчитывается за период фактического их использования.
4.11. Настоящие Методические указания не распространяются на изобретения и рационализаторские предложения, внедренные до 1 января 1974 года.
По изобретениям и рационализаторским предложениям, использование которых началось после 1 января 1974 года, по которым подсчитана экономия и выплачено вознаграждение до утверждения Методики определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений, перерасчет экономической эффективности не производится.
При определении экономической эффективности по изобретениям и рационализаторским предложениям, использование которых началось после 1 января 1974 года, но расчеты экономии по ним не производились, следует руководствоваться настоящими Методическими указаниями.
/рассчитаны по формуле: 
/
/t |  |  |
1 | 1,1000 | 0,9091 |
2 | 1,2100 | 0,8264 |
3 | 1,3310 | 0,7513 |
4 | 1,4641 | 0,6830 |
5 | 1,6105 | 0,6209 |
6 | 1,7716 | 0,5645 |
7 | 1,9487 | 0,5132 |
8 | 2,1436 | 0,4665 |
9 | 2,3579 | 0,4241 |
10 | 2,5937 | 0,3855 |
11 | 2,8531 | 0,3505 |
12 | 3,1384 | 0,3186 |
13 | 3,4522 | 0,2897 |
14 | 3,7975 | 0,2633 |
15 | 4,1772 | 0,2394 |
20 | 6,7274 | 0,1486 |
25 | 10,8346 | 0,0923 |
30 | 17,4492 | 0,0573 |
40 | 45,2587 | 0,0221 |
50 | 117,3895 | 0,0085 |
(рассчитаны по формуле 
,
,где 
- срок службы новой техники)
- срок службы новой техники) , лет | Р |
1,0 | 1,0000 |
2,0 | 0,4762 |
3,0 | 0,3021 |
4,0 | 0,2155 |
5,0 | 0,1638 |
6,0 | 0,1296 |
7,0 | 0,1054 |
8,0 | 0,0874 |
9,0 | 0,0736 |
10,0 | 0,0627 |
11,0 | 0,0540 |
12,0 | 0,0462 |
13,0 | 0,0408 |
14,0 | 0,0357 |
15,0 | 0,0315 |
20,0 | 0,0175 |
25,0 | 0,0102 |
30,0 | 0,0061 |
40,0 | 0,00226 |
50,0 | 0,00086 |
к Приказу по Комитету
от 18/IV-1977 г. N 56
ПЕРЕЧЕНЬ
НОРМАТИВНЫХ АКТОВ, УТРАТИВШИХ СИЛУ
1. Разъяснение от 2 октября 1959 г. N 1 "Об отмене коэффициентов".
2. Разъяснение от 19 августа 1960 г. N 4 "О порядке подсчета экономии по изобретениям и рационализаторским предложениям, направленным на уплотненную загрузку железнодорожных вагонов".
3. Разъяснение от 26 мая 1961 г. N 3 "О порядке применения п. п. 5, 16, 17, 21 и 24 Инструкции по подсчету экономии от внедрения изобретений и рационализаторских предложений".
4. Пункты 1, 2, 3, 4, 5, 6 Разъяснения от 10 июля 1967 г. N 3 (26) "О значении формулы изобретения для установления факта внедрения изобретения и определения создаваемого им положительного эффекта".
5. Разъяснение от 10 июля 1970 г. N 1 (28) "Об определении экономического эффекта от внедрения изобретения на способ".
6. Разъяснение от 2 августа 1971 г. N 2 (30) "О дополнении пункта 6 Инструкции по подсчету экономии от внедрения изобретений и рационализаторских предложений".
ЗАТРАТ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, УЧИТЫВАЕМЫХ
ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НОВОЙ ТЕХНИКИ
Состав затрат | Источники и исходные материалы для расчета затрат | ||
При планировании и проектировании затрат на новую технику | При определении фактического уровня затрат | ||
1. Производственные затраты | |||
1. | Затраты на научно-исследовательские работы | Сметы расходов НИИ, проектных и других организаций - разработчиков новой технологии | Типовые примеры расчетов |
2. | Затраты на проектно-конструкторские работы | ||
3. | Расходы по изготовлению и испытанию опытных образцов оборудования, аппаратуры | ||
4. | Опытно-промышленные работы | ||
2. Прямые непосредственные затраты нефтедобывающей промышленности | |||
5. | Капиталовложения в разведку запасов нефти и газа | Ставки отчислений на геолого-разведочные работы. Нормативы удельных капитальных вложений для проектирования объектов в нефтедобывающей промышленности | Балансовая стоимость объектов и ставки отчислений на геолого-разведочные работы |
6. | Капитальные вложения в разработку и обустройство месторождений | ||
7. | Дополнительные единовременные эксплуатационные расходы предприятий по освоению производства | Экспертная оценка | Сметы затрат предприятий-разработчиков и потребителей новой техники (типовые примеры расчетов) |
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ЗАКАЧКИ ГАЗА ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ <х>
--------------------------------
<х> В примерах технико-экономические показатели являются условными величинами и не могут служить основанием для расчетов эффективности на всех стадиях создания и внедрения новой техники.
1. Краткая аннотация мероприятия
Закачка газа высокого давления производится, как правило, в нефтяные пласты с низкой проницаемостью, когда закачка воды оказывается малоэффективной. Закачка газа высокого давления обеспечивает возобновление фонтанирования скважин, увеличение текущей добычи нефти и конечного нефтеизвлечения из пластов.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимаются расчетные технико-экономические показатели добычи нефти при закачке холодной воды. Определение этих показателей производится в соответствии с действующими документами в отрасли.
Расчет годового экономического эффекта от внедрения данного способа определяется по формуле (9):
.3. Исходные данные и расчет эффективности
Исходные технико-экономические показатели разработки месторождения базового варианта принимаются по данным проекта разработки месторождения, в котором обоснована целесообразность использования закачки газа высокого давления. Объемы фактических капитальных и эксплуатационных затрат подтверждаются данными планово-экономических служб нефтегазодобывающего предприятия, осуществляющего внедрение мероприятия.
Данные об объемах и структуре капитальных вложений в разработку месторождения по вариантам приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Капитальные вложения в разработку месторождения
с применением базовой и новой технологии
NN пп | Показатели | Базовый вариант - закачка воды | Новая технология - газ высокого давления | Источник данных (NN приложений) |
1. | Капитальные вложения, млн. руб. | 150 | 210 | |
2. | Дополнительные капитальные вложения на внедрение новой технологии - всего, млн. руб. | - | 60 | |
- компрессорные станции | - | 8,0 | ||
- установки по закачке сжиженного газа и метанольные установки | - | 4,0 | ||
- газопроводы и распределительные будки | - | 21,0 | ||
- оборудование скважин для закачки газа | 6,0 | |||
- прочие дополнительные капитальные вложения | - | 21,0 | ||
3. | Затраты на НИР, млн. руб. | - | 0,004 |
Исходные технико-экономические показатели по вариантам разработки месторождения представлены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Исходные технико-экономические данные разработки
месторождения при использовании сравниваемых технологий
NN пп | Показатели | Базовый вариант - закачка воды | Новая технология - закачка газа высокого давления | Источник данных (NN приложений) |
1. | Годовая добыча нефти и газа, тыс. т | 10000 | 11000 | |
2. | Дополнительная добыча нефти за счет новой технологии, тыс. т | - | 1000 | |
3. | Годовой объем закачки газа, млн. м3 | - | 667 | |
4. | Эксплуатационные расходы на добычу нефти и газа - всего, тыс. р. | 192700 | 217072 | |
в т.ч. дополнительные эксплуатационные расходы, связанные с внедрением мероприятия, - всего, тыс. р. | - | 24372 | ||
из них: | ||||
- амортизационные отчисления (16%) | - | 60000 x 0,16 = 9600 | ||
- стоимость закачки газа (6 р./1000 м3 газа) | - | 667 x 6 = 4002 | ||
- переменные затраты на дополнительную добычу нефти (10,77 р./т нефти) | - | 1000 x 10,77 = 10770 | ||
5. | Себестоимость добычи нефти, р./т | 19,27 | 19,73 | |
6. | Удельные капитальные вложения, р./т нефти и газа | 15,0 | 19,09 | |
7. | Приведенные затраты, р./т нефти и газа | 21,52 | 22,59 |
Годовой экономический эффект от внедрения мероприятия составит:
Э = 21,52 x 10000 + 60 x 1000 - 22,59 x 11000 =
= 26710 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - закачка газа высокого давления - 667 млн. м3.
2. Добыча нефти за счет метода - 1000 тыс. т.
3. Валовая продукция - 23 x 1000 = 23000 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 60 млн. р.
5. Снижение (-), увеличение (+) себестоимости добычи нефти <х>:
--------------------------------
<х> В случаях, когда часть дополнительных эксплуатационных расходов, связанных в внедрением мероприятия, возмещается за счет средств фонда повышения нефтеотдачи пластов (ФПНП) или средств капитального ремонта, изменение себестоимости добычи нефти, прибыли и сводный хозрасчетный эффект рассчитываются от использования таких видов новой техники с учетом этого возмещения.
6. Прирост прибыли:
7. Сводный хозрасчетный эффект
8. Удельный экономический эффект
26710 : 1000 = 26,71 руб./т.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
СПОСОБА РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ОТРЕЗАНИЕМ
ПОДГАЗОВОЙ ЗОНЫ ДВУМЯ БАРЬЕРАМИ
1. Краткая аннотация способа разработки
Внедряемый способ разработки нефтегазовых залежей заключается в том, что ряд отрезающих нагнетательных скважин располагается вдоль внешнего контура газоносности, что позволяет разобщить нефтяную часть от газонефтяной. Нефтяная часть залежи разрабатывается самостоятельно рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин. Следующий ряд отрезающих нагнетательных скважин располагается несколько ниже внутреннего контура газоносности, что обеспечивает разобщение подгазовой зоны залежи от газонасыщенной. Отрезанная таким образом подгазовая зона, содержащая нефть и свободный газ, разрабатывается самостоятельно одним или несколькими рядами эксплуатационных скважин. При этом не исключается возможность дополнительного внутриконтурного заводнения. Способ разработки позволяет предотвратить прорывы свободного газа в добывающие скважины и увеличить текущую добычу нефти и конечное нефтеизвлечение.
2. База сравнения и метод расчета
экономической эффективности
Оцениваемый способ разработки сопоставляется по технико-экономическим показателям с базовым вариантом, в качестве которого принят вариант разработки с применением способа барьерного заводнения.
Поскольку данный метод увеличивает конечный коэффициент извлечения нефти из пластов, расчет экономического эффекта производится по формуле (9): 
.
.3. Исходные данные и расчет экономического эффекта
Исходные данные и расчет экономического эффекта от внедрения способа разработки нефтегазовых залежей характеризуются следующими технико-экономическими показателями (таблица 2.1):
Таблица 2.1
Исходные данные и расчет показателей
эффективности внедрения мероприятия
NN пп | Показатели | Базовый вариант барьерного заводнения | Вариант с двойным барьером | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча нефти, тыс. т | 24800 | 25000 | |
в том числе за счет метода | 200 | |||
2. | Дополнительная закачка воды, тыс. м3 | - | 3000 | |
3. | Дополнительные эксплуатационные расходы на внедрение мероприятия - всего, тыс. р. | - | 1788 | |
в том числе: | ||||
- расходы по сбору и транспорту нефти | - | 0,89 x 200 = 178,0 | ||
- расходы на подготовку нефти | - | 0,25 x 200 = 50,0 | ||
- затраты по дополнительной закачке воды | - | 0,30 x 3000 = 900 | ||
- отчисления на ГРР | - | 3,30 x 200 = 660 | ||
4. | Эксплуатационные затраты на валовую добычу нефти, тыс. р. | 307500 - 1788 = 305712 | 307600 | |
5. | Себестоимость валовой добычи нефти, р./т | 12,33 | 12,30 | |
6. | Среднегодовые основные фонды, тыс. р. | 971254 | 971254 | |
7. | Удельные капитальные вложения (фондоемкость), р./т | 39,16 | 38,85 | |
8. | Приведенные затраты, р./т | 18,20 | 18,13 |
Источниками получения исходных данных являются отчет о производстве, калькуляция себестоимости добычи нефти, отчет о наличии и движении основных фондов и т.д. Перечисленные документы или выписки из них, заверенные руководством предприятия в установленном порядке, составляют вместе с актом внедрения мероприятия неотъемлемую часть расчета экономического эффекта.
Годовой экономический эффект от внедрения способа разработки нефтегазовой залежи составит следующую величину:
Э = 18,20 x 24800 + 60 x 200 - 18,13 x 25000 = 10110 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 200 тыс. т нефти.
2. Валовая продукция - 23 x 200 = 4600 тыс. р.
3. Дополнительные капитальные вложения - нет.
4. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти -
5. Прирост прибыли
6. Удельный экономический эффект:
10110 : 200 = 50,55 р./т.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
МЕТОДА ЗАКАЧКИ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ В НЕФТИ ПАРАФИНА
1. Краткая аннотация мероприятия
Метод внутриконтурного нагнетания горячей воды на месторождениях, содержащих высокопарафинистые нефти, обеспечивает благоприятный термогидродинамический режим при вытеснении нефти из неоднородных пластов, не допускает выпадение парафина из нефти в пластовых условиях и проявления вязкопластических свойств нефти, повышает текущую добычу нефти и конечное нефтеизвлечение из пласта.
Технологической основой расчетов по определению дополнительной добычи нефти являются фактические данные по добыче нефти на месторождении при закачке горячей и холодной воды. Расчет технологических показателей производится по утвержденной в установленном порядке методике.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
В качестве базы сравнения для определения эффективности метода закачки горячей воды принимаются технико-экономические показатели, рассчитанные для условий закачки холодной воды.
Расчет годового экономического эффекта производится по формуле (9):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Согласно акту внедрения технологические показатели разработки месторождения с закачкой горячей воды и с закачкой холодной воды характеризуются данными, приведенными в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Технологические показатели внедрения месторождения
NN пп | Показатель | Базовый вариант - закачка холодной воды | Вариант закачки горячей воды | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча жидкости по НГДУ - всего, тыс. т | 23001,8 | 25748,8 | |
в том числе за счет новой технологии | - | 2747 | ||
2. | Добыча нефти по НГДУ - всего, тыс. т | 8822,15 | 9853,55 | |
в том числе за счет новой технологии | - | 1031,4 | ||
3. | Закачка воды, тыс. м3 | 56541,0 | 56541,0 |
Дополнительные капитальные вложения (основные фонды), связанные с созданием объектов и сооружений по подготовке воды, составляют 28050 тыс. р.
Дополнительные текущие расходы по подогреву воды составляют 6273,6 тыс. р.
В соответствии с технологическими показателями внедрения закачки горячей воды на месторождении и калькуляцией себестоимости добычи нефти в таблице 3.2 приведен расчет эксплуатационных затрат и себестоимости добычи нефти по базовому варианту - при закачке холодной воды. Дополнительные текущие расходы по добыче нефти за счет закачки горячей воды составили 12111,4 тыс. р. С учетом этого себестоимость добычи нефти по базовому варианту составила 19,17 руб./т.
Таблица 3.2
Расчет эксплуатационных затрат и себестоимости
добычи нефти по базовому варианту
NN пп | Показатели | Базовый вариант - закачка холодной воды (тыс. р.) | Новая технология - закачка горячей воды (тыс. р.) | Исходные данные (NN приложений) |
1. | Расходы на энергию по извлечению нефти | 12217 - 1,24 x 1031,4 = 10938 | 12217 | |
2. | Расходы по искусственному воздействию на пласт | 40071 - 6273,6 = 33797,4 | 40071 | |
3. | Основная зарплата производственных рабочих | 1160 | 1160 | |
4. | Дополнительная зарплата производственных рабочих | 90 | 90 | |
5. | Отчисления на соцстрахование | 209 | 209 | |
6. | Амортизация скважин | 22385 | 22385 | |
7. | Расходы по сбору и транспорту нефти и газа | 4261 - 0,43 x 1031,4 = 3817,5 | 4261 | |
8. | Расходы по технологической подготовке нефти | 6800 - 0,69 x 1031,4 = 6088,3 | 6800 | |
9. | Расходы на подготовку и освоение производства | 1639 | 1639 | |
10. | Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования | 26741 | 26741 | |
11. | Цеховые расходы | 6729 | 6729 | |
12. | Общепроизводственные расходы (расходы на ГРР) | 32517 - 3,30 x 1031,4 = 29113,4 | 32517 | |
Итого затрат | 169112,6 | 181230 | ||
Себестоимость добычи нефти, руб./т | 19,17 | 18,39 | ||
Справочно: Дополнительные затраты на добычу нефти за счет метода, тыс. р. | - | 12117,4 |
В таблице 3.3 приведен расчет приведенных затрат на добычу нефти по месторождению при закачке горячей и холодной воды.
Таблица 3.3
Расчет приведенных затрат
по вариантам разработки месторождения
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча нефти, тыс. т | 8822,15 | 9853,55 | |
в том числе за счет новой технологии | 1031,4 | |||
2. | Среднегодовые основные фонды, тыс. р. | 624280 | 652339,0 | |
в том числе основные фонды по подогреву воды | - | 28050 | ||
3. | Фондоемкость добычи нефти, руб./т | 70,76 | 66,20 | |
4. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 19,17 | 18,39 | |
5. | Приведенные затраты на добычу нефти, руб./т | 29,78 | 28,32 |
Годовой экономический эффект от закачки горячей воды на месторождении составит:
Э = 29,78 x 8822,15 + 60 x 1031,4 - 28,32 x 9853,55 =
= 45555,09.
С учетом затрат на НИР экономический эффект составит:
Э = 40398,07 - 0,15 x 220,7 = 40364,97 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - закачка горячей воды - 56541,0 тыс. м3.
2. Добыча нефти за счет закачки горячей воды - 1031,4 тыс. т.
3. Валовая продукция: 34 x 1031,4 = 35067,6 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 28050,0 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
6. Прирост прибыли:
7. Удельный экономический эффект: 45555,09 : 1031,4 = 44,17 руб./т.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ КОНЕЧНОГО НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ
ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН ДЕВОНСКОГО ГОРИЗОНТА ПУТЕМ
СОЗДАНИЯ ОТОРОЧЕК ОТХОДОВ СЕРНОЙ КИСЛОТЫ
1. Краткая аннотация мероприятия
Разработка водонефтяных зон пластов обычно характеризуется низкими технико-экономическими показателями из-за большого количества попутно добываемой воды и незначительных значений как текущей добычи нефти, так и конечного нефтеизвлечения. Это объясняется тем, что закачиваемая для поддержания пластового давления вода движется, в основном, по водонасыщенной части пласта, фильтрационное сопротивление которой в несколько раз меньше по сравнению с нефтенасыщенной частью. Для улучшения выработки водонасыщенных зон необходимо увеличить фильтрационное сопротивление водонасыщенной части пласта. Это достигается закачкой в нагнетательные скважины оторочки отходов серной кислоты, дающей нерастворимый осадок при смешении с пластовой водой.
Осуществление технологического процесса происходит при неизменных уровнях отбора жидкости и закачки воды по разрабатываемому объекту.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения для определения экономического эффекта от внедрения данной технологии принимаются технико-экономические показатели разработки объекта с закачкой воды без изменения системы его обустройства.
Годовой экономический эффект от использования метода определяется по формуле (11):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Внедрение технологического процесса требует создания базы хранения и приобретения специального оборудования для хранения, перевозки и закачки в скважины отходов серной кислоты. Структура и объем капитальных вложений в строительство базы и приобретение агрегатов приведены в таблице 4.1. Исходные данные о капитальных затратах формируются по данным бухгалтерского учета и являются неотъемлемой частью расчета эффекта.
Таблица 4.1
NN пп | Наименование оборудования | Производительность, тыс. т серной кислоты в год | Срок службы, лет | Сметная стоимость тыс. р. | Источник данных (NN приложений) |
1. | Кислотная база | 25 | 10 | 119,0 | |
2. | Агрегат 4 АП-70 | 8 | 1 | 28,6 | |
3. | Автоцистерна ЦР-20 | 2 | 1 | 22,0 | |
4. | Агрегат БМ-700 | 25 | 3 | 14,6 | |
5. | Булиты | 12,5 | 3 | 3,4 | |
Итого: | 187,6 |
Затраты на НИР по разработке технологии создания оторочки из отходов серной кислоты составили 213 тыс. р. Согласно планам использования данной технологии за три года будет закачено 15 тыс. т отходов серной кислоты. Экспертным путем определяем долю затрат на НИР, приходящуюся на объем внедрения первого года:
213 : 15 x 4 = 56,8 тыс. р.
Дополнительные эксплуатационные затраты по закачке отходов серной кислоты определяются на основе расшифровок затрат соответствующих статей калькуляции себестоимости добычи нефти и газа и других данных первичного бухгалтерского учета. Показатели удельных затрат на закачку отходов серной кислоты приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2
NN пп | Статьи затрат | Удельные затраты на закачку серной кислоты, тыс. р./т |
1. | Материалы | 2,42 |
в т.ч. стоимость серной кислоты | 2,14 | |
2. | Зарплата с отчислениями | 1,99 |
3. | Амортизация основных фондов | 0,21 |
4. | Транспортные расходы | 14,32 |
5. | Услуги со стороны | 1,67 |
6. | Условные расходы | 1,00 |
7. | Общепроизводственные расходы | 2,73 |
8. | Прочие расходы | 2,64 |
9. | Накладные расходы | 0,83 |
10. | Плановые накопления | 1,07 |
Итого: | 28,88 |
В таблице 4.3 приведены по данным акта внедрения разработки объемы внедрения, добыча нефти за счет метода, дополнительные капитальные и текущие затраты, необходимые для расчета годового экономического эффекта.
Таблица 4.3
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Создание оторочки серной кислоты | Источник данных (NN приложений) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1. | Объем внедрения - закачка серной кислоты - всего, тыс. т | - | 3,0 | |
в том числе: закачка прошлых лет | - | 1,0 | ||
2. | Добыча нефти - всего, тыс. т | 2278 | 2286 | |
в той числе за счет метода | - | 8,0 | ||
3. | Добыча жидкости, тыс. т | 7879 | 7879 | |
4. | Закачка воды, тыс. т | 9061 | 9061 | |
5. | Дополнительные эксплуатационные затраты - всего, тыс. р. <х> | - | 141,92 | |
в т.ч. - затраты по закачке серной кислоты | - | 28,88 x 4 = 115,52 | ||
- затраты на ГРР | - | 3,3 x 8,0 = 26,4 | ||
6. | Эксплуатационные затраты - всего, тыс. р. | 23678,20 | 23820,12 | |
7. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 10,394 | 10,42 | |
8. | Затраты на НИР, тыс. р. | - | 56,8 |
--------------------------------
<х> Условно-переменные затраты не относятся на добычу нефти за счет метода, поскольку отбор жидкости и закачка воды по вариантам сохраняются одинаковыми.
Годовой экономический эффект от внедрения технологии повышения конечного нефтеизвлечения водонефтяных зон девонских горизонтов путем создания оторочек серной кислоты составит:
Э = 60 x 8,0 - 141,92 - 0,15 x (187,6 + 56,8) =
= 301,42 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - закачка 4 тыс. т отходов серной кислоты.
2. Добыча нефти за счет метода - 8 тыс. т.
3. Валовая продукция - 23 x 8 = 184 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 187,6 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти:
6. Прирост прибыли:
7. Сводный хозрасчетный эффект:
8. Удельный экономический эффект:
301,42 : 8 = 37,68 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ ДОРАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ТЕПЛОВОЙ
ОТОРОЧКОЙ ПРИ ВНУТРИПЛАСТОВОМ ГОРЕНИИ
1. Краткая аннотация мероприятия
На истощенных разработкой нефтяных месторождениях вследствие достижения высокой обводненности продукции скважин добыча нефти оказывается нерентабельной. Вместе с тем на таких залежах остается неизвлеченной от 40 до 65% нефти от начальных балансовых запасов. Технология доразработки залежей нефти тепловой оторочкой при внутрипластовом горении обеспечивает дальнейшее повышение конечного коэффициента извлечения нефти по сравнению с технологией поддержания пластового давления за счет закачки холодной воды. Внедрение технологии требует дополнительных капитальных вложений на бурение специальных скважин, обустройство месторождения для закачки воздуха и нефти.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Технология доразработки залежей нефти тепловой оторочкой при внутрипластовом горении обеспечивает повышение конечного нефтеизвлечения. За базу сравнения для определения экономического эффекта от внедрения данной технологии принимаются технико-экономические показатели разработки объекта при обычном заводнении пласта. Годовой экономический эффект от использования технологии определяется по формуле (11):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
В соответствии с актом внедрения разработки технологические показатели использования новой технологии характеризуются данными, приведенными в таблице 5.1.
Таблица 5.1
Технологические показатели разработки
залежи по сравниваемым вариантам
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча нефти - всего, тыс. т | 2468,4 | 2475 | |
в том числе добыча нефти за счет метода | - | 6,6 | ||
2. | Добыча жидкости, тыс. т | 11235,6 | 11250 | |
в том числе за счет метода | - | 14,4 | ||
3. | Объем внедрения: | |||
- дополнительная закачка воды, тыс. м3 | - | 10,2 | ||
- закачка воздуха, млн. м3 | - | 13,3 | ||
- закачка нефти, тыс. т | - | 0,6 |
Дополнительные капитальные вложения, связанные с внедрением новой технологии, определены по данным первичного бухгалтерского учета. Объем и структура капитальных вложений приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2
Объем и структура дополнительных капитальных вложений
NN пп | Показатели | Сумма, тыс. р. |
1. | Дополнительные капитальные вложения (основные фонды) - всего, тыс. р. | 351,7 |
в том числе: | ||
- скважины зажигательные | 185,8 | |
- водоводы и воздухопроводы | 7,8 | |
- ОВГ - 3 | 113,6 | |
- оборудование прочее | 33,0 | |
- насос для закачки нефти | 9,2 | |
2. | Затраты на НИР (450 : 15) <х> | 30,0 |
--------------------------------
<х> Общие затраты на НИР составили 450 тыс. р. Планом внедрения разработки предусмотрен ввод в течение 2 лет 15 участков залежи. Следовательно, доля затрат на объем первого года внедрения (1 участок) составит 450 : 15 = 30 тыс. р.
Дополнительные эксплуатационные затраты, обусловленные добычей нефти за счет новой технологии, определены по данным расшифровок затрат, калькуляции себестоимости добычи нефти и газа и других первичных бухгалтерских документов. Нормативы эксплуатационных затрат и расчет показателей эффективности новой технологии приведены в таблицах 5.3 и 5.4.
Таблица 5.3
Удельные затраты на добычу нефти
NN пп | Показатели | Норматив | Источник данных (NN приложений) |
1. | Компримирование воздуха, руб./1000 м3 | 9,33 | |
2. | Закачка нефти, руб./т | 0,23 | |
3. | Закачка воды, руб./м3 | 0,23 | |
4. | Затраты на подъем жидкости, руб./т | 0,28 | |
5. | Затраты на сбор и транспорт жидкости, руб./т | 0,05 | |
6. | Затраты на деэмульсацию жидкости, руб./т | 0,21 | |
7. | Амортизация скважин, % | 9,2 | |
8. | Амортизация прочего оборудования, % | 11,0 | |
9. | Отчисления на ГРР, руб./т | 3,30 |
Таблица 5.4
по вариантам разработки залежи
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология |
1. | Дополнительные эксплуатационные затраты на добычу нефти за счет метода - всего, тыс. р. | - | 193,710 |
в том числе: | |||
- компримирование воздуха | - | 9,33 x 13,3 = 124,089 | |
- закачка нефти | - | (10,45 + 0,23) x 0,6 = 6,408 | |
- закачка воды | - | 0,23 x 10,2 = 2,346 | |
- сбор и транспорт жидкости | - | 0,05 x 14,4 = 0,720 | |
- деэмульсация жидкости | - | 0,21 x 14,4 = 3,024 | |
- амортизация скважин | - | 185,8 x 0,092 = 17,094 | |
- амортизация прочего оборудования | - | 165,9 x 0,11 = 18,249 | |
- отчисления на ГРР | - | 3,30 x 6,6 = 21,780 | |
2. | Эксплуатационные затраты - всего, тыс. р. | 25670,040 | 25863,750 |
3. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 10,400 | 10,45 |
Годовой экономический эффект от внедрения технологии доразработки залежей нефти тепловой оторочкой при внутрипластовом горении составит:
Э = 60 x 6,6 - 187,440 - 0,15 (351,7 + 30) = 151,305 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - закачка 13,3 тыс. м3 воздуха.
2. Добыча нефти за счет метода - 6,6 тыс. т.
3. Валовая продукция - 23 x 6,6 = 151,8 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 351,7 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
6. Прирост прибыли:
7. Сводный хозрасчетный эффект:
8. Удельный экономический эффект:
151,305 : 6,6 = 22,925 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ
РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТЬЮ
ЧЕРЕДУЮЩЕЙСЯ ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ, НЕФТИ И СЕРНОЙ КИСЛОТЫ
1. Краткая аннотация технологии
Оторочка воды, обладая высокой подвижностью по сравнению с пластовой нефтью, вытесняет ее прежде всего из высокопроницаемых зон и каналов, создавая вязкообразное заводнение пласта. Следующая за оторочкой воды закачиваемая высоковязкая нефть блокирует эти каналы, увеличивая охват пласта заводнением. Оторочка концентрированной серной кислоты, движущаяся за оторочкой высоковязкой нефти, направляется в менее проницаемые каналы, ослабляя тем силы поверхностного натяжения, вытесняет нефть из микропор и тем самым расширяет фронт вытеснения нефти, увеличивая таким образом конечный коэффициент извлечения нефти из пласта.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Технология разработки терригенных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью, направлена на повышение конечного нефтеизвлечения. За базу сравнения для определения ее эффективности принимаются технико-экономические показатели разработки таких залежей с применением обычного заводнения. Внедрение новой технологии требует дополнительных капитальных вложений и текущих затрат на закачку воды, нефти и серной кислоты. Ввиду этого расчет годового экономического эффекта от использования данной технологии производится по формуле (10):
или по формуле (11):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Согласно акту внедрения технологические процессы разработки залежи нефти с использованием нового способа характеризуются данными, приведенными в таблице 6.1.
Таблица 6.1
Технологические показатели разработки месторождения
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения | |||
- закачка воды, тыс. м3 | - | 38,0 | ||
- закачка нефти, тыс. т | - | 3,5 | ||
- закачка серной кислоты, тыс. т | - | 1,4 | ||
2. | Добыча жидкости, тыс. т | 29,4 | 29,4 | |
3. | Добыча нефти, тыс. т | 14,4 | 19,1 | |
в том числе за счет метода | - | 4,7 | ||
4. | Действующий фонд скважин - всего | 23 | 23 | |
в том числе | ||||
- добывающих | 20 | 20 | ||
- нагнетательных | 3 | 3 |
Дополнительные капитальные вложения, связанные с разработкой и внедрением новой технологии, определены по данным первичного бухгалтерского учета. Объем капитальных вложений по направлениям приведен в таблице 6.2.
Таблица 6.2
Дополнительные капитальные вложения на внедрение мероприятия
Сумма, тыс. р. | Источник данных (NN приложений) | ||
1. | Дополнительные капитальные вложения на приобретение насоса 9НГР | 9,24 | |
2. | Затраты на НИР - всего, в том числе: | 70,0 | |
на объем первого года внедрения | 1,52 | ||
(пропорционально объемам закачки реагентов) - 70 : 22,1 x 4,9 |
Источником исходных данных для определения дополнительных текущих затрат на внедрение новой технологии являются калькуляция себестоимости добычи нефти, расшифровки затрат статей калькуляции и другие документы бухгалтерского учета.
Расчет себестоимости добычи нефти по сравниваемым вариантам разработки залежи приведен в таблице 6.3.
Таблица 6.3
Расчет себестоимости добычи нефти по вариантам
NN пп | Показатели | Сумма, тыс. р. | |
Базовый вариант | Новая технология | ||
1. | Амортизация скважин | 175,0 | 175,0 |
2. | Обслуживание скважин | 367,0 | 367,0 |
3. | Расходы на энергию по извлечению нефти | 5,6 | 5,6 |
4. | Расходы на сбор и транспорт нефти | 35,6 | 35,6 |
5. | Расходы по технологической подготовке нефти | 22,0 | 22,0 |
6. | Расходы на закачку воды | 55,0 | 55,0 |
7. | Амортизация насоса | - | 2,3 |
8. | Расходы на закачку нефти | - | 80,5 |
9. | Расходы на закачку серной кислоты | - | 41,0 |
10. | Отчисления на ГРР | 47,5 | 63,0 |
в т.ч. на нефть за счет метода | - | 15,5 | |
Всего затрат | 707,7 | 847,0 | |
в т.ч. дополнительные затраты | - | 139,3 | |
11. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 49,15 | 44,35 |
Годовой экономический эффект от внедрения технологии разработки терригенных коллекторов путем закачки воды, нефти и серной кислоты согласно формуле (10) составит:
Э = 49,15 x 14,4 + 60 x 4,7 - 44,35 x 19,1 -
- 0,15 x (9,24 + 15,52) = 138,96 тыс. р.
Расчет годового экономического эффекта по формуле (11) дает аналогичный результат:
Э = 60 x 4,7 - 139,3 - 0,15 x (9,24 + 15,52) =
= 138,99 тыс. р.
4. Показатели для учета в (планах) отчета объединения
1. Объем внедрения:
- закачка воды, тыс. м3 - 38,0;
- закачке нефти, тыс. т - 3,5;
- закачка серной кислоты, тыс. т - 1,4.
2. Добыча нефти за счет метода, тыс. т - 4,7.
3. Валовая продукция: 23 x 4,7 = 108,1 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 9,24 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти:
.6. Прирост прибыли:
7. Удельный экономический эффект:
138,96 : 4,7 = 29,57 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ВЛАЖНОГО ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ
ПЛАСТАХ, ЗАВЕРШЕННЫХ РАЗРАБОТКОЙ
1. Краткая аннотация мероприятия
Метод внутрипластового влажного горения применяется для повышения выработки запасов. В ряде случаев с использованием этого метода осуществляется разработка месторождений, на которых нефть не может быть извлечена другими известными способами.
При осуществлении данного метода в призабойной зоне нагнетательных скважин создается мощный очаг горения, который путем закачки воздуха поддерживается и движется по пласту от нагнетательных скважин к эксплуатационным. При этом часть пластовой нефти сгорает, выделяя тепло, которое способствует отделению нефти от породы и повышению нефтеотдачи. Для повышения эффективности процесса нефтевытеснения наряду с воздухом в пласт закачивается вода.
2. База сравнения и метод расчета
экономической эффективности
Технология влажного внутрипластового горения используется на участке, завершенном разработкой. Источником экономической эффективности от внедрения ВВГ является увеличение конечного коэффициента извлечения нефти. Поэтому за базу сравнения принимаются замыкающие затраты в размере 60 руб./т нефти, и расчет годового экономического эффекта производится по формуле (13):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником получения технологических показателей внедрения ВВГ является акт внедрения мероприятия в нефтегазодобывающем управлении. Источником формирования исходных данных о затратах на внедрение служат данные бухгалтерского учета, которые оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономических служб.
Таблица 7.1
Исходные показатели для расчета экономических показателей
NN пп | Показатели | Значение показателя | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча нефти за счет метода, тыс. т | 13,973 | |
2. | Объем закачки воздуха, тыс. м3 | 16858 | |
3. | Объем закачки воды, м3 | 14500 | |
4. | Капитальные вложения для осуществления мероприятия (стоимость строительства и обустройства нагнетательных скважин и обустройства компрессора ОВГ-2), тыс. р. | 760 | |
5. | Затраты на НИР, тыс. р. | 80 | |
6. | Условно-переменные затраты, руб./т | 5,31 | |
7. | Себестоимость закачки 1000 м3 воздуха, руб. | 5,19 | |
8. | Себестоимость закачки воды, руб./м3 | 0,18 | |
9. | Эксплуатационные затраты, тыс. р. | 310,5 |
Затраты на НИР определены пропорционально добыче нефти и газа по участку в текущем году.
Расчет затрат, связанных с внедрением ВВГ, и затрат по НГДУ без внедрения новой технологии приведен в таблице 7.2.
Таблица 7.2
Расчет экономических показателей
NN пп | Показатели | Без ВВГ | С применением ВВГ |
1. | Расходы по искусственному воздействию на пласт, тыс. р. | - | 5,19 x 16858 + 0,18 x 14500 = 90,1 |
2. | Расходы на добычу нефти за счет метода, тыс. р. | - | 5,31 x 10,283 = 54,6 |
3. | Итого эксплуатационных расходов, тыс. р. | - | 90,1 + 54,6 = 144,7 |
4. | Себестоимость добычи нефти за счет метода, р./т | - | 144,7 : 10,283 = 14,07 |
5. | Удельные капитальные вложения, р./т | - | (760 + 80) : 10,283 = 81,7 |
6. | Приведенные затраты, р./т | - | 14,07 + 0,15 x 81,7 = 26,32 |
7. | Добыча нефти - всего, тыс. т | - | 13,973 |
8. | Эксплуатационные затраты, тыс. р. | - | 310,5 |
9. | Себестоимость добычи нефти, р./т | - | 310,5 : 13,973 = 22,19 |
Годовой экономический эффект от внедрения влажного внутрипластового горения составит:
Э = (60 - 26,32) x 10,283 = 346,331 тыс. р.
4. Показатели учета в планах (отчетах) объединения
1. Добыча нефти за счет метода - 13,973 тыс. р.
2. Капитальные вложения для осуществления метода - 840 тыс. р.
3. Прирост прибыли
4. Удельный экономический расчет
346,331 : 13,973 = 24,78 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ
СКВАЖИН МЕТОДОМ МНОГОКРАТНЫХ ДЕПРЕССИЙ НА ПЛАСТ
1. Краткая аннотация мероприятия
Применение технологии восстановления и увеличения продуктивности скважин методом многократных депрессий на забой скважины позволяет создать высокий перепад давления, в результате чего жидкость с большой скоростью начинает поступать из пласта, очищая призабойную зону от загрязнений и улучшая тем самым коллекторские свойства пласта, увеличивая продуктивность скважины.
Технология многократных депрессий позволяет производить работы без глушения скважин и подъема подземного оборудования. Технология является многоразовой, позволяющей осуществлять процесс неоднократно с незначительными трудозатратами.
Существующие технологические методы по очистке призабойной зоны путем создания депрессий на пласт являются малоэффективными и требуют значительных затрат. Главным недостатком этих методов является одноразовость действия, а для повторного цикла требуется производить спуско-подъемные операции технологического подземного оборудования.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Базой сравнения служат расчетные технико-экономические показатели скважин, на которых осуществлялось внедрение данной технологии в условиях без проведения мероприятия.
Годовой экономический эффект от использования метода многократных депрессий определяется по формуле (14):
или по формуле (15):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником получения технологических показателей внедрения метода многократных депрессий на пласт является акт внедрения мероприятия в нефтегазодобывающем управлении. Согласно акту внедрения технологические показатели эффективности использования данной разработки характеризуются следующими данными (таблица 8.1).
Таблица 8.1
Технологические показатели внедрения мероприятия
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв.-опер. | 15 | 15 | |
2. | Среднесуточный дебит скважины, т/с | 60 | 72 | |
3. | Продолжительность эффекта, суток | - | 90 | |
4. | Годовая добыча нефти, т. т. | 312,3 | 328,5 |
Источником формирования исходных данных о затратах на внедрение разработки служат данные бухгалтерского учета. Данные о текущих и капитальных затратах на внедрение мероприятия оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономических служб.
Удельные эксплуатационные и капитальные затраты, связанные с внедрением метода многократных депрессий на пласт, приведены в таблице 8.2.
Таблица 8.2
Удельные эксплуатационные и капитальные
затраты на внедрение мероприятия
NN пп | Показатели | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Стоимость работы специального оборудования, руб./сут. | 371 | |
в т.ч.: компрессор ДСК 7200А | 284 | ||
агрегат АГГ-4 | 87 | ||
2. | Продолжительность работы оборудования, сут. | 1 | |
3. | Дополнительные капитальные вложения (стоимость глубинного насоса), тыс. р./скв. | 0,400 | |
4. | Норма амортизации глубинного насоса, % | 24 | |
5. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 7,13 | |
в т.ч. условно-переменные расходы | 1,19 | ||
6. | Затраты на НИР, тыс. р. | 150,0 |
Расчет экономических показателей для определения эффективности внедрения метода приведен в таблице 8.3.
Таблица 8.3
Расчет себестоимости добычи нефти по базовому варианту
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология |
1. | Годовая добыча нефти, тыс. т | 312,3 | 328,5 |
в т.ч. за счет внедрения метода | - | 16,2 | |
2. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. р. | - | 0,4 x 15 = 6,0 |
3. | Дополнительные эксплуатационные расходы - всего, тыс. р. | - | 80,178 |
в том числе: | |||
- амортизационные отчисления | - | 6,0 x 0,24 = 1,44 | |
- затраты на текущий ремонт | - | 0,3 x 1,44 = 0,43 | |
- затраты на проведение скважино-операций | - | 0,371 x 15 = 5,57 | |
- отчисления на ГРР | - | 3,3 x 16,2 = 53,46 | |
- условно-переменные расходы | - | 1,19 x 16,2 = 19,278 | |
4. | Эксплуатационные расходы - всего, тыс. р. | 2262,027 | 2342,205 |
5. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 7,24 | 7,13 |
Годовой экономический эффект от внедрения метода многократных депрессий на пласт по формуле (14) составит:
Э = 7,24312 x 312,3 + 30 x 16,2 - 7,13 x 328,5 -
- 0,15 x 156 = 382,425 тыс. р.
Расчет экономического эффекта по анализируемой группе скважин по формуле (15) дает аналогичный результат:
Э = 30 x 16,2 - 80,178 - 0,15 x 156 = 382,422 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения 15 скв.-операций.
2. Добыча нефти за счет использования метода - 16,2 тыс. т.
3. Валовая продукция: 23 x 16,2 = 372,6 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 6 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
6. Прирост прибыли:
7. Сводный хозрасчетный эффект:
8. Удельный экономический эффект:
382,422 : 16,2 = 23,61 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
СПОСОБА ОПТИМИЗАЦИИ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ СКВАЖИН
НА ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
1. Краткая аннотация мероприятия
Нефтяные залежи карбонатных отложений отличаются сложным геологическим строением, зональной и послойной неоднородностью, трещиновато-кавернозностью коллекторов, высокой вязкостью пластовых нефтей и другими неблагоприятными для разработки свойствами.
При существующей технологии разработка таких залежей нефти ведется при забойном давлении скважин, равном давлению насыщения. По внедряемому способу оптимальное забойное давление по скважинам определяется на уровне до 0,7 давления насыщения.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Преимуществом предлагаемого способа эксплуатации скважин является снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения за счет снижения динамических уровней жидкости в скважинах и увеличения объемов закачки воды в продуктивные пласты, что обеспечивает повышение производительности скважин по месторождению в целом. Расчет годового экономического эффекта от внедрения данного способа оптимизации забойных давлений производится по формуле (15):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Согласно акту внедрения разработки технологические показатели использования способа оптимизации скважин характеризуются следующими данными (таблица 9.1).
Таблица 9.1
Технологические показатели разработки залежи
NN пп | Показатели | Базовая технология | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв. | - | 80 | |
2. | Добыча нефти - всего, тыс. т | 2519,195 | 2540,0 | |
в том числе за счет новой технологии | - | 20,805 | ||
3. | Дополнительная добыча жидкости, тыс. т | - | 69,350 | |
4. | Дополнительная закачка воды, тыс. т | - | 79,753 |
Объемы дополнительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат, связанных с внедрением и добычей нефти за счет способа оптимизации заборных давлений, приведены в таблицах 9.2 - 9.3. При оформлении расчета фактического годового экономического эффекта данные этих таблиц подтверждаются соответствующими документами бухгалтерского учета о всех видах затрат, связанных с внедрением данной разработки.
Таблица 9.2
Дополнительные капитальные вложения
на внедрение новой технологии
NN пп | Показатели | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Дополнительные капвложения - всего, т. р. | 184,0 | |
в том числе: | |||
- затраты на смену насосов | 1,3 x 80 = 104,0 | ||
- стоимость дополнит. спускаемых насосно-компрессорных труб | 0,6 x 80 = 48,0 | ||
- стоимость дополн. спускаемых штанг | 0,4 x 80 = 32,0 | ||
2. | Затраты на НИР <х> - всего, тыс. р. | 150,0 | |
в т.ч. на расчет объема внедрения расчетного года | 25,0 | ||
3. | Всего капитальных вложений, тыс. р. | 209,0 |
--------------------------------
<х> Затраты на НИР по разработке технологии оптимизации забойных давлений составили 150 тыс. р. Согласно планам внедрения данного метода за три первых года переоборудуется 480 добыв. скважин.
Объем внедрения первого года - 80 скважин. Таким образом, на объем внедрения расчетного года относим 150 : 480 x 80 = 25 тыс. р.
Таблица 9.3
по вариантам разработки залежи
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Дополнительные эксплуатационные затраты - всего, тыс. р. | - | 145,57 | |
в том числе: | ||||
- амортизационные отчисления от затрат на смену насосов | - | 104 x 0,112 = 11,65 | ||
- амортизация стоимости штанг | - | 32 x 0,187 = 5,98 | ||
- амортизационные отчисления от стоимости НКТ | - | 48 x 0,092 = 4,42 | ||
- затраты на подъем жидкости | - | 0,36 x 69,350 = 24,97 | ||
- затраты на сбор и транспорт жидкости | - | 0,05 x 69,350 = 3,47 | ||
- затраты на деэмульсацию нефти | - | 0,31 x 20,805 x 1,5 = 9,67 | ||
- затраты на закачку воды | - | 0,21 x 79,753 = 16,75 | ||
2. | Отчисления на ГРР | - | 3,30 x 20,805 = 68,66 | |
3. | Эксплуатационные затраты - всего, тыс. р. | 28448 - 145,57 = 28302,43 | 28448,0 | |
4. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 11,2347 | 11,20 |
С учетом принятых исходных данных годовой экономический эффект от внедрения способа оптимизации забойных давлений составит:
Э = 30 x 20,805 - 145,57 - 0,15 x 209 = 347,23 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 80 скв.
2. Добыча нефти за счет использования способа - 20,805 тыс. т.
3. Валовая продукция - 23 x 20,805 = 478,515 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - 184 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти:
6. Прирост прибыли:
7. Сводный хозрасчетный эффект:
8. Удельный экономический эффект:
447,230 : 20,805 = 21,50 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ПЕНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН
1. Краткая аннотация мероприятия
Пенокислотные обработки скважин проводятся с целью интенсификации добычи нефти. Обработка осуществляется путем закачки в призабойную зону пласта вспененного раствора, содержащего ПАВ - пенообразователь, стабилизатор, ингибитор, кислоту и воду. Кислотная пена обладает вязкоупругими свойствами, способствующими увеличению охвата воздействием по простиранию и толщине пласта.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимаются расчетные показатели эксплуатации скважин в условиях без проведения данного мероприятия.
Годовой экономический эффект, получаемый от внедрения пенокислотной обработки, рассчитывается по формуле (14):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником получения технологических показателей внедрения пенокислотных обработок скважин является акт внедрения мероприятия в нефтедобывающем управлении. Источником формирования исходных данных о затратах на внедрение разработки служат данные бухгалтерского учета. Данные о текущих и капитальных затратах на внедрение мероприятия оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономических служб. Эти документы являются составной частью расчета экономической эффективности. Исходные данные приведены в таблице 10.1.
Таблица 10.1
Исходные данные для расчета экономического эффекта
NN пп | Показатели | Вариант с пенокислотными обработками | Источник данных (NN приложений) |
1. | Количество пенокислотных обработок, скв.-операций | 15 | |
2. | Годовая добыча нефти - всего, тыс. т | 4345,8 | |
в том числе за счет мероприятия | 16,3 | ||
3. | Эксплуатационные (условно-переменные) затраты на 1 т добычи нефти - всего, руб. | 7,07 | |
в том числе: | |||
а) расходы на энергию по извлечению нефти, руб. | 0,72 | ||
б) расходы по искусственному воздействию на пласт, руб. | 1,49 | ||
в) расходы по сбору и транспортировке нефти и газа, руб. | 0,86 | ||
г) расходы по технологической подготовке нефти, руб. | 0,70 | ||
д) отчисления на ГРР, руб. | 3,30 | ||
4. | Годовые эксплуатационные расходы на добычу нефти, тыс. р. | 57471,0 | |
5. | Себестоимость добычи 1 т нефти, руб. | 13,2245 | |
6. | Продолжительность проведения 15 ПКО, час | 2460 | |
7. | Стоимость одного бригадо-часа проведения ПКО, руб. | 38,77 | |
8. | Оптовая цена 1 т нефти, руб. | 23,0 |
В соответствии с вышеприведенными данными производится расчет показателей, необходимых для определения эффективности от внедрения пенокислотных обработок скважин (таблица 10.2).
Таблица 10.2
Расчет экономических показателей
эффективности внедрения метода
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Вариант с ПКО |
1. | Объем добычи нефти, тыс. т | 4329,5 (4345,8 - 16,3) | 4345,8 |
2. | Дополнительные эксплуатационные расходы, всего, тыс. р. | - | 210,6 |
в том числе: | |||
- затраты, связанные с добычей нефти за счет мероприятия | - | 7,07 x 16,3 = 115,2 | |
- затраты на проведение ПКО | - | 38,77 x 2460 = 95,4 | |
3. | Годовые эксплуатационные расходы, тыс. р. | 57471,0 - 210,6 = 57260,4 | 57471,0 |
4. | Себестоимость добычи 1 т нефти, руб. | 57260,4 : 4329,5 = 13,23 | 57471,0 : 4345,8 = 13,22 |
Годовой экономический эффект:
Э = 57260,4 + 30 x 16,3 - 57471,0 = 278,4 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения мероприятия - 15 скважин.
2. Прирост добычи нефти по сравнению с базовой техникой - 16,3 тыс. т.
3. Дополнительные капитальные вложения - нет.
4. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости от внедрения мероприятия:
5. Прирост прибыли от внедрения мероприятия:
6. Сводный хозрасчетный эффект производства от внедрения мероприятия:
7. Удельный экономический эффект:
278,4 : 16,3 = 17,08 р./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
С ПРИМЕНЕНИЕМ ИНВЕРТНО-ЭМУЛЬСИОННЫХ РАСТВОРОВ
1. Краткая аннотация мероприятия
Одним из методов увеличения продуктивности скважин является повышение качества вскрытия пластов. Применяемая на промыслах технология вскрытия пластов на глинистой растворе, как правило, ухудшает проницаемость призабойной зоны и, как следствие этого, снижает естественную продуктивность скважин.
Вторичное вскрытие пластов с применением инвертно-эмульсионных растворов (ИЭР) позволяет сохранить природные коллекторские свойства пласта, увеличить продуктивность скважин и подключить в работу пропластки, не охватываемые при базовой технологии вскрытия.
Повышение продуктивности скважин достигается за счет перфорации скважин, эксплуатационные колонны которых заполнены в интервале перфорации ИЭР.
2. База сравнения и метод расчета экономического эффекта
За базу сравнения принимаются технико-экономические показатели технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на глинистом растворе.
Данное мероприятие не требует дополнительных капитальных вложений. Освоение скважин с ИЭР производится с применением тех же агрегатов, что и на глинистом растворе. Однако применение ИЭР требует иной структуры и расхода используемых химреагентов.
Поскольку метод освоения скважин с примененной ИЭР обеспечивает увеличение дебитов скважин, годовой экономический эффект от данного мероприятия определяется по формуле (14):
или по формуле (15):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Исходные данные и расчеты затрат по эксплуатации оборудования на проведение скважино-операций и затрат на приобретение химреагентов по сравниваемым вариантам освоения скважин приведены в таблицах 11.1 - 11.2. При оформлении расчета годового фактического экономического эффекта от внедрения мероприятия показатели таблиц 11.1 - 11.2 должны быть подтверждены данными бухгалтерского учета.
Таблица 11.1
Исходные данные и расчет затрат по эксплуатации
оборудования на проведение скважино-операции
NN пп | Наименование оборудования | Стоимость работы оборудования, руб./час | Время работы оборудования, час | Затраты по эксплуатации оборудования, руб./скв.-операции | Источник данных (NN приложений) | ||
базовый вариант | при использовании ИЭР | Базовый вариант | При использовании ИЭР | ||||
1. | ЦА 320-М | 20,52 | 12 | 12 | 20,52 x 12 = 246,24 | 20,52 x 12 = 246,24 | |
2. | ППУ | 4,46 | 3 | 3 | 4,46 x 3 = 13,38 | 4,46 x 3 = 13,38 | |
3. | УКП-80 | 6,17 | 6,2 | 4,5 | 6,17 x 6,2 = 38,25 | 6,17 x 4,5 = 27,77 | |
297,87 | 287,39 | ||||||
Таблица 11.2
химреагентов для вскрытия пластов
NN пп | Наименование химреагента | Цена химреагента, руб./т | Транспортные расходы на 1 т химреагента, руб./т | Базовый вариант | Вскрытие с использованием ИЭР | Источник данных (NN приложений) | ||
Расход химреагента, т/скв.-операцию | Затраты на химреагенты, руб./скв.-операцию | |||||||
Расход химреагента, т/скв.-операцию | Затраты на химреагенты, руб./скв.-операцию | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1. | Нефть | 25,0 | 3,67 | 0,25 | (25 + 3,67) <х> x 0,25 x 1,164 = 8,34 | 1,2 | (25 + 3,67) x 1,2 x 1,164 = 40,05 | |
2. | КМЦ-600 | 2569,79 | 4,92 | 0,0175 | (2569,79 + 4,92) x 0,0175 x 1,164 = 52,45 | - | - | |
3. | Сульфанол | 928,2 | 4,92 | 0,0008 | (928,2 + 4,92) x 0,0008 x 1,164 = 0,87 | - | - | |
4. | Графит серебристый кристаллический КЛЗ | 203,74 | 4,87 | 0,024 | (203,74 + 4,87) x 0,024 x 1,164 = 5,82 | - | - | |
5. | ГКЛ-10,11 | 861,9 | 5,81 | 0,040 | (861,9 + 5,81) x 0,040 x 1,164 = 40,40 | - | - | |
6. | Эмульгатор ЭС-2 | 185,0 | 5,81 | - | - | - | 0,084 x (185 + 5,81) x 1,164 = 18,66 | |
7. |  , сорт С | 144,62 | 5,81 | - | - | - | 2,4 x (144,62 + 5,81) x 1,164 = 420,24 | |
Итого затрат на скв.-операцию, руб. | 107,88 | - | 478,95 | |||||
--------------------------------
Расчеты экономических показателей для определения эффективности внедрения мероприятия приведены в таблице 11.3.
Таблица 11.3
Расчет себестоимости добычи нефти по сравниваемым вариантам
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Вскрытие пластов с применением ИЭР | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв. | 70 | 70 | |
2. | Объем добычи нефти по НГДУ, тыс. т | 65614 | 65637,3 | |
в т.ч. добыча нефти за счет мероприятия | - | 23,3 | ||
3. | Затраты на проведение скважино-операций, всего, тыс. руб. | 28,42 | 123,48 | |
в том числе: | ||||
- затраты на химреагенты | 0,108 x 70 = 7,56 | 0,479 x 70 = 33,53 | ||
- затраты по эксплуатации оборудования | 0,298 x 70 = 20,86 | 1,285 x 70 = 89,95 | ||
4. | Дополнительные затраты, связанные с внедрением мероприятия, всего, тыс. руб. | - | 201,31 | |
в том числе: | ||||
- затраты на внедрение ИЭР | - | 123,48 - 28,42 = 95,06 | ||
- условно-переменные расходы | - | 1,26 x 23,3 = 29,358 | ||
- отчисления на ГРР | - | 3,3 x 23,3 = 76,89 | ||
5. | Эксплуатационные затраты по НГДУ, тыс. руб. | 482959,22 | 483160,5 | |
6. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 7,36061 | 7,36107 | |
в том числе: | ||||
- условно-переменные расходы | - | 1,26 | ||
7. | Затраты на НИР, тыс. руб. | - | 120,0 | |
Годовой экономический эффект от внедрения метода вторичного освоения скважин с применением ИЭР по формуле (14) составит:
Э = 7,36061 x 65614 + 30 x 23,3 - 7,36107 x 65637,3 -
- 0,15 x 120 = 472,8.
Расчет годового экономического эффекта от использования метода по формуле (15) дает тот же результат:
Э = 30 x 23,3 - 208,198 - 0,15 x 120 = 472,80 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 70 скважин.
2. Добыча нефти за счет внедрения метода - 23,3 тыс. т.
3. Валовая продукция: 23 x 23,3 = 535,9 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - нет.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти:
6. Прирост прибыли:
7. Удельный экономический эффект:
472,8 : 23,3 = 20,29 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ДВУХРАСТВОРНОЙ
ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ И БИФТОРИД-ФТОРИД АММОНИЕМ
1. Краткая аннотация мероприятия
Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин (ОПЗНС) бифторид-фторид аммонием и соляной кислотой производится с целью увеличения проницаемости пласта путем очистки его от парафино-смолистых отложений, растворения силикатных соединений и глинистых включений в призабойной зоне скважин.
Обработка призабойной зоны способствует восстановлению приемистости нагнетательных скважин и увеличению объема закачки воды в пласт.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Базой сравнения служат расчетные технико-экономические показатели работы нагнетательных скважин в условиях без проведения мероприятия.
Годовой экономический эффект, полученный от внедрения данного мероприятия, рассчитывается по формуле (7):
.3. Исходные данные и расчет экономического эффекта
Источником получения технологических показателей внедрения двухрастворной обработки призабойной зоны нагнетательных скважин соляной кислотой и бифторид-фторид аммонием является акт внедрения мероприятия в нефтедобывающем управлении. Источником формирования исходных данных о текущих и капитальных затратах на внедрение разработки служат показатели бухгалтерского учета, которые оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономических служб.
Исходные данные для расчета экономического эффекта приводятся в таблице 12.1.
Таблица 12.1
NN пп | Показатели | при внедрении ОПЗНС | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв.-опер. | 20 | |
2. | Объем закачки воды в пласт, тыс. м3 | 56712,4 | |
в т.ч. дополнительная закачка воды в пласт | 223,3 | ||
3. | Эксплуатационные затраты на закачку, тыс. р. | 15871,7 | |
4. | Условно-переменные затраты на закачку воды в пласт, коп./м3 | 7,7 | |
в т.ч. а) на электроэнергию | 7,5 | ||
б) на материалы | 0,2 | ||
5. | Эксплуатационные затраты на нефть, тыс. р. | 105811,3 | |
6. | Добыча нефти, тыс. т | 11815,0 | |
7. | Затраты на НИР, тыс. р. | 10,0 | |
8. | Перспективный план внедрения мероприятия, скв.-опер. | 60,0 |
В соответствии с вышеприведенными данными в таблице 12.1 проводится расчет показателей, необходимых для определения эффективности двухрастворной обработки призабойной зоны нагнетательных скважин (таблица 12.2).
Таблица 12.2
Расчет технико-экономических показателей
эффективности мероприятия
NN пп | Показатели | без ОПЗНС | при внедрении ОПЗНС | ||||
1. | Объем закачки воды в пласт, тыс. м3 | 56712,4 - 223,3 = 56489,1 | 56712,4 | ||||
2. | Эксплуатационные затраты на закачку воды, тыс. р. | 15871,7 - 0,077 x 223,3 = 15854,5 | 15871,7 | ||||
3. | Себестоимость закачки 1 м3 воды, руб. | 15854,5 : 56489,1 = 0,281 | 15871,7 : 56712,4 = 0,280 | ||||
4. | Затраты на НИР, тыс. р. | - |  | ||||
| |||||||
6. | Себестоимость добычи нефти, руб./т | 105811,3 - 15871,7 + 0,281 x 56712,4 = 105875,7 : 11815 = 8,961 |  | ||||
Годовой экономический эффект от внедрения двухрастворной обработки призабойной зоны нагнетательных скважин по формуле (7) составит:
Э = (0,281 - 0,280) x 56712,4 - 0,15 x 3,3 = 56,2 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 20 скв.-опер.
2. Прирост закачки воды - 223,3 тыс. м3.
3. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти:
4. Прирост прибыли:
5. Сводный хозрасчетный эффект: 
6. Удельный экономический эффект: 56,2 : 223,3 = 0,252 тыс. р.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ
ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
С ПРИМЕНЕНИЕМ ВСТАВНОГО ПУЛЬСАТОРА ПВ-54
1. Краткая аннотация мероприятия
Внедряемый забойный пульсатор ПВ-54, применяемый для восстановления приемистости нагнетательных скважин, отличается от используемого в настоящее время вибратора ГВ 3-108 затратами времени на проведение скважино-операции.
В первом случае ОПЗ с применением вставного пульсатора ПВ-54 осуществляется двумя операторами с помощью агрегата "Азинмаш-8" в течение 4 часов. При существующей технологии восстановления приемистости скважин необходимо проведение подземного ремонта скважины продолжительностью 23,5 часа.
Вместе с тем, чтобы обеспечить среднее увеличение приемистости нагнетательных скважин (с учетом линейного затухания эффекта) на 50 м3/сут., требуется при новой технологии провести 6 обработок в год на скважину, а при существующей технологии - 2 обработки.
2. База сравнения и метод расчета экономического эффекта
За базу сравнения при определении годового экономического эффекта от внедрения забойного пульсатора ПВ-54 принимается применяемый в настоящее время пульсатор ГВЗ-108. Экономический эффект от применения ПВ-54 достигается за счет экономии времени на проведение необходимого комплекса операций на 1 скважину и соответствующей экономии в затратах на подземный ремонт скважин, связанных с ОПЗ.
Годовой экономический эффект определяется по формуле (7):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Таблица 13.1
Исходные данные и расчет стоимости обработки
забоя нагнетательных скважин ПВ-54
NN пп | Показатели | Базовая техника (вибратор ГВЗ-108) | Новая техника (забойный пульсатор ПВ-54) | Источник данных (NN приложений) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1. | Количество обработок на 1 скважину в год | 2 | 6 | |
2. | Количество нагнетательных скважин | 50 | 50 | |
3. | Затраты времени на 1 обработку, час | 23,5 | 4 | |
4. | Стоимость пульсатора, руб. | 125 | 46 | |
5. | Стоимость часа проката агрегата "Азинмаш-8", руб. | - | 3,3 | |
6. | Зарплата оператора IV разряда, руб./час | - | 0,611 | |
7. | Зарплата водителя-оператора V разряда, руб./час | - | 0,7 | |
8. | Отчисления на социальное страхование, % | - | 14 | |
9. | Предпроизводственные затраты, руб./скв. | - | 336 | |
10. | Стоимость одной обработки - всего, руб. | 690 | 19,176 | |
в том числе: | ||||
- стоимость проката "Азинмаш-8", руб. | - | 13,2 | ||
- зарплата обслуживающего персонала, руб. | - | 5,976 (0,611 + 0,7) x 1,14 x 4 | ||
11. | Стоимость годового объема ОПЗ на 1 скважину, руб. | 1505 | 161 | |
в том числе: | ||||
Стоимость малоценного инвентаря | 125 | 46 | ||
Затраты на обработку забоев скважин | 690 x 2 = 1380 | 19,176 x 6 = 115 |
Годовой экономический эффект от внедрения мероприятия составит:
Э = (1,505 - 0,161) x 50 - 0,15 x 0,336 x 50 = 64,68 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) предприятия
1. Объем внедрения новой техники - 50 пульсаторов.
2. Предпроизводственные затраты (капитальные вложения) - 16,8 тыс. р.
3. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
4. Прирост прибыли - 67,2.
5. Сводный хозрасчетный эффект - 67,2 тыс. р.
6. Удельный экономический эффект:
67,2 : 50 = 1,344 тыс. р.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
1. Краткая аннотация мероприятия
При большом количестве скважин с различным характером зависимости дебита жидкости от расхода газа суммарный отбор нефти будет зависеть от заданного распределения газа по скважинам.
Оптимальное распределение заданных объемов газа по газлифтным скважинам дает возможность получить максимальные отборы жидкости (нефти). Оптимизация проводится с применением ЭВМ.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Базой сравнения служат технико-экономические показатели газлифтной добычи нефти, полученные без проведения оптимизации расхода газа по скважинам при том же объеме компримированного газа.
Годовой экономический эффект от внедрения усовершенствованной технологии газлифтной добычи нефти определяется по формуле (14):
или по формуле (15):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником исходных данных для расчета является акт внедрения усовершенствованной технологии газлифтной добычи в НГДУ и справка о фактических затратах на проведение мероприятия. Исходные данные для расчета показателей эффективности мероприятия приведены в таблице 14.1.
Таблица 14.1
Исходные данные для расчета затрат на внедрение мероприятия
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв. | 50 | 50 | |
2. | Годовая добыча нефти по НГДУ, тыс. т | 64250,0 | 64260,5 | |
в том числе добыча за счет метода | - | 10,5 | ||
3. | Стоимость использования ЭВМ, р./час | - | 166,0 | |
4. | Время расчета на ЭВМ, час | - | 0,5 | |
5. | Зарплата оператора, р./час | - | 0,738 | |
6. | Время подготовки данных, час | - | 20,0 | |
7. | Себестоимость добычи нефти, р./т | - | 10,198 | |
в том числе условно-переменные расходы | 5,93 | |||
8. | Затраты на НИР, тыс. р. | - | 50,0 |
Расчет экономических показателей для определения эффективности внедрения мероприятия приведен в таблице 14.2.
Таблица 14.2
Расчет показателей эффективности использования мероприятия
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. | Годовая добыча нефти, тыс. т | 64250,0 | 64260,5 |
в том числе за счет внедрения метода | - | 10,5 | |
2. | Затраты, связанные с внедрением мероприятия, - всего, тыс. р. | - | 96,9 |
в том числе: | |||
- затраты на проведение мероприятия | - | 0,166 x 0,5 + 0,000738 x 20 = 0,098 | |
- условно-переменные расходы | 5,93 x 10,5 = 62,2 | ||
- отчисления на ГРР | - | 3,30 x 10,5 = 34,6 | |
3. | Эксплуатационное расходы по НГДУ, тыс. р. | 655231,7 | 655328,6 |
4. | Себестоимость добычи нефти, р./т | 10,198 | 10,198 |
Годовой экономический эффект от внедрения усовершенствованной технологии газлифтной добычи нефти по формуле (14) составит:
Э = 10,198 x 64250,0 + 30 x 10,5 - 10,198 x 64260,5 -
- 0,15 x 50 = 210,6 тыс. р.
Расчет годового эффекта от внедрения метода по формуле (15) даст тот же результат
Э = 30 x 10,5 - 96,9 - 0,15 x 50 = 210,6 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 50 скважин.
2. Добыча нефти за счет внедрения мероприятия - 10,5 тыс. р.
3. Валовая продукция - 23 x 10,5 = 241,5 тыс. р.
4. Дополнительные капитальные вложения - нет.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти - нет.
6. Прирост прибыли -
7. Удельный экономический эффект -
210,6 : 10,5 = 20,06 руб./т.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА
1. Краткая аннотация мероприятия
При газлифтной эксплуатации низкопроизводительных скважин с производительностью по жидкости до 30 - 40 м3/сутки наиболее рационален перевод их с непрерывного газлифта на периодический режим работы. Последнее связано с необходимостью накопления столба жидкости в подземных трубах с последующей циклической продавкой жидкости из подземных труб скважин.
Предлагается усовершенствованная конструкция периодического газлифта, при которой дополнительно установленные газлифтный клапан и камера позволяют отказаться от установки наземного оборудования по автоматическому регулированию расхода газа.
Эффективность внедрения данной конструкции периодического газлифта достигается за счет сокращения расхода газа.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимается конструкция периодического газлифта, разработанная Союзтермнефтью и являющаяся на сегодняшний день лучшей технологией отрасли.
В расчете используются данные об уровне дополнительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Дополнительные капитальные вложения, связанные с внедрением мероприятия, включают стоимость газлифтного клапана и камеры. Дополнительные эксплуатационные затраты включают амортизационные отчисления от дополнительных капитальных вложений.
Годовой экономический эффект от внедрения новой конструкции периодического газлифта определяется по формуле (7):
.3. Исходные данные и расчет эффективности
Источником исходных данных для расчета является акт внедрения усовершенствованной конструкции периодического газлифта, справки о фактических затратах и нормативные документы о стоимости оборудования и нормах его амортизации.
Таблица 15.1
Исходные данные для расчета годового экономического эффекта
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Количество газлифтных скважин | 30 | 30 | |
2. | Годовая добыча жидкости, тыс. м3 | 1800 | 1800 | |
3. | Годовая добыча нефти, тыс. т | 500 | 500 | |
4. | Расход газа - всего, млн. м3 | 111,6 | 96,6 | |
5. | Себестоимость закачиваемого газа, р./тыс. м3 | 3,52 | 3,52 | |
6. | Стоимость дополнительного оборудования | |||
а) клапаны, р./скв. | - | 440,0 | ||
б) камеры, р./скв. | - | 420,0 | ||
7. | Амортизационные отчисления, % | |||
а) клапаны | - | 20,0 | ||
б) камеры | - | 16,0 | ||
8. | Годовые эксплуатационные затраты на добычу нефти, тыс. р. | - | 10800 | |
9. | Себестоимость добычи нефти, р./т | - | 12,0 |
Затраты на НИР, приходящиеся на данный расчетный год, составляют 50 тыс. р. Данные о текущих и капитальных затратах на внедрение мероприятия оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономических служб, которые являются составной частью расчета экономической эффективности.
Определение показателей для расчета годового экономического эффекта приводится в таблице 15.2.
Таблица 15.2
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Внедряемый вариант |
1. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. р. | - | (0,44 + 0,42) x 30 = 25,8 |
2. | Дополнительные эксплуатационные расходы, тыс. р. | - | (0,44 x 0,2 + 0,42 x 0,16) x 30 = 4,7 |
3. | Экономия эксплуатационных расходов, тыс. р. | - | 3,52 x 15 = 52,8 |
4. | Годовые эксплуатационные затраты на добычу нефти, тыс. р. | 6000 + 52,8 - 4,7 = 6048,1 | 6000 |
5. | Себестоимость добычи нефти, р./т | 12,10 | 12,0 |
Годовой экономический эффект от внедрения усовершенствованной конструкции периодического газлифта составит:
Э = (12,10 - 12,00) x 500 - 0,15 (25,8 + 50) = 38,63 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 30 скважин.
2. Дополнительные капитальные вложения - 25,8 тыс. р.
3. Снижение себестоимости добычи нефти - (12,10 - 12,0) x 500 = 50 тыс. р.
4. Прирост прибыли - 50 тыс. р.
5. Сводный хозрасчетный эффект -
6. Удельный экономический эффект - 38,63 : 30 = 1,288 тыс. р.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
АГРЕГАТА ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН АДП-4-150
1. Краткая аннотация мероприятия
Агрегат АДП-4-150 смонтирован на базе автомобиля КРАЗ-255. Агрегат позволяет без применения дополнительной спецтехники ППУ-3 и ЦА производить нагрев нефти, подаваемой в систему установки, до 150 °C и закачивать ее при давлении до 160 атм в нефтяные коллекторы или скважины для промывки отложения парафина.
Внедрение агрегата АДП-4-150 позволит значительно сократить расходы на проведение мероприятий по борьбе с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании, улучшить условия труда при производстве названных технологических операций.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения при определении экономической эффективности от использования агрегата АДП-4-150 принимаются показатели работы спецтехники (ЦА-320, ЦР-4 и 2 агрегата ППУ-3), которые выполняют тот же годовой объем работ по депарафинизации скважин.
Годовой экономический эффект от внедрения агрегата для депарафинизации скважин АДП-4-150 определяется по формуле (7).
3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником получения технологических показателей внедрения агрегата для депарафинизации скважин АДП-4-150 является акт внедрения мероприятия в нефтедобывающем управлении.
Источником формирования исходных данных о затратах на внедрение разработки служат данные бухгалтерского учета. Данные о текущих и капитальных затратах на внедрение мероприятия оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономических служб. Эти документы являются составной частью расчета экономической эффективности.
Таблица 16.1
Исходные данные для определения экономической эффективности
NN пп | Показатели | Базовая техника | При внедрении АДП-4-150 | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, агрегат | - | 1 | |
2. | Количество дней работы агрегата | 258 | 258 | |
3. | Продолжительность одной обработки скважины, час | 7,4 | 4,1 | |
4. | Стоимость 1 машино-часа работы, руб. | |||
а) ППУ-3 | 6 | - | ||
б) ЦА-320 | 10 | - | ||
в) ЦР-4 | 5 | 5 | ||
г) АДП-4-150 | - | 6 | ||
5. | Балансовая стоимость агрегата, тыс. руб. | |||
а) ППУ-3 | 17,4 | - | ||
б) ЦА-320 | 16,3 | - | ||
в) ЦР-4 | 15,0 | - | ||
г) АДП-4-150 | - | 25,8 |
Таблица 16.2
Расчет экономических показателей
NN пп | Показатели | Базовая техника | При внедрении АДП-4-150 |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. | Годовые эксплуатационные затраты на депарафинизацию скважин, тыс. руб. | 51,5 | 11,6 |
в том числе: | |||
а) ППУ-3 (2 агрегата) | 6 x 7,4 x 258 x 2 = 22,9 | - | |
б) ЦА-320 | 10 x 7,4 x 258 = 19,1 | - | |
в) ЦР-4 | 5 x 7,4 x 258 = 9,5 | 5 x 4,1 x 258 = 5,3 | |
г) АДП-4-150 | - | 6 x 4,1 x 258 = 6,3 | |
2. | Капитальные вложения, тыс. р. | 66,1 | 40,8 |
в том числе: | |||
а) ППУ-3 (2 агрегата) | 17,4 x 2 = 34,8 | - | |
б) ЦА-320 | 16,3 x 1 = 16,3 | - | |
в) ЦР-4 | 15,0 x 1 = 15,0 | 15,0 x 1 = 15,0 | |
г) АДП-4-150 | - | 25,8 x 1 = 25,8 |
Годовой экономический эффект от внедрения агрегата составит:
Э = (51,5 - 11,6) x 1 + 0,15 (66,1 - 40,8) = 43,7 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 1 агрегат АДП-4-150.
2. Увеличение (+) или снижение (-) капитальных вложений от внедрения новой техники
3. Прирост прибыли за счет снижения себестоимости
4. Снижение (-) или повышение (+) эксплуатационных затрат
ИС МЕГАНОРМ: примечание. В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: формула (27) отсутствует. |
5. Сводный хозрасчетный эффект от внедрения агрегата АДП-4-150 (формула 27)
Э = 39,9 + 0,15 x 25,3 = 43,7 тыс. р.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ БОРЬБЫ С ПАРАФИНИЗАЦИЕЙ
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1. Краткая аннотация мероприятия
Процесс парафинизации приводит к производственным простоям нефтепромыслового оборудования и требует затрат на борьбу с отложением парафина.
Химический метод защиты от парафиноотложений способом постоянного дозирования реагентов перспективен для большинства вводимых в разработку месторождений.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимаются технико-экономические показатели депарафинизации оборудования скважин тепловыми методами.
Экономическая эффективность внедрения разрабатываемого метода защиты обуславливается сокращением числа ремонта скважин по очистке от парафиноотложений.
Внедрение метода депарафинизации оборудования скважин требует дополнительных капитальных вложений и обеспечивает при этом уменьшение количества и стоимости ремонтов скважин. Поэтому расчет годового экономического эффекта от внедрения данного метода борьбы с парафинизацией производится по формуле (7):
,где: 
и 
- стоимость ремонта скважин по депарафинизации соответственно в базовом и сравниваемом варианте, р./скв.;
и - стоимость ремонта скважин по депарафинизации соответственно в базовом и сравниваемом варианте, р./скв.;
- количество скважин, на которых внедрен новый метод депарафинизации скважин.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источниками исходных данных для расчета являются акт внедрения химического метода депарафинизации оборудования скважин, справки о фактических затратах по депарафинизации скважин и документы о стоимости оборудования и нормах его амортизации. Исходные данные для расчета на депарафинизации оборудования скважин приведены в таблице 17.1.
Таблица 17.1
Исходные данные для расчета показателей
эффективности внедрения мероприятия
NN пп | Показатели | Тепловой метод депарафинизации | Химический метод депарафинизации | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв. | 50 | 50 | |
2. | Количество ремонтов скважин по ликвидации парафина, ремонтов/скв. | 12 | - | |
3. | Средняя продолжительность одного ремонта, час | 8 | - | |
4. | Средняя стоимость депарафинизации, р./час | 58,1 | - | |
5. | Среднесуточный расход химреагента на скважину, т/сут.-скв. | - | 0,005 | |
6. | Продолжительность дозирования, сут. | - | 365 | |
7. | Стоимость реагента, т/руб. | - | 785 | |
8. | Стоимость дозировочного насоса, руб./компл. | - | 340,0 | |
9. | Заработная плата операторов по эксплуатации насосов, тыс. р./год | - | 8,0 | |
10. | Норма амортизации дозировочных насосов, доли ед. | - | 0,11 | |
11. | Расходы на текущий ремонт и содержание насосов, тыс. р. | - | 0,102 |
Затраты на НИР, приходящиеся на данный расчетный год, составляют 50 тыс. р.
Определение показателей для расчета экономической эффективности внедрения химического метода борьбы с парафином приведено в таблице 17.2.
Таблица 17.2
Расчет стоимости депарафинизации
оборудования скважин сравниваемыми методами
NN пп | Показатели | Тепловой метод депарафинизации | Химический метод депарафинизации |
1. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. р. | - | 0,340 x 50 = 17,0 |
2. | Стоимость ремонтных работ - всего, тыс. р. | 12 x 8 x 0,058 x 50 = 278,40 | 86,60 |
в т.ч. - амортизационные отчисления | - | 0,340 x 0,11 x 50 = 1,87 | |
- текущий ремонт и содержание насосов | - | 0,102 x 50 = 5,1 | |
- зарплата операторов | - | 8,0 | |
- расходы на реагенты | - | 0,005 x 365 x 50 x 0,785 = 71,63 | |
3. | Средняя стоимость депарафинизации, тыс. р./скв. | 278,40 : 50 = 5,568 | 1,732 |
Годовой экономический эффект от внедрения химического метода депарафинизации оборудования скважин составит:
Э = (5,568 - 1,732) x 50 - 0,15 x 67,0 = 181,75 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 50 скважин.
2. Дополнительные капитальные вложения - 17 тыс. р.
3. Снижение добычи нефти и газа - 192,3 тыс. р.
4. Прирост прибыли - 192,3 тыс. р.
5. Сводный хозрасчетный эффект
6. Удельный экономический эффект
181,75 : 50 = 3,64 тыс. р./скв.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ С ПОКРЫТИЕМ
ИЗ ПОЛИМЕРНЫХ ПОРОШКОВЫХ МАТЕРИАЛОВ
1. Краткая аннотация мероприятия
Для повышения долговечности и надежности работы центробежных насосов детали их защищаются покрытиями. Покрытие из полимерных порошковых материалов обладает хорошими физико-механическими свойствами и химической стойкостью по отношению к высокоагрессивным нефтепромысловым жидкостям.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимаются технико-экономические показатели эксплуатации насосов при покрытии их деталей лакокрасочными эпоксидными материалами.
Источниками образования экономии при использовании полимерных покрытий являются меньшая их стоимость по сравнению с эпоксидными материалами, больший срок службы в агрессивных средах и, соответственно, меньшие затраты на ремонт.
Полимерное напыление производится на том же оборудовании, что и эпоксидное покрытие, поэтому дополнительные капитальные вложения для его внедрения не требуются.
Расчет эффекта производится по формуле (7):
,где: 
и 
- соответственно средняя годовая стоимость обслуживания одного насоса без внедрения и с использованием нового материала.
и - соответственно средняя годовая стоимость обслуживания одного насоса без внедрения и с использованием нового материала.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Исходные данные для расчета годового экономического эффекта от использования полимерного покрытия насосов приведены в таблице 18.1. Технико-экономические показатели работы насосов за год принимаются по данным акта внедрения полимерного напыления рабочих частей насосов. Данные о стоимости запчастей и обработке деталей полимерными материалами - по данным первичного бухгалтерского учета.
Таблица 18.1
Исходные данные для расчета затрат
на покрытие рабочих частей насосов
NN пп | Показатели | Базовый вариант - эпоксидное покрытие | Новый вариант - полимерное покрытие | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения - количество насосов, шт. | 100 | 100 | |
2. | Количество рабочих колес в одном насосе | 6 | 6 | |
3. | Количество направляющих аппаратов, шт. | 5 | 5 | |
4. | Годовой расход запчастей, шт. | |||
- рабочих колес | 180 | 120 | ||
- направляющих аппаратов | 100 | 50 | ||
5. | Количество повторных покрытий рабочих деталей насосов, шт. | |||
- рабочих колес | 300 | 210 | ||
- направляющих аппаратов | 200 | 125 | ||
6. | Годовой календарный фонд времени работы насоса, час | 8760 | 8760 | |
7. | Межремонтный период работы насоса, час | 6000 | 8000 | |
8. | Стоимость запчастей, р./шт. | |||
- рабочего колеса | 4,60 | 4,60 | ||
- направляющего аппарата | 9,10 | 9,10 | ||
9. | Стоимость покрытия деталей одного насоса, р. | 496 | 315 | |
10. | Стоимость покрытия детали насоса, р./шт. | |||
- рабочего колеса | 4,10 | 3,42 | ||
- направляющего аппарата | 7,60 | 5,43 | ||
11. | Стоимость ремонта одного насоса, руб. | 45,0 | 45,0 | |
12. | Добыча нефти по НГДУ, тыс. т | 2450 | 2450 | |
13. | Эксплуатационные затраты на добычу нефти - всего, тыс. р. | - | 30870 | |
14. | Себестоимость добычи нефти, р./т | - | 12-60 |
На базе этих данных в таблице 18.2 приведен расчет годовых затрат на содержание и обслуживание насосов по сравниваемым вариантам.
Таблица 18.2
Расчет годовых затрат на ремонт при эпоксидном
и полимерном покрытии рабочих частей насосов
NN пп | Показатели | Базовый вариант - эпоксидное покрытие | Новый вариант - покрытие полимерами |
1. | Затраты на покрытие рабочих частей насоса, тыс. р. | 0,486 x 100 = 48,6 | 0,315 x 100 = 31,5 |
2. | Стоимость расхода запчастей, тыс. р. | ||
- рабочих колес | 0,004 x 180 = 0,720 | 0,0046 x 120 = 0,552 | |
- направляющих аппаратов | 0,0091 x 100 = 0,910 | 0,0091 x 50 = 0,455 | |
3. | Затраты на повторное покрытие, тыс. р. | ||
- рабочих колес | 0,0041 x 300 = 1,23 | 0,00342 x 210 = 0,718 | |
- направляющих аппаратов | 0,0076 x 200 = 1,52 | 0,0054 x 125 = 0,675 | |
4. | Стоимость ремонта насосов, тыс. р. | 0,045 x 100 x 8760 : 6000 = 6,57 | 0,045 x 100 x 8760 : 8000 = 4,927 |
Итого затрат, тыс. р. | 59,658 | 38,831 | |
5. | Средняя стоимость содержания одного насоса, р. | 596,58 | 388,31 |
6. | Эксплуатационные затраты на добычу нефти - всего, тыс. р. | 30870 + (59,658 - 38,831) = 30890,827 | 30870,0 |
7. | Себестоимость добычи нефти, р./т | 12,61 | 12,60 |
Годовой экономический эффект от внедрения полимерного покрытия насосов составит:
Э = (596,58 - 388,31) x 100 = 20,827 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 100 центробежных насосов.
2. Дополнительные капитальные вложения - нет.
3. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти -
4. Прирост прибыли:
5. Удельный экономический эффект
24,5 : 100 = 0,208 тыс. р./насос.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
СЕПАРАЦИОННОЙ КОНЦЕВОЙ ТРУБНОЙ УСТАНОВКИ УСКТ-1
1. Краткая аннотация мероприятия
Концевая трубная установка УСКТ-1 производительностью 10000 м3/сут. внедряется взамен действующих в настоящее время на нефтепромыслах сепараторов НГС-6-2600 производительностью 5000 м3/сут.
Конструкция УСКТ-1 обеспечивает, кроме увеличения производительности, сокращение потерь нефти при сепарации за счет увеличения извлечения углеводородных компонентов из попутного газа.
Конструкция УСКТ-1 проста и компактна и не требует больших затрат труда и средств по строительству фундаментов, опорных сооружений, трубопроводов.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Базой сравнения экономических показателей работы установки УСКТ-1 при определении ее эффективности служат показатели работы заменяемой установки НГС-6-2600.
Основными факторами, определяющими экономическую эффективность внедряемой трубной установки, являются:
1. Сокращение потерь нефти.
2. Изменение потребности в капитальных вложениях за счет разности стоимости сравниваемых установок.
3. Экономия в годовых эксплуатационных расходах за счет разности в амортизационных отчислениях и уменьшения затрат на текущий ремонт установки.
Годовой экономический эффект от внедрения сепарационной трубной установки определяется по формуле (11):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Исходными данными для расчета экономических показателей работы сравниваемых установок (таблица 19.1) является их техническая характеристика, стоимость установок, затраты на текущий ремонт, добыча нефти по НГДУ, отчетная калькуляция себестоимости добычи нефти.
Таблица 19.1
Исходные данные для расчета эффективности
использования установки УСКТ-1
NN пп | Показатели | Базовый вариант - установка НГС-6-2600 | Новая установка УСКТ-1 | Источник данных (NN приложений) |
1. | Количество действующих установок | 2 | 1 | |
2. | Производительность установок | |||
- суточная, т нефти | 10000 | 10000 | ||
- годовая, тыс. т нефти | 3000 | 3000 | ||
3. | Капитальные вложения на одну установку - всего, тыс. р. | 31,32 | 12,65 | |
в том числе | ||||
- оптовая цена установки | 12,0 | 10,91 | ||
- транспортно-заготовительные расходы | 0,72 | 0,65 | ||
- строительно-монтажные работы | 18,6 | 1,09 | ||
4. | Затраты на НИР, тыс. р. | - | 15,0 | |
5. | Затраты на текущий ремонт и содержание установки, тыс. р. | 0,49 | 0,49 | |
6. | Годовая норма амортизации установки, % | 14,7 | 14,7 | |
7. | Технологические потери нефти на одну установку в год, тыс. т | 0,150 | - | |
8. | Добыча нефти по НГУ, тыс. т | - | 3125 | |
9. | Себестоимость валовой добычи нефти - всего, тыс. р. | - | 48905 |
Расчет показателей экономической эффективности установки НГС-6-2600 и УСКТ-1 на базе принятых исходных данных приведен в таблице 19.2.
Таблица 19.2
Расчет показателей экономической эффективности
эксплуатации сравниваемых установок
NN пп | Показатели | Базовый вариант установка НГС-6-2600 | Новая установка УСКТ-1 |
1. | Капитальные вложения, тыс. р. | 31,32 x 2 = 62,64 | 12,65 |
2. | Снижение капитальных вложений, тыс. р. | 62,64 - 12,65 = 49,99 | |
3. | Эксплуатационные расходы по содержанию установок - всего, тыс. р. | 19,38 | 2,35 |
в том числе: | |||
- амортизационные отчисления | 62,64 x 0,147 x 2 = 18,4 | 12,65 x 0,147 = 1,86 | |
- текущий ремонт и содержание установок | 0,49 x 2 = 0,98 | 0,49 | |
4. | Снижение текущих затрат на содержание установки, тыс. р. | - | 19,38 - 2,35 = 17,03 |
5. | Себестоимость валовой добычи - всего, тыс. р. | 48922 | 48905 |
6, | Себестоимость валовой добычи нефти, р./т | 15,66 | 15,65 |
7. | Снижение потерь нефти, тыс. т | - | 0,150 x 2 = 0,300 |
8. | Добыча нефти по НГДУ, тыс. т | 3125 - 0,3 = 3124,7 | 3125 |
Годовой экономический эффект от использования установки УСКТ-1 составит:
Э = 60 x 0,3 + 17,03 + 0,15 (49,99 - 15,0) = 40,28 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 1 установка.
2. Снижение потерь нефти - 0,3 тыс. т.
3. Валовая продукция - 23 x 0,5 = 11,5 тыс. р.
4. Снижение капитальных вложений - 49,99 тыс. р.
5. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
6. Прирост прибыли
7. Сводный хозрасчетный эффект -
8. Удельный экономический эффект - 40,28 тыс. р. на одну установку.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ВИНТОВЫХ КОМПРЕССОРОВ ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО ГАЗА
1. Краткая аннотация мероприятия
Преимущество новых винтовых компрессоров типа 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-25/5 перед компрессорами типа 8ГК-1/1-4 и РСК-50х7 состоит в том, что винтовые компрессоры имеют автономное воздушное охлаждение смазки и не требуют для своей работы охлаждающей воды, топливного газа. С внедрением этих компрессоров снижается стоимость перекачки попутного нефтяного газа.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения при определении экономической эффективности внедрения винтовых компрессоров принимаются показатели работы газомоторных компрессоров типа 8ГК-1/1-4 и РСК-50х7.
Расчет годового экономического эффекта производится по формуле (7):
.3. Исходные данные и расчет эффективности
Расчет изменения затрат в результате внедрения данного мероприятия производится в соответствии с актом внедрения компрессоров и фактических расходов по их эксплуатации.
Исходные данные для расчета годового экономического эффекта приведены в таблице 20.1.
Таблица 20.1
экономического эффекта от внедрения винтовых компрессоров
NN пп | Показатели | Газомоторные компрессоры | Винтовые компрессоры | Источник данных (NN приложений) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1. | Объем внедрения, шт. | - | 4 | |
2. | Годовой объем добычи газа, млн. м3 | - | 844 | |
3. | Эксплуатационные затраты на перекачку газа, тыс. р. | - | 9991,0 | |
4. | Отпускная цена 1000 м3 попутного газа, р. | - | 15,0 | |
5. | Затраты на НИР, тыс. р. | - | 24,0 | |
6. | Планируемый объем внедрения винтовых компрессоров, шт. | - | 12,0 | |
7. | Стоимость компрессора, тыс. р. | |||
7ВКГ-30/7 | - | 27,605 | ||
7ВКГ-25/5 | - | 28,57 | ||
7ВКГ | - | 23,111 | ||
РСК-50х7 | 14,16 | - | ||
8ГК | 17,44 | - | ||
ВК-259 | 1,93 | - | ||
8. | Норма амортизации, % | |||
7ВКГ | - | 10,8 | ||
8ГК | 12,5 | - | ||
РСК-50х7 | 9,0 | - | ||
ВК-259 | 10,8 | - | ||
9. | Удельный расход электроэнергии, квтч/1000 м3 | 8,2 | 5,17 | |
10. | Стоимость 1 тыс. квтч, тыс. р. | 0,009 | 0,009 | |
11. | Заявленная мощность, квт | 804 | 270 | |
12. | Стоимость установленной мощности, тыс. р./квтч год | 0,036 | 0,036 | |
13. | Расход топливного газа, млн. н. м3/год | 2,17 | - | |
14. | Стоимость топливного газа, тыс. р./млн. н. м3 | 10,9 | - | |
15. | Расход технической воды, тыс. м3 год | 120 | - | |
16. | Стоимость технической воды, тыс. р./тыс. м3 | 0,1 | - | |
17. | Техобслуживание и ремонт компрессора в год, тыс. р. | |||
7ВКГ | - | 7,2 | ||
8ГКх7 | 8,6 | - | ||
РСК-50х7 | 4,3 | - | ||
18. | Зарплата высвобожденного персонала, тыс. р./год | 20 | - |
На основании технико-экономических данных, приведенных в таблице 20.1, расчет экономических показателей, необходимых для определения экономической эффективности винтовых компрессоров, приведен в таблице 20.2.
Таблица 20.2
Расчет капитальных вложений и затрат
по эксплуатации компрессоров
NN пп | Показатели | Газомоторные компрессоры | Винтовые компрессоры |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. | Капитальные вложения, тыс. р. | 81,2 | 110,4 |
в том числе: 7ВКГ - 4 шт. | - | 27,605 x 4 = 110,4 | |
8ГК - 2 шт. | 17,44 x 2 = 34,88 | - | |
РСК-50х7 - 3 шт. | 14,16 x 3 = 42,48 | - | |
ВК-259 | 1,93 x 2 = 3,86 | - | |
2. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. р. | - | 110,4 - 81,2 + 24 x 4 = 125,2 |
3. | Затраты по эксплуатации компрессоров, тыс. р. | 185,8 | 67,2 |
в том числе: амортизация компрессоров | 8,6 | 11,0 | |
7ВКГ | - | 0,108 x 108,4 = 11,71 | |
8ГК | 0,125 x 34,88 = 4,4 | - | |
РСК-50х7 | 0,09 x 42,48 = 3,8 | - | |
ВК-259 | 0,108 x 3,86 = 0,4 | - | |
затраты на потребляемую электроэнергию | 0,009 x 8,2 x 844 = 62,3 | 0,009 x 5,17 x 844 = 39,3 | |
затраты на заявленную мощность | 0,36 x 804 = 28,9 | 0,036 x 270 = 9,7 | |
затраты на топливный газ | 10,9 x 2,17 = 23,6 | - | |
затраты на техническую воду | 0,1 x 120 = 12,0 | - | |
затраты на ремонт и техобслуживание | |||
7ВКГ | - | 7,2 x 1 = 7,2 | |
8ГК | 8,6 x 2 = 17,2 | - | |
РСК-50х7 | 4,3 x 3 = 12,9 | - | |
зарплата высвобожденного персонала | 20,0 | - | |
4. | Эксплуатационные расходы по перекачке попутного нефтяного газа | 9991,0 - 76,2 + 185,8 = 10100,6 | 9991,0 |
5. | Себестоимость перекачки попутного газа, р./1000 м3 | 10100,6 : 844 = 11,97 | 9991,0 : 844 = 11,84 |
Годовой экономический эффект от внедрения винтовых компрессоров составит:
Э = (10100,6 - 9991,0) - 0,15 x 125,2 = 90,82 тыс. р.
4. Показатели для учета в плане (отчетах) предприятия
1. Годовой объем внедрения - 4 винтовых компрессора.
2. Дополнительные капитальные вложения - 125,2 тыс. р.
3. Прирост прибыли за счет снижения себестоимости перекачки попутного нефтяного газа:
4. Сводный хозрасчетный эффект
5. Удельный экономический эффект
90,82 : 4 = 22,71 тыс. р.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ЭЛЕКТРОННО-ИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДОЗИРОВАНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРА
1. Краткая аннотация мероприятия
Электронно-ионная технология дозирования деэмульгаторов в поток нефти позволяет снизить расход деэмульгаторов по сравнению с традиционным способом ввода его в нефтепровод с помощью дозирующих насосов.
Для осуществления нового технологического процесса на нефтепроводе устанавливается камера электрического распыления. Закачиваемый в камеру деэмульгатор распыляется под действием сильного электрического поля в паровой фазе над турбулентным потоком. Технологическая эффективность достигается снижением расхода деэмульгатора за счет улучшения массообмена между деэмульгатором и подготавливаемой нефтью.
2. База сравнения и метод расчета
экономической эффективности
При определении годового экономического эффекта от внедрения электронно-ионной технологии дозирования деэмульгатора за базу сравнения принимается существующая технология закачки деэмульгаторов при помощи дозирующих насосов.
Новая технология требует капитальных вложений в приобретение камеры дозирования, но снижает потребность в дозирующих насосах. Экономическая эффективность обуславливается наряду с относительной экономией в капитальных вложениях и снижением затрат на приобретение деэмульгатора.
Годовой экономический эффект в этой связи определяется по формуле (7):
,где: 
и 
- себестоимость подготовки нефти соответственно с использованием базовой и новой технологии, р./т.
и - себестоимость подготовки нефти соответственно с использованием базовой и новой технологии, р./т.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Расчеты экономической эффективности новой технологии выполняются на основе отчетных данных об объеме добычи и подготовки нефти, затрат на подготовку нефти и стоимости камеры дозирования (таблица 21.1).
Таблица 21.1
Исходные данные для расчета затрат
на внедрение новой технологии
NN пп | Показатели | Базовая технология | Новая технология | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча нефти по НГДУ, тыс. т | 12000 | 12000 | |
в том числе направлено на обессоливание и обезвоживание | 12000 | 12000 | ||
2. | Расход реагента, г/т | 30 | 13 | |
3. | Капитальные вложения в дозирующие устройства, тыс. р. | 67,3 | 6,3 | |
4. | Затраты на НИР | - | 15,0 | |
5. | Годовая норма амортизации дозирующих устройств, % | 13,0 | 13,0 | |
6. | Стоимость 1 т реагента, р./т | 1765 | 1765 | |
7. | Эксплуатационные затраты на добычу нефти, тыс. р. | - | 78507 | |
Себестоимость добычи нефти, р./т | - | 6-54 |
Расчет затрат и показателей эффективности внедрения метода приведен в таблице 21.2.
Таблица 21.2
Расчет показателей эффективности использования
электронно-ионной технологии дозирования деэмульгатора
NN пп | Показатели | Базовая технология | Новая технология |
1. | Вспомогательные материалы - всего, тыс. р. | 1001,6 | 641,5 |
в том числе: | |||
- расход деэмульгатора | 12000 x 30 : 1000 = 360 | 12000 x 13 : 1000 = 156 | |
- затраты на деэмульсатор | 1,765 x 360 = 635,4 | 1,765 x 156 = 275,3 | |
2. | Амортизационные отчисления - всего, тыс. р. | 1379,3 | 1371,4 |
в том числе: | |||
- амортизация дозирующих устройств | 67,3 x 0,13 = 8,75 | 6,3 x 0,13 = 0,82 | |
3. | Топливо, тыс. р. | 130,0 | 130,0 |
4. | Электроэнергия, тыс. р. | 122,0 | 122,0 |
5. | Основная и дополнительная зарплата с отчислениями в соцстрах, тыс. р. | 141,5 | 141,5 |
6. | Транспортные расходы, тыс. р. | 61,0 | 61,0 |
7. | Пар, вода, сжатый воздух, тыс. р. | 26,0 | 26,0 |
8. | Услуги других цехов, тыс. р. | 67,0 | 67,0 |
9. | Прочие производственные расходы, тыс. р. | 81,0 | 81,0 |
10. | Итого затрат, тыс. р. | 3009,4 | 2641,4 |
11. | Себестоимость подготовки 1 т нефти, р./т | 0,25 | 0,22 |
12. | Эксплуатационные затраты на добычу нефти - всего, тыс. р. | 78875 | 78507 |
13. | Себестоимость добычи нефти, р./т | 6-57 | 6-54 |
Годовой экономический эффект от внедрения электронно-ионной технологии дозирования деэмульгатора составит:
Э = (0,25 - 0,22) x 12000 - 0,15 [(67,3 - 6,3) + 15] =
= 348,6 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения (подготовка нефти) - 12000 тыс. т нефти.
2. Валовая продукция - 12000 x 23 = 276000 тыс. р.
3. Экономия капитальных вложении - 67,3 - 6,3 = 61 тыс. р.
4. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти -
5. Прирост прибыли:
6. Сводный хозрасчетный эффект:
7. Удельный экономический эффект:
360 : 12000 = 0,03 р./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫХ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
1. Краткая аннотация мероприятия
Внедрение на установках подготовки нефти вододиспергируемого реагента прогалита "20/40" вместо применявшегося дисольвана "4411" позволяет значительно повысить качество товарной нефти.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимаются показатели подготовки и реализации товарной нефти с применением деэмульгатора дисольван "4411". Для сопоставимости объемов реализации общий выход товарной нефти базового варианта приравнивается к объему нового варианта и распределяется по группам качества соответственно их удельному весу.
ИС МЕГАНОРМ: примечание. В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: формула (19) не совпадает с приведенной формулой. |
Определение экономического эффекта производится по формуле (19):
.Поскольку внедрение нового деэмульгатора не требует дополнительных капитальных вложений, формула (19) может быть представлена в следующем виде: 
.
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником получения технологических показателей внедрения высокоэффективных деэмульгаторов для подготовки нефти является акт внедрения мероприятия в нефтегазодобывающем управлении.
Источником формирования исходных данных о затратах на внедрение разработки служат данные бухгалтерского учета. Данные о текущих и капитальных затратах на внедрение мероприятия оформляются в виде справок и выписок, утвержденных руководителями экономической эффективности. Исходные данные для расчета годового эффекта представлены в таблице 22.1.
Таблица 22.1
Исходные данные для расчета экономического эффекта
NN пп | Показатели | Деэмульгатор "4411" | Деэмульгатор "20/40" | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем подготовки нефти, тыс. т | 438 | 438 | |
2. | Удельный расход деэмульгатора, г/т | 83 | 89 | |
3. | Стоимость 1 т деэмульгатора, р. | 1265 | 1015 | |
4. | Оптовая цена предприятия на нефть по категориям качества, р./т: | |||
I категория | 23 | 23 | ||
II категория | 22,7 | 22,7 | ||
III категория | 22,1 | 22,1 | ||
5. | Объем подготовки нефти по категориям качества, тыс. т | |||
I категория | 67,9 | 243,0 | ||
II категория | 324,1 | 163,4 | ||
III категория | 46,0 | 31,6 |
Расчет экономических показателей использования мероприятия приведен в таблице 22.2.
Таблица 22.2
Расчет экономических показателей использования мероприятия
NN пп | Показатели | Вариант с "4411" | Вариант с "20/40" |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. | Расход деэмульгатора на объем подготовленной нефти, т | 83 x 438 = 36,4 | 39,0 |
2. | Затраты на деэмульгирование, т. р. | 1265 x 36,4 = 46,0 | 39,6 |
3. | Эксплуатационные затраты на добычу нефти, тыс. р. | 5391,9 - (46 - 39,6) = 5385,5 | 5391,8 |
4. | Объем реализации нефти по категориям качества, тыс. р. | ||
I категория | 23 x 67,9 = 1561,7 | 23 x 243 = 5589 | |
II категория | 22,7 x 4 = 7354,8 | 22,7 x 163,4 = 3709,2 | |
III категория | 22,1 x 46 = 1016,6 | 22,1 x 31,6 = 698,4 | |
Итого | 9935,4 | 9996,6 |
Годовой экономический эффект от использования деэмульгатора "20/40" составит:
= (9996,6 - 5391,8) - (9935,4 - 5385,5) =
= 4604,8 - 4549,9 = 54,9 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения деэмульгатора - 39 т.
2. Объем подготовленной нефти - 438 тыс. т.
3. Дополнительные капитальные вложения - нет.
4. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
5. Прирост прибыли от применения деэмульгатора прогалита "20/40"
6. Сводный хозрасчетный эффект
7. Удельный экономический эффект
67,6 : 438 = 0,15 руб./т нефти.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРА ДГЭ 200-10
1. Краткая аннотация мероприятия
На промыслах Западной Сибири вместо существующих электродегидраторов 1ЭГ-160 для подготовки нефти внедряется горизонтальных электродегидратор ДГЭ 200-10.
Внедрение предлагаемого аппарата позволяет получать обессоленную нефть (до 100 м/л) при производительности - 500 м3/ч, т.е. в 2,5 раза больше, чем у базового аппарата. Применение горизонтального электродегидратора ДГЭ 200-10 позволяет сократить расходы деэмульгатора, электроэнергии, снизить расход тепла, что обеспечивает снижение затрат на подготовку нефти при достижении требуемого качества.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимаются показатели, характеризующие процесс промысловой подготовки нефти с использованием электродегидратора 1ЭГ-160.
Расчет годового экономического эффекта от внедрения электродегидратора ДГЭ 200-10 производится по формуле (7)
,где: 
и 
- соответственно стоимость подготовки нефти по старой и новой технологии.
и - соответственно стоимость подготовки нефти по старой и новой технологии.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Технологические показатели подготовки нефти на сравниваемых установках приведены в таблице 23.1.
Таблица 23.1
Технологические показатели подготовки нефти
с использованием сравниваемых электродегидраторов
NN пп | Показатели | Базовый вариант - электродегидратор 1ЭГ-160 | Новый электродегидратор ДЭГ 200-10 | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения аппаратов | 1 | 1 | |
2. | Расход реагента - деэмульгатора, г/т нефти | 45 | 40 | |
3. | Установленная мощность, квт | 100 | 150 | |
4. | Потребляемая мощность, квт | 50 | 60 | |
5. | Оптовая цена аппарата, тыс. р. | 25 | 97,5 | |
6. | Срок службы, лет | 10 | 10 | |
7. | Стоимость деэмульгатора, тыс. р. | 1,3 | 1,3 | |
8. | Цена газа, р./1000 м3 | 6,0 | 6,0 |
Данные об объемах капитальных вложений на равный объем подготовки нефти приведены в таблице 23.2.
Таблица 23.2
Объемы капитальных вложений в подготовку нефти
при использовании сравниваемых электродегидраторов
NN пп | Показатели | Базовый вариант - электродегидратор 1ЭГ-160 | Новый электродегидратор ДЭГ 200-10 | Источник данных (NN приложений) |
1. | Капитальные вложения - всего, тыс. р. | 80,265 | 114,757 | |
в т.ч. - оптовая цена | 25 x 3 = 75,0 | 97,5 | ||
- строймонтажные работы (1,02% от оптовой цены) | 75 x 0,0102 = 0,765 | 97,5 x 0,087 = 8,482 | ||
- транспортные расходы (6% от оптовой цены) | 75 x 0,06 = 4,5 | 97,5 x 0,09 = 8,775 | ||
2. | Затраты на НИР <х> - всего, тыс. р. | - | 1500 | |
в т.ч. на 1 установку | 15,0 |
--------------------------------
<х> Предусматривается произвести и внедрить 100 электродегидраторов ДГЭ 200-10. Затраты на НИР, относимые на 1 дегидратор, составят: 1500 : 100 = 15 тыс. р.
Расчет показателей экономической эффективности использования электродегидраторов приведен в таблице 23.3.
Таблица 23.3
Расчет показателей эффективности
использования электродегидраторов
NN пп | Показатели | Базовый вариант - электродегидратор 1ЭГ-160 | Новый электродегидратор ДГЭ 200-10 | Источники данных (NN приложений) |
1. | Капитальные вложения, тыс. р. | 80,265 | 129,757 | |
2. | Затраты по ликвидации заменяемых электродегидраторов, тыс. р. | - | 10,5 | |
3. | Эксплуатационные затраты на деэмульсацию нефти - всего, тыс. р. | 380,837 | 340,537 | |
в т.ч. | ||||
- амортизационные отчисления | 80,265 x 0,133 = 10,675 | 15,263 | ||
- текущий ремонт | 80,265 x 0,015 = 1,204 | 1,721 | ||
- затраты на деэмульгатор | 45 x 3500 : 1000 x 1,3 = 204,75 | 182,0 | ||
- стоимость электроэнергии | 50 x 3 x 24 x 365 x 0,9 x 0,011 = 13,008 | 5,203 | ||
- оплата максимума нагрузки | 100 x 3 x 39 = 11,7 | 5,850 | ||
- стоимость топлива | 0,040 x 3500 = 139,5 | 120,0 | ||
4. | Объем деэмульсации нефти, тыс. т | 3500 | 3500 | |
5. | Стоимость деэмульсации нефти, р./т | 0,11 | 0,10 | |
6. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. р. | - | 49,492 |
Годовой экономический эффект от внедрения установки ДГЭ 200-10 составит
Э = (0,11 - 0,10) x 3500 - 0,15 x (49,492 + 0,015) =
= 27,574 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 1 установка.
2. Дополнительные капитальные вложения - 49,492 тыс. р.
3. Снижение эксплуатационных затрат
С = (0,11 - 0,10) x 3500 = 5 тыс. р.
4. Прирост прибыли - 35 тыс. р.
5. Сводный хозрасчетный эффект
6. Удельный экономический эффект
27,574 тыс. р. на 1 установку.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПЛЕКСНОЙ
АВТОМАТИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ
1. Краткая аннотация мероприятия
Комплексная автоматизация позволяет осуществлять автоматический контроль за работой скважин, насосных агрегатов, кустовых насосных станций, дистанционную передачу информации о состоянии объектов (остановке скважин, процессе подготовки нефти, объеме закачки воды в продуктивные пласты и других показателей), что позволяет оперативно и своевременно оказывать влияние на сложные производственные процессы добычи нефти. Комплексная автоматизация осуществляется как правило с помощью оборудования в блочном исполнении. Это обеспечивает уменьшение капитальных затрат на обустройство промыслов.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
Базой сравнения показателей эффективности внедрения комплексной автоматизации служат расчетные показатели работы нефтегазодобывающего управления без ее внедрения.
Комплексная автоматизация нефтегазодобывающего управления требует дополнительных капитальных вложений и текущих затрат по содержанию средств автоматики и телемеханики. Вместе с этим комплексная автоматизация обеспечивает уменьшение численности обслуживающего персонала и повышение производительности труда работников предприятия и, как следствие этого, снижение эксплуатационных расходов по содержанию и эксплуатации объектов в расчете на единицу добычи нефти и газа. Ввиду этого расчет годового экономического эффекта от данного мероприятия производится по формуле (7):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Согласно акту внедрения комплексная автоматизация предприятия характеризуется следующими данными (таблица 24.1).
Таблица 24.1
NN пп | Показатели | Количество |
1. | Годовая добыча нефти и газа: | |
а) без автоматизации, тыс. т | 6900 | |
б) при автоматизации, тыс. т | 6900 | |
2. | Действующий фонд добывающих скважин, всего, скв. | 548 |
в том числе: | ||
- автоматизированных | 548 | |
из них: | ||
- фонтанных | 92 | |
- оборудованных СКН | 234 | |
- оборудованных ЭЦН | 222 | |
3. | Количество групповых замерных установок - всего, шт. | 59 |
в т.ч. автоматизированных | 59 | |
4. | Количество дожимных насосных станций - всего, шт. | 2 |
в том числе автоматизированных | 2 | |
5. | Количество кустовых насосных станций - всего, шт. | 12 |
в т.ч. автоматизированных | 12 | |
6. | Автоматизированные установки по подготовке нефти, тыс. т/год | 8200,0 |
Капитальные вложения в создание комплексной автоматизации нефтепромысловых объектов характеризуются следующими данными:
- средства КИП и автоматики - 650 тыс. руб.;
- телемеханизация объектов - 70 тыс. руб.
Изменение численности обслуживающего персонала и фонда зарплаты после автоматизации нефтегазодобывающего управления характеризуется следующими показателями (таблица 24.2).
Таблице 24.2
Численность обслуживающего персонала и фонд зарплаты
NN пп | Показатели | Среднегодовая зарплата 1 работника, руб. | Без автоматизации | При автоматизации | Источник данных (NN приложений) | ||
Численность, чел. | Фонд зарплаты, тыс. р. | Численность, чел. | Фонд зарплаты, тыс. р. | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1. | Численность промышленно-производственного персонала - всего | - | 1138 | 1861,75 | 1006 | 1527,35 | |
в т.ч. рабочих | 1600 | 865 | 1384,0 | 656 | 1049,6 | ||
ИТР | 1750 | 273 | 477,75 | 273 | 477,75 | ||
2. | Из общей численности рабочих: | ||||||
- операторы по добыче нефти | 1600 | 145 | 232,0 | 70 | 112,0 | ||
- замерщики дебита скважины | 1600 | 20 | 32,0 | - | - | ||
- операторы цеха ППД | 1600 | 31 | 49,6 | 15 | 24 | ||
- операторы по подготовке нефти | 1600 | 66 | 105,6 | 18 | 28,3 | ||
- операторы по перекачке нефти | 1600 | 38 | 60,8 | 22 | 35,2 | ||
- машинисты насосных станций | 1600 | 65 | 104 | 33 | 52,8 | ||
- слесари КИП и автоматики | 1600 | 25 | 40 | 48 | 76,8 | ||
- прочие | 1600 | 475 | 760 | 450 | 720 | ||
3. | Высвобождение работающих | - | - | - | 289 | 334,4 | |
4. | Экономия фонда заработной платы и отчислений в соцстрах - всего | - | - | - | - | 362,4 | |
в т.ч. отчислений в соцстрах | - | - | - | - | 28,0 | ||
Расчет показателей экономической эффективности мероприятия приведен в таблице 24.3.
Таблица 24.3
Показатели эффективности комплексной автоматизации
NN пп | Показатели | Без автоматизации | При автоматизации | Источник данных (NN приложений) |
1. | Добыча нефти и газа, тыс. т. | 6900 | 6900 | |
2. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. р. | - | 720,0 | |
3. | Годовые эксплуатационные расходы - всего, тыс. р. | 23337,61 + 362,4 - 116,71 - 23,3 = 23560,0 | 23337,61 | |
в т.ч. изменение затрат | ||||
- снижение фонда зарплаты | - | -362,4 | ||
- дополнительная амортизация средств автоматики и телемеханики | - | 650 x 0,155 + 70 x 0,228 = 116,71 | ||
- дополнительные расходы на текущий ремонт средств автоматики и телемеханики | - | +23,3 | ||
4. | Себестоимость 1 т нефти и газа, руб. | 3,41 | 3,38 |
Годовой экономический эффект от внедрения комплексной автоматизации нефтегазодобывающего управления составит:
Э = (3,41 - 3,38) x 6900 - 0,15 x 720 = 99 тыс. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 548 скважин.
2. Дополнительные капитальные вложения - 720 тыс. р.
3. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти
4. Прирост прибыли:
5. Сводный хозрасчетный эффект:
6. Удельный экономический эффект:
99 : 548 = 0,18 тыс. р. на скважину.
УЧЕТ ФАКТОРА ВРЕМЕНИ ПРИ РАСЧЕТАХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТНОСТИ НА СТАДИИ СОЗДАНИЯ НОВОЙ ТЕХНИКИ
На стадии принятия решения рассматриваются два варианта создания и внедрения новой технологии подготовки газа с годовым уровнем производства 700000 тыс. м3.
По первому варианту предполагается выполнение НИР и ОКР силами только головной организации. По второму варианту планируется привлечение к выполнению работ сторонних организаций по хоздоговорам.
Сроки выполнения работ характеризуются следующими показателями:
NN пп | Показатели | Первый вариант | Второй вариант |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. | Срок проведения НИР, лет | 3 | 2 |
2. | Срок выполнения ОКР, лет | 2 | 1 |
3. | Срок освоения новой техники, лет | 2 | 2 |
Капитальные вложения, связанные с созданием и внедрением новой техники, распределяются следующим образом:
- первый вариант: 
; 
; 
; 
; 
; 
; 
Всего 
; ; ; ; ; ; Всего - второй вариант: 
; 
; 
; 
; 
Всего 
; ; ; ; Всего В соответствии с рекомендациями п. 1.17 и с использованием Приложения 1 определяются приведенные к расчетному году общие капитальные вложения. Для условий данного примера расчетная формула учета фактора времени записывается следующим образом:
,где 
- суммарные капитальные вложения, приведенные к расчетному году, млн. р.;
- суммарные капитальные вложения, приведенные к расчетному году, млн. р.;
- капитальные вложения года n, млн. р.;T - общая продолжительность создания и освоения новой техники, лет;
n - порядковый год создания и освоения новой техники;
T - n - число лет приведения капитальных вложений года n, лет.
Суммарные капитальные вложения с учетом фактора времени составят по вариантам:
- первый вариант:
- второй вариант:
Удельные капитальные вложения по вариантам создания и внедрения новой техники с учетом фактора времени, учитываемые в составе годовых приведенных затрат, составят:
- по первому варианту:
;- по второму варианту:
.РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДА
РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ
1. Краткая аннотация мероприятия
Одним из перспективных направлений ремонтно-изоляционных работ является метод ремонта обсадных колонн стальными продольно-гофрированными пластырями.
Сущность метода заключается в усилении крепи скважин в месте ее повреждения путем расширения и запрессовки стального пластыря внутри обсадной колонны. Процесс транспортировки, расширения и запрессовки осуществляется специальным устройством - дорном. В интервале ремонта после запрессовки пластыря образуется двухслойная обсадная труба, зазоры между слоями которой заполнены уплотняющим составом, нанесенным на наружную поверхность пластыря. Весь процесс расширения и запрессовки происходит за один спуск инструмента в скважину. Все остальные работы по поиску места негерметичности и очистке внутренней поверхности являются традиционными для других, ранее применявшихся методов.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимается метод герметизации обсадных колонн цементными заливками, имеющий широкую область применения и обеспечивающий наилучшие результаты в сопоставимых условиях среди существующих методов устранения негерметичности обсадных колонн.
Экономическая эффективность ремонтных работ в общем виде формируется за счет следующих основных эффектообразующих факторов:
1) сокращение времени проведения одного ремонта;
2) снижение стоимости проведения одного ремонта;
3) повышение успешности выполняемых ремонтных работ;
4) увеличение времени действия эффекта (межремонтного периода).
Величина годового экономического эффекта рассчитывается по формуле (7):
,где: 
и 
- стоимость проведения одного ремонта скважины по вариантам, руб.
и - стоимость проведения одного ремонта скважины по вариантам, руб.С учетом успешности проводимых работ и межремонтного периода расчетная формула примет вид:
,где: 
и 
- коэффициент успешности по вариантам.
и - коэффициент успешности по вариантам.Коэффициент успешности определяется отношением удачно выполненных ремонтов (отремонтированных скважин) к общему количеству проведенных ремонтов;
и 
- среднее время действия эффекта (межремонтный период) по вариантам, мес.;
- годовой объем ремонтов, скв.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источниками получения исходных показателей для расчета годового экономического эффекта от применения стальных пластырей являются акты внедрения новой техники (технологии), отчетные данные геологического, технологического и планового отделов и бухгалтерии УПНП и КРС (НГДУ). Исходные показатели оформляются в виде таблиц и справок, подписываются начальниками соответствующих отделов (служб) и утверждаются руководителем или главным инженером УПНП и КРС (НГДУ).
Исходные показатели для расчета экономического эффекта приведены в таблице 26.1.
Таблица 26.1
Исходные данные и расчет эффективности
применения стальных пластырей
NN пп | Показатели | Базовый вариант - цементные заливки | Новый вариант - стальные пластыри | Источник данных (NN приложений) |
1. | Объем внедрения, скв. | 27 | 27 | |
2. | Коэффициент успешности ремонтов | 0,6 | 0,9 | |
3. | Общее количество проведенных ремонтов | 45 | 30 | |
4. | Среднее производительное время одного успешно выполненного ремонта, час | 355 | 314 | |
5. | Стоимость одного часа содержания бригады капитального ремонта, руб. | 71,0 | 71,0 | |
6. | Средняя стоимость одного успешно выполненного ремонта, руб. | 71,0 x 355 = 25205 | 22294 | |
7. | Среднее время действия эффекта сохранения герметизации (межремонтный период работы скважины), мес. | 9 | 12 | |
8. | Затраты на НИР, руб. | - | 35000 |
Годовой экономический эффект от внедрения стальных пластырей составит:
или 31,0 тыс. руб. в расчете на одну скважину.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЕСКОПРОЯВЛЯЮЩИХ
СКВАЖИН СОСТАВОМ "КОНТАРЕН"
1. Краткая аннотация мероприятия
При эксплуатации пескопроявляющих скважин в результате разрушения призабойной зоны и выноса песка образуются песчаные пробки, которые приводят к остановке скважин. В ряде случаев имеет место прихват насосно-компрессорных труб, глубинных насосов и другого скважинного оборудования.
Применение "Контарена" для крепления призабойной зоны приводит к увеличению ее устойчивости, предотвращает или существенно снижает вынос песка, уменьшает число чисток песчаных пробок, количество ремонтов внутрискважинного оборудования (глубинных насосов, клапанов газлифтных систем), практически исключает возникновение прихватов.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения принимается способ промывки песчаных пробок.
Основным эффектообразующим фактором при креплении призабойной зоны скважин "Контареном" является увеличение межремонтного периода работы скважин, что приводит к сокращению затрат на проведение ремонтов, а также получение дополнительной добычи нефти за счет улучшения коллекторских свойств призабойной зоны.
Величина годового экономического эффекта рассчитывается по формуле (14) или (15).
С учетом специфики ремонтных работ расчетная формула примет вид:
,где: 
- количество операций по креплению призабойной зоны пескопроявляющих скважин составом "Контарен", опер.;
- количество операций по креплению призабойной зоны пескопроявляющих скважин составом "Контарен", опер.;
- стоимость одной чистки пробки по базовому варианту, руб.;
- затраты на ликвидацию прихватов насосно-компрессорных труб, приходящиеся на одну чистку пробки, руб.;
- стоимость одной операции крепления призабойной зоны "Контареном", руб.;
и 
- среднее время действия эффекта (межремонтный период) по вариантам, мес.;Н' - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 т прироста текущей добычи нефти (Н' = 30 руб./т);
- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 
;
- дополнительные капитальные вложения, обусловленные применением состава "Контарен", руб.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источниками получения исходных показателей для расчета годового экономического эффекта от совершенствования технологии крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин составом "Контарен" являются акты внедрения новой техники (технологии), отчетные данные геологического, технологического и планового отделов и бухгалтерии УПНП и КРС (НГДУ).
Исходные показатели для расчетов экономического эффекта приведены в таблице 27.1.
Таблица 27.1
Исходные данные и расчет эффективности крепления призабойной
зоны пескопроявляющих скважин составом "Контарен"
NN пп | Показатели | Базовый вариант - чистка песчаной пробки | Новый вариант - крепление призабойной зоны "Контареном" | Источник данных (NN приложений) |
1. | Стоимость одной чистки песчаной пробки, руб. | 2100 | - | |
2. | Общее количество пробок | 191 | - | |
3. | Количество прихватов НКТ песчаными пробками | 14 | - | |
4. | Стоимость одних суток работы бригады капитального ремонта, руб. | 810 | - | |
5. | Среднее производительное время, затрачиваемое на ликвидацию одного прихвата НКТ, час | 859 | - | |
6. | Затраты на ликвидацию прихватов НКТ, приходящиеся на одну чистку песчаной пробки, руб. |  | ||
7. | Стоимость одной операции по креплению призабойной зоны "Контареном", руб. | - | 4762 | |
8. | Межремонтный период работы скважины, мес. | 1,1 | 4,35 | |
9. | Дополнительная добыча нефти, т | - | 4695 | |
10. | Условно-переменные расходы в расчете на 1 т нефти, руб. | - | 3,43 | |
11. | Отчисления на геолого-разведочные работы в расчете на 1 т нефти, руб. | - | 3,30 | |
12. | Количество операций по креплению призабойной скважины "Контареном" | - | 35 | |
13. | Затраты на НИР, руб. | - | 50000 |
Годовой экономический эффект от крепления призабойной зоны составом "Контарен" составит:
или 14,8 тыс. руб. в расчете на одну операцию.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ
КОМПЛЕКСА ТЕРМОСТОЙКОГО ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1. Краткая аннотация мероприятия
Комплекс специального термостойкого внутрискважинного оборудования разрабатывается с целью обеспечения работы теплоэнергетического оборудования с оптимальными параметрами, предохранения обсадной колонны от перегрева и слома, сокращения теплопотерь в стволе скважины.
Комплекс включает теплоизоляцию колонны насосно-компрессорных труб, разобщитель межтрубного пространства (термостойкий пакер), термостойкий циркуляционный клапан и термокомпенсатор. Все узлы комплекса оборудования рассчитаны на температуру 400 °C при давлении 20 МПа.
В условиях отсутствия термоизоляции НКТ высокое тепловое напряжение может привести к нарушению обсадной колонны. Поэтому без теплоизоляции процесс нагнетания пара не может осуществляться при оптимальных параметрах: температуре до 345° и сухости пара 0,8, а реализуется при температурах 218 - 290° (горячая вода). Это приводит к снижению эффективности процесса воздействия.
2. База сравнения и метод расчета
экономической эффективности
Применение технологии термоизоляции НКТ и комплекса термостойкого оборудования позволит:
- повысить теплосодержание пара и соответственно количество теплоэнергии, подаваемой в пласт, за счет обеспечения работы парогенераторов при оптимальных параметрах;
- снизить теплопотери по стволу скважины и температуру обсадной колонны до безопасных с точки зрения термонапряженности пределов;
- уменьшить расход пара для обеспечения прироста добычи нефти и снизить затраты по добыче нефти.
За базу сравнения принимаются расчетные технико-экономические показатели добычи нефти в условиях выработки и нагнетания теплоносителя без применения комплекса термостойкого оборудования.
Расчет годового экономического эффекта производится по формуле (7):
.3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Источником исходных данных для расчета служит акт внедрения комплекса термостойкого оборудования, сметы расходов предприятий - изготовителей оборудования и управлений повышения нефтеотдачи пласта (таблица 28.1).
Таблица 28.1
Исходные данные для расчета экономического эффекта
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Вариант с теплоизоляцией | Источник данных (NN приложений) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1. | Объем внедрения, скв. | 10 | 10 | |
2. | Объем выработки и нагнетания пара, тыс. т | - | 500 | |
3. | Добыча нефти от применения технологии нагнетания пара, тыс. т | - | 100 | |
4. | Температура вырабатываемого пара, град. | 260 | 345 | |
5. | Сухость пара | 0,8 | ||
6. | Теплосодержание пара, Гкал/т | 0,26 | 0,57 | |
7. | Потери теплоэнергии в стволе скважины, тыс. Гкал/скв. | 5,0 | 2,8 | |
8. | Дополнительный удельный расход топлива (газа) на выработку 1 т пара с повышенными параметрами, тыс. м3 | 0,054 | ||
9. | Стоимость 1000 м3 газа, используемого в качестве топлива, руб. | 8,0 | ||
10. | Дополнительные затраты, связанные с внедрением комплекса, тыс. руб./скв. | |||
капитальные | 4,15 | |||
эксплуатационные | 8,5 | |||
11. | Эксплуатационные расходы на выработку и нагнетание пара, тыс. руб. | 2500 |
Объемы дополнительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат, связанных с внедрением комплекса термоизоляционного оборудования, приведены в таблице 28.2. При оформлении расчета фактического годового экономического эффекта данные этой таблицы подтверждаются документами бухгалтерского учета.
Таблица 28.2
Дополнительные затраты, связанные с внедрением комплекса
термостойкого внутрискважинного оборудования
NN пп | Показатели | Новая технология |
1 | 2 | 3 |
1. | Средняя глубина паронагнетательных скважин, м | 1400 |
2. | Удельный расход базальтового волокна на 1 колонну, кг | 1,0 |
3. | Стоимость (с учетом транспортно-заготовительных расходов), руб.: | |
- 1 кг базальтового волокна | 1,68 | |
- разобщителя | 554,1 | |
- циркуляционного клапана | 192,1 | |
- термокомпенсатора | 507,3 | |
4. | Норма амортизационных отчислений на оборудование, % | 16,0 |
5. | Стоимость 1 часа работы бригады подземного ремонта, руб. | 65,0 |
6. | Продолжительность установки оборудования и закачки базальтовой пульпы, час | 91,2 |
7. | Затраты на НИОКР <х>, тыс. руб./компл. | 2,9 |
8. | Дополнительные затраты, связанные с внедрением комплекса оборудования, - всего, тыс. руб. | |
в том числе: капитальные | 0,554 + 0,192 + 0,507 + 2,9 = 4,15 | |
эксплуатационные | 1400 x 1,0 x 0,00168 + 91,2 x 0,065 + (0,554 + 0,192 + 0 + 0,507) x 0,16 = 8,5 |
--------------------------------
<х> Затраты на НИОКР по разработке комплекса оборудования составили 492 тыс. руб. Согласно планам внедрения комплексом образуется 170 скважин.
Таблица 28.3
Расчет показателей экономической эффективности
внедрения комплекса термостойкого оборудования
NN пп | Показатели | Базовый вариант | Вариант с термоизоляцией |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. | Добыча нефти от применения технологии нагнетания пара, тыс. т | 100 | 100 |
2. | Объем выработки и нагнетания пара, тыс. т | 307 : 0,26 = 1181 | 500 |
3. | Объем вырабатываемой теплоэнергии, тыс. Гкал | 257 + 50 = 307 | 500 x 0,57 = 285 |
4. | Потери теплоэнергии в стволе скважин, тыс. Гкал | 5,0 x 10 = 50 | 2,8 x 10 = 28 |
5. | Объем теплоэнергии, поданной в пласт, тыс. Гкал | 257 | 285 - 28 = 257 |
6. | Дополнительные капитальные вложения, тыс. руб. | 4,15 x 10 = 41,5 | |
7, | Эксплуатационные расходы по выработке и нагнетанию пара, тыс. руб. | 2500 - 0,054 x 8 x 500 - 8,5 x 10 = 2199 | 2500 |
8. | Стоимость 1 т пара, руб. | 2199 : 500 = 4,40 | 5,0 |
9. | Удельный расход пара на 1 т нефти, т | 1181 : 100 = 11,8 | 500 : 100 = 5,0 |
10. | Себестоимость добычи 1 т нефти по имеющимся затратам на пар, руб. | 4,40 x 11,8 = 51,92 | 5,0 x 5,0 = 25,0 |
Годовой экономический эффект от внедрения комплекса термостойкого оборудования согласно формуле (7) составит:
= (51,92 - 25,00) x 100 - 0,15 x 41,5 = 2685,8 тыс. руб.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения мероприятия - 10 скважин.
2. Дополнительные капитальные вложения - 41,5 тыс. руб.
3. Снижение (-), увеличение (+) себестоимости от внедрения мероприятия и прирост прибыли: т.к. затраты на выработку и нагнетание пара финансируются из фонда повышения нефтеотдачи пласта и не включаются в себестоимость добычи нефти, внедрение мероприятия не отразится на хозрасчетных показателях нефтедобывающего предприятия.
4. Удельный экономический эффект: 2685,8 : 10 = 268,6 тыс. руб./скв.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ ПЕЧИ ПБ-16
1. Краткая аннотация мероприятия
Модернизация печи ПБ-16 для подогрева нефти при ее деэмульсации заключается в установке шестнадцати оребренных труб в конвективном газоходе вместо сорока гладких, что обеспечивает экономию газообразного топлива за счет снижения температуры уходящих газов с 385 - 420 °C до 140 - 160 °C. При этом на величину экономии топлива по НГДУ увеличивается выход товарного газа.
2. База сравнения и метод расчета эффективности
За базу сравнения для определения объема экономии топлива принимаются фактические показатели эксплуатации печи ПБ-16 с гладкими трубами в конвективной части и фактическими часами использования установленной мощности печи.
Поскольку модернизация печи требует дополнительных капитальных вложений и обеспечивает при этом равный объем производства (деэмульсацию товарной нефти), расчет годового экономического эффекта производится по формуле (7):
.Источниками исходных данных являются отчет о производстве, калькуляция себестоимости добычи нефти, справки о капитальных затратах и т.п. Перечисленные документы или выписки из них, подписанные руководителями соответствующих служб, составляют вместе с актом внедрения мероприятия составную часть расчета экономического эффекта.
3. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта
Таблица 29.1
Расчет технико-экономических показателей подготовки
нефти с использованием базовой и новой техники
NN пп | Показатели | Базовая техника | Новая техника | Источник данных (NN приложений) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1. | Установленная мощность ПБ-16 (Гкал/час) | 18,6 (16) | 18,6 (16) | |
2. | Удельный расход топлива (нефтяного газа), м3/час | 1987 | 1726 | |
3. | Время использования установленной печи, час/год | 3540 | 3540 | |
4. | Годовой расход нефтяного газа, млн. м3/год на 1 печь | 7,03 | 6,1 | |
5. | Себестоимость добычи нефтяного газа, руб./1000 м3 | 8,11 | ||
6. | Количество установленных печей | 4 | 4 | |
7. | Экономия топлива (нефтяного газа) по НГДУ, млн. м3/год | - | (7,03 x 4) - (6,1 x 4) = 3,72 | |
8. | Увеличение выхода товарного нефтяного газа, млн. м3/год | - | 3,72 | |
9. | Дополнительные капитальные вложения на модернизацию печей, т.р. | - | 14 x 4 = 56,0 | |
10. | Затраты на НИР, т. р. | - | 10,0 | |
11. | Затраты на подготовку нефти, - всего, т. р. | 3752 | 3728 | |
в том числе: | ||||
- топливо | 237 + (3,72 x 8,11) = 267,2 | 237 | ||
- амортизация | 1469 - (14 x 4 x 0,11) = 1462,8 | 1469 | ||
- дополнительные расходы по содержанию ребристых труб | - | 5,912 | ||
12. | Объем подготовки нефти, т. т. | 4905 | 4905 | |
13. | Себестоимость подготовки 1 т нефти, р. | 0,765 | 0,76 |
Годовой экономический эффект от модернизации четырех печей ПБ-16 составит с учетом принятых исходных данных:
Э = (0,765 - 0,76) x 4905 - 0,15 (56 + 10) = 14,625 т. р.
4. Показатели для учета в планах (отчетах) объединения
1. Объем внедрения - 4 печи ПБ-16.
2. Дополнительная валовая продукция - 9 x 3,72 = 33,48 т. р.
3. Дополнительные капитальные вложения - 56 т. р.
4. Снижение (+), увеличение (-) себестоимости добычи нефти:
5. Прирост прибыли
6. Удельный экономический эффект
14,625 : 4 = 3,656 т. р.