авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

«МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический ...»

-- [ Страница 4 ] --

Таблица 6.9 – Эксплуатационные затраты на добычу нефти по наклонно-направленной скважине Себестои Эксплуатац. затраты с учётом транспорта Платежи и налоги, относимые Текущие затраты мость на себестоимость ИТОГО текущих затрат без АО 1 т нефти Затраты на транспорт нефти Итого затрат на доб. нефти Добыча жидкости, тыс. т расходы на энергию по извлече расходы по сбору и транспорту расходы на содержание и экс Добыча нефти, тыс. т расходы по технологической нию нефти, руб./т жидкости ИТОГО платежей и налогов расходы по искусственному плуатацию оборудования расходы на оплату труда ИТОГО прямых затрат воздействию на пласт добычи и транспорта страховые взносы подготовке нефти страховой фонд нефти и газа Год АО добычи НДПИ ФСС ФЗП 1 21,30 70 889,7 2505,2 31,9 708,8 1892,8 1348,3 276,0 7652,7 2027,0 1,38 82,8 108203,2 110314,4 117967,0 7635,1 125602,1 17057,0 142659,2 5896,8 6697, 2 20,01 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1795,1 1348,3 276,0 8550,4 1904,1 1,38 82,8 101645,4 103633,7 112184,1 7635,1 119819,2 16023,3 135842,5 5988,2 6789, 3 19,04 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1721,8 1348,3 276,0 8477,1 1812,0 1,38 82,8 96727,1 98623,3 107100,4 7635,1 114735,5 15248,0 129983,5 6025,7 6826, 4 17,99 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1642,5 1348,3 276,0 8397,7 1712,2 1,38 82,8 91398,9 93195,3 101593,0 7635,1 109228,1 14408,0 123636,1 6070,9 6871, 5 16,22 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1508,1 1348,3 276,0 8263,4 1543,3 1,38 82,8 82382,0 84009,4 92272,8 7635,1 99907,9 12986,6 112894,5 6160,7 6961, 6 14,85 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1404,3 1348,3 276,0 8159,6 1412,8 1,38 82,8 75414,3 76911,3 85070,9 7635,1 92706,0 11888,2 104594,2 6244,7 7045, 7 11,62 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1160,1 1348,3 276,0 7915,4 1105,6 1,38 82,8 59019,9 60209,7 68125,1 7635,1 75760,2 9303,8 85064,0 6520,8 7321, 8 11,62 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1160,1 1348,3 276,0 7915,4 1105,6 1,38 82,8 59019,9 60209,7 68125,1 7635,1 75760,2 9303,8 85064,0 6520,8 7321, 9 10,57 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1080,7 1348,3 276,0 7836,0 1005,8 1,38 82,8 53691,7 54781,7 62617,7 7635,1 70252,8 8463,9 78716,7 6646,9 7447, 10 10,09 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1044,1 1348,3 276,0 7799,3 959,7 1,38 82,8 51232,6 52276,5 60075,8 7635,1 67711,0 8076,3 75787,2 6713,9 7514, 11 9,76 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1019,7 1348,3 276,0 7774,9 929,0 1,38 82,8 49593,1 50606,3 58381,3 7635,1 66016,4 7817,8 73834,2 6762,2 7563, 12 9,68 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1013,6 1348,3 276,0 7768,8 921,4 1,38 82,8 49183,3 50188,8 57957,6 7635,1 65592,7 7753,2 73345,9 6774,8 7575, 13 9,52 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 1001,3 1348,3 276,0 7756,6 906,0 1,38 82,8 48363,5 49353,7 57110,3 7635,1 64745,4 7624,0 72369,4 6800,7 7601, 14 9,44 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 995,2 1348,3 276,0 7750,5 898,3 1,38 82,8 47953,7 48936,2 56686,7 7635,1 64321,8 7559,4 71881,2 6813,9 7614, 15 9,36 90 1143,9 3094,8 31,9 860,4 989,1 1348,3 276,0 7744,4 890,6 1,38 82,8 47543,8 48518,7 56263,0 7635,1 63898,2 7494,8 71392,9 6827,4 7628, Все 201,06 16904,3 45832,9 478,2 12754,4 19428,6 20223,8 4140,0 119762,1 19133,6 20,7 1242,0 1021372,5 1041768,7 1161530,8 114526,7 1276057,6 161008,1 1437065,7 6346,7 7147, го Таблица 6.

10 – Эксплуатационные затраты на добычу нефти по горизонтальной скважине Себестои Платежи и налоги, относимые Текущие затраты мость ИТОГО текущих затрат без АО на себестоимость Эксплуатац. затраты с учётом 1 т. нефти Затраты на транспорт нефти Итого затрат на доб. нефти Добыча жидкости, тыс. т и эксплуатацию оборудования чению нефти, руб./т жидкости расходы на энергию по извле Добыча нефти, тыс. т расходы по технологической ИТОГО платежей и налогов расходы по искусственному и транспорту нефти и газа расходы на оплату труда расходы на содержание ИТОГО прямых затрат воздействию на пласт добычи и транспорта транспорта страховые взносы подготовке нефти расходы по сбору страховой фонд Год АО добычи НДПИ ФСС ФЗП 1 127,8 180 2287,8 5748,0 31,9 1542,6 9952,7 1348,3 276,0 19563,0 12161,9 1,38 82,8 649219,1 661465,2 681028,3 15181,7 696210,0 102342,2 798552,2 5447,7 6248, 2 120,1 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 9366,6 1348,3 276,0 23456,2 11424,9 1,38 82,8 609872,5 621381,5 644837,7 15181,7 660019,4 96139,7 756159,1 5497,7 6298, 3 85,7 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 6765,4 1348,3 276,0 20855,0 8154,0 1,38 82,8 435271,9 443510,1 464365,1 15181,7 479546,8 68615,8 548162,6 5596,7 6397, 4 81,0 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 6408,2 1348,3 276,0 20497,8 7704,9 1,38 82,8 411295,1 419084,1 439581,9 15181,7 454763,6 64836,1 519599,8 5616,8 6417, 5 29,2 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 2492,7 1348,3 276,0 16582,3 2781,4 1,38 82,8 148472,0 151337,5 167919,9 15181,7 183101,6 23405,0 206506,5 6264,8 7065, 6 28,0 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 2396,6 1348,3 276,0 16486,2 2660,4 1,38 82,8 142016,7 144761,3 161247,5 15181,7 176429,2 22387,4 198816,5 6310,9 7111, 7 26,2 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 2263,8 1348,3 276,0 16353,4 2493,4 1,38 82,8 133102,2 135679,8 152033,2 15181,7 167214,9 20982,1 188197,0 6381,9 7182, 8 25,4 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 2204,2 1348,3 276,0 16293,8 2418,6 1,38 82,8 129106,1 131608,8 147902,7 15181,7 163084,4 20352,2 183436,5 6416,9 7217, 9 20,8 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 1856,2 1348,3 276,0 15945,8 1980,9 1,38 82,8 105744,0 107809,1 123754,9 15181,7 138936,6 16669,4 155606,0 6674,5 7475, 10 16,4 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 1521,9 1348,3 276,0 15611,5 1560,6 1,38 82,8 83304,2 84948,9 100560,4 15181,7 115742,1 13132,0 128874,1 7058,1 7858, 11 12,3 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 1210,5 1348,3 276,0 15300,1 1169,0 1,38 82,8 62401,3 63654,4 78954,5 15181,7 94136,2 9836,9 103973,1 7663,4 8464, 12 8,0 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 885,3 1348,3 276,0 14974,9 760,1 1,38 82,8 40576,2 41420,5 56395,4 15181,7 71577,1 6396,4 77973,5 8961,1 9761, 13 4,8 270 3431,7 8401,2 31,9 2224,8 642,6 1348,3 276,0 14732,2 454,9 1,38 82,8 24284,2 24823,3 39555,6 15181,7 54737,3 3828,1 58565,4 11450,4 12251, 14 3,0 135 1715,9 4421,4 31,9 1201,5 507,9 1348,3 276,0 7878,5 285,5 1,38 82,8 15239,9 15609,6 23488,1 15181,7 38669,8 2402,4 41072,2 12889,9 13690, 15 2,6 864,3 2446,3 31,9 693,6 477,6 1348,3 276,0 4513,7 247,4 1,38 82,8 13207,9 13539,5 18053,2 15181,7 33234,9 2082,1 35317,0 12782,6 13583, Все 46048,3 113430,5 478,2 30135,3 48952,1 20223,8 4140,0 239044,4 56257,9 20,7 1242,0 3003113,2 3060633,8 3299678,2 227725,5 3527403,7 473407,7 4000811,4 5966,8 6767, го 591, 6.2.3 Расчёт коммерческой эффективности бурения горизонтальных скважин Коммерческая эффективность (финансовое обоснование) научно технических и организационных мероприятий определяется соотношением фи нансовых затрат и результатов, обеспечивающих требуемую норму доходности на вкладываемый капитал.

Осуществление научно-технических и организационных мероприятий со провождается притоком и оттоком денежных средств.

Разность между притоком Пt и оттоком денежных средств Оt в t-ом году представляет собой чистый доход Фt:

Фt = Пt – Оt. (6.27) Величина притока денежных средств Пt в t-ом году включает:

- выручку от продаж продукции, произведённой с использованием новой техники;

- доходы от продажи недвижимости;

- средства от уменьшения чистого оборотного капитала;

- ликвидационная стоимость (в конце проекта);

- другие доходы от деятельности предприятия.

Величина оттока денежных средств Оt в t-ом году включает:

- дополнительные вложения в основной и оборотный капитал (Кt);

- текущие затраты, связанные с осуществлением проекта, без учёта амор тизационных отчислений (Иt);

- налоги и сборы (Нt).

Отток денежных средств в t-ом году:

Оt = Кt + Иt +Нt. (6.28) Налоги, включаемые в отток денежных средств, – это налоги, относимые на финансовый результат деятельности предприятия, и налог на прибыль.

К налогам, относимым на финансовый результат, относится налог на иму щество предприятий. Налог на имущество (Ни) определяется в процентах от среднегодовой стоимости имущества по ставке до 2,2%. Налоговая ставка ут верждается на региональном уровне дифференцированно по предприятиям раз личных отраслей.

Налог на прибыль ( Н пр ) определяется по формуле:

Н пр = ( П Н и ), (6.29) где П – прибыль от продаж, полученная в результате проведения мероприятий;

– ставка налога на прибыль, доли единицы.

Чистая прибыль определяется разностью между налогооблагаемой при былью и налогом на прибыль.

Результаты расчёта чистой прибыли за весь период эксплуатации для вер тикальной и горизонтальной скважин приведены в табл. 6.11 и 6.12.

Таблица 6.11 – Расчёт прибыли от реализации нефти по наклонно-направленной скважине Остаточная стоимость Налог на имущество Эксплуатационные Налогооблагаемая Налог на прибыль Чистая прибыль от реализации Показатели от продаж Прибыль Выручка прибыль затраты ОПД 1 202699,11 142659,19 60039,92 2507,05 57532,87 11506,57 46026,29 113956, 2 190414,31 135842,51 54571,80 2339,08 52232,72 10446,54 41786,18 106321, 3 181200,72 129983,46 51217,26 2182,36 49034,90 9806,98 39227,92 99198, 4 171219,32 123636,15 47583,17 2036,14 45547,03 9109,41 36437,62 92552, 5 154327,73 112894,55 41433,18 1899,72 39533,46 7906,69 31626,77 86351, 6 141275,14 104594,22 36680,91 1772,44 34908,47 6981,69 27926,78 80565, 7 110563,15 85064,04 25499,11 1653,69 23845,42 4769,08 19076,34 75167, 8 110563,15 85064,04 25499,11 1542,89 23956,22 4791,24 19164,97 70131, 9 100581,75 78716,73 21865,02 1439,52 20425,51 4085,10 16340,40 65432, 10 95974,96 75787,20 20187,75 1343,07 18844,68 3768,94 15075,75 61048, 11 92903,76 73834,19 19069,57 1253,08 17816,49 3563,30 14253,19 56958, 12 92135,96 73345,93 18790,03 1169,13 17620,90 3524,18 14096,72 53142, 13 90600,36 72369,42 18230,94 1090,80 17140,14 3428,03 13712,11 49581, 14 89832,56 71881,17 17951,39 1017,71 16933,68 3386,74 13546,94 46259, 15 89064,76 71392,91 17671,85 949,53 16722,32 3344,46 13377,86 43160, Итого 1913356,72 1437065,71 476291,01 24196,21 452094,80 90418,96 361675,84 1099827, Таблица 6.12 – Расчёт прибыли от реализации нефти по горизонтальной скважине Остаточная стоимость Налог на имущество Эксплуатационные Налогооблагаемая Налог на прибыль Чистая прибыль от реализации Прибыль от Показатели Выручка прибыль затраты продаж ОПД 1 1216194,64 798552,22 417642,43 4985,04 412657,39 82531,48 330125,91 226592, 2 1142485,88 756159,08 386326,80 4651,04 381675,76 76335,15 305340,61 211410, 3 815403,23 548162,64 267240,58 4339,42 262901,16 52580,23 210320,93 197246, 4 770486,95 519599,75 250887,19 4048,68 246838,51 49367,70 197470,81 184030, 5 278135,42 206506,53 71628,89 3777,42 67851,48 13570,30 54281,18 171700, 6 266042,58 198816,52 67226,06 3524,33 63701,73 12740,35 50961,38 160196, 7 249342,94 188196,98 61145,95 3288,20 57857,75 11571,55 46286,20 149463, 8 241856,89 183436,50 58420,39 3067,89 55352,50 11070,50 44282,00 139449, 9 198092,31 155605,99 42486,32 2862,34 39623,97 7924,79 31699,18 130106, 10 156055,28 128874,06 27181,22 2670,56 24510,66 4902,13 19608,53 121389, 11 116897,50 103973,08 12924,42 2491,64 10432,78 2086,56 8346,23 113256, 12 76012,17 77973,52 -1961,36 2324,70 -4286,05 -857,21 -3428,84 105668, 13 45492,13 58565,40 -13073,27 2168,94 -15242,22 -3048,44 -12193,77 98588, 14 28549,17 41072,19 -12523,02 2023,62 -14546,64 -2909,33 -11637,31 91982, 15 24742,61 35316,96 -10574,34 1888,04 -12462,38 -2492,48 -9969,91 85820, Итого 5625789,68 4000811,42 1624978,25 48111,86 1576866,40 315373,28 1261493,12 2186902, Оценка эффективности проекта осуществляется с целью изучения его привлекательности для потенциальных участников и поиска источников фи нансирования.

Чистый доход в t-ом году Фt рассчитывается по формуле:

Фt = Пчt + At K t, (6.30) где Пчt – прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, в t-ом году;

At – амортизационные отчисления в t-ом году, руб.

Дисконтированный чистый доход по годам расчётного периода определя ется умножением чистого дохода, полученного в t-ом году, на соответствую щий коэффициент приведения, t.

Чистый дисконтированный доход (интегральный эффект) представляет собой сумму дисконтированных потоков чистого дохода по годам.

Чистый дисконтированный доход ЧДД при оценке коммерческой эффек тивности рассчитывается по формуле:

T T ЧДД = Фt t = ( Пчt + At K t ) t. (6.31) t =1 t = Индекс доходности (прибыльности) IД представляет отношение чистого дисконтированного дохода к приведённым капитальным вложениям КО, увели ченное на единицу:

T ( Пчt + At Kt ) t ЧДД IД = + 1 = t =1 + 1. (6.32) T KO K t t t = Евн определяется на основе решения уравнения:

Пчt + At T T Kt (1 + E ) =. (6.33) (1 + Eвн ) t tp t tp t =1 t = вн Результаты оценки коммерческой эффективности строительства наклон но-направленной и горизонтальной скважин приведены в табл. 6.13, 6.14, 6.15.

Капитальные вложения по наклонно-направленной скважине составили 113956,96 тыс. руб., по горизонтальной – 226592,56 тыс. руб., чистый дискон тированный доход – 161955,19 тыс. руб. и 854968,89 тыс. руб. соответственно, индекс доходности по наклонно-направленной скважине – 2,42 руб., по гори зонтальной – 4,77 руб. на 1 рубль капитальных вложений, внутренняя норма доходности по наклонно-направленной скважине составила 39%, по горизон тальной – 138%, срок окупаемости наклонно-направленной скважины – 3,6 го да, а горизонтальной – 1,67 года.

Результаты расчёта показали, что капитальные вложения в бурение гори зонтальной скважины, по сравнению с наклонно-направленной, увеличились на 112635,6 тыс. руб., чистый дисконтированный доход увеличился на 693013,7 тыс. руб., индекс доходности увеличился на 2,35 руб., а срок окупае мости уменьшился на 1,93 года.

Таблица 6.13 – Оценка коммерческой эффективности бурения наклонно-направленной скважины (тыс. руб.) Коэффициент Внутренняя Срок Амортиза- Дисконти- Индекс Чистая Капитальные Чистый дисконти- норма Накопленная окупае Годы ционные ЧДД рованные кап. доход рования, доходности, мости, прибыль вложения доход сумма ЧДД отчисления вложения ности доли ед. % лет 1 0 0 1 113956,96 -113956, 113956,96 -113956,96 -113956, 2 0, 46026,29 7635,12 53661,41 48783,10 -65173, 3 0, 41786,18 7635,12 49421,29 40844,04 -24329, 4 0, 39227,92 7635,12 46863,03 35208,89 10879, 5 0, 36437,62 7635,12 44072,74 30102,27 40981, 6 0, 31626,77 7635,12 39261,88 24378,54 65359, 7 0, 27926,78 7635,12 35561,89 20073,76 85433, 8 0, 19076,34 7635,12 26711,45 13707,20 99140, 9 0, 19164,97 7635,12 26800,09 12502,44 111643, 10 0, 16340,40 7635,12 23975,52 10167,96 121811, 11 0, 15075,75 7635,12 22710,86 8756,02 130567, 12 0, 14253,19 7635,12 21888,31 7671,72 138238, 13 0, 14096,72 7635,12 21731,84 6924,43 145163, 14 0, 13712,11 7635,12 21347,23 6183,53 151346, 15 0, 13546,94 7635,12 21182,06 5577,90 156924, 16 0, 13377,86 7635,12 21012,97 5030,34 161955, Итог 361675,84 114526,74 362245,63 161955,19 113956,96 2,42 39% 1215985,41 3, Таблица 6.14 – Оценка коммерческой эффективности горизонтальной скважины, тыс. руб.

Коэффици- Внутренняя Аморти- Срок оку № Чистая Капитальные Чистый Дисконтированные Индекс Накопленная ент дискон- норма зационные паемости, ЧДД п/п прибыль вложения доход кап. вложения доходности сумма ЧДД тирования, доходности, отчисления лет доли ед. % 1 0 0 226592,56 -226592,56 1 -226592,56 226592,56 -226592, 2 0, 330125,91 15181,70 345307,61 313916,01 87323, 3 0, 305340,61 15181,70 320522,31 264894,47 352217, 4 0, 210320,93 15181,70 225502,63 169423,46 521641, 5 0, 197470,81 15181,70 212652,51 145244,53 666885, 6 0, 54281,18 15181,70 69462,88 43130,99 710016, 7 0, 50961,38 15181,70 66143,08 37336,05 747352, 8 0, 46286,20 15181,70 61467,90 31542,75 778895, 9 0, 44282,00 15181,70 59463,70 27740,25 806635, 10 0, 31699,18 15181,70 46880,88 19882,07 826518, 11 0, 19608,53 15181,70 34790,23 13413,14 839931, 12 0, 8346,23 15181,70 23527,93 8246,40 848177, 13 0, -3428,84 15181,70 11752,86 3744,82 851922, 14 0, -12193,77 15181,70 2987,93 865,50 852787, 15 0, -11637,31 15181,70 3544,39 933,35 853721, 16 0, -9969,91 15181,70 5211,80 1247,66 854968, Итог 1261493,1 227725,52 1489218,64 854968,89 226592,56 4,77 138% 10372404,72 1, Таблица 6.15 – Результаты оценки коммерческой эффективности строительства наклонно-направленной и горизонтальной скважин Наклонно Единица Горизонтальная Показатель направленная измерения скважина скважина Накопленная добыча нефти тыс. т 201,06 591, Капитальные вложения тыс. руб. 113956,96 226592, Общая сумма эксплуатационных затрат тыс. руб. 1437065,7 4000811, Амортизационные отчисления тыс. руб. 113956,96 226592, Доход государства (налоги и платежи) тыс. руб. 1041768,7 3060633, Выручка от реализации (без НДС) тыс. руб. 1913356,72 5625789, Себестоимость добычи 1 тонны нефти руб./т 7147,5 6767, Чистая прибыль от реализации тыс. руб. 361675,84 1261493, Чистый доход тыс. руб. 362245,63 1489218, Чистый дисконтированный доход тыс. руб. 161955,19 854968, Индекс доходности руб./руб. 2,42 4, Внутренняя норма доходности % 39% Период окупаемости капитальных вложений годы 3,6 1, 6.3 Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевых буровых растворов 6.3.1 Аннотация мероприятия На месторождениях Вала Гамбурцева при бурении под эксплуатационную колонну происходит осыпание стенок скважин, что может привести к прихвату бу рильного инструмента. С целью сохранения стабильности стенок скважины при бурении под эксплуатационную колонну на месторождениях Вала Гамбурцева применяются хлоркалиевые буровые растворы, которые за счёт ионов калия сни жают набухание глин и переход глинистой породы в раствор, обеспечивают сни жение проницаемости призабойной зоны пласта и уменьшают опасность прихвата бурильного инструмента под действием перепада давления.

Мраморная крошка, используемая в хлоркалиевых буровых растворах, как любой карбонат кальция, хорошо растворяется при кислотных обработках и не снижает производительность скважин в дальнейшем в процессе их эксплуатации.

Использование в хлоркалиевых буровых растворах полианионной целлю лозы повышает ингибирующую способность раствора и снижает воздействие на пласт бурового раствора.

6.3.2 Обоснование базы сравнения Применение хлоркалиевых буровых растворов способствует увеличению проходки на долото и механической скорости, уменьшению времени спуско подъёмных операций, времени промывки, проработки, приготовления и обра ботки бурового раствора. При использовании хлоркалиевых буровых растворов уменьшается расход материалов и химреагентов на 1 м проходки, и, соответст венно, снижаются транспортные расходы на доставку материалов и химреаген тов со складов на буровые.

Хлоркалиевый буровой раствор в Усинском филиале ООО «РН-Бурение»

использован в процессе бурения под эксплуатационную колонну на Хасырей ском месторождении на скважине № 5028. В качестве базы сравнения принята скважина № 5108, на которой при бурении под эксплуатационную колонну ис пользовался полимерглинистый буровой раствор.

6.3.3 Расчёт экономии эксплуатационных затрат от использования хлоркалиевого бурового раствора Таблица 6.16 – Результаты расчёта экономии эксплуатационных затрат от использования хлоркалиевого бурового раствора на скважине № Вариант Наименование показателей базовый – полимерглини- новый – хлоркалие стый буровой раствор вый буровой раствор 1 2 Исходные данные 1. Площадь Хасырейская 2. № скважины 5108 3. Цель бурения Эксплуатация 4. Способ бурения Винтовой забойный двигатель 5. Вид привода ДВС 6. Тип БУ Уралмаш – 3Д 7. Глубина скважины 3040 8. Профиль скважины Наклонно-направленная 9. Интервал бурения, м 2085- 10. Механическая скорость бурения, м/ч 2,17 2, 11. Проходка на долото, м 992/9=110,22 891/4=222, 12. Проходка за рейс, м 82,67 89, 13. Затраты времени по интервалу, ч 13.1 Время СПО на 1 рейс 5,73 5, 13.2 Время подготовительно заключительных и вспомогательных 0,8+0,27*2=1,34 0,8+0,27*2=1, работ на 1 рейс, ч 13.3 Время приготовления и обра ботки бурового раствора на 1 м 0,006 0, проходки, ч 13.4 Время промывки скважины 0,053 0, на 1 м проходки, ч 13.5 Время проработки скважины 0,110 0, на 1 м проходки, ч Продолжение табл. 6. 1 2 14. Коммерческая скорость бурения, 867 м/ст.-мес.

15. Средневзвешенная цена долота 204912,79 277696, с учётом ТЗР, руб.

16. Расход материалов и химреаген тов на 1 м проходки, кг/м:

– бентонит 7,79 8, – барит 7, – мел 28, – бакцит 1, – рисовая шелуха 0,88 1, – мраморная крошка 0,27 0, – РАС – R 1,04 0, – РAС – LV 1, – DESCQ 1, – DD 0, – сода каустическая 0,57 0, – сода кальцинированная 0,98 0, – хлористый калий 10, – ФК-2000 2,66 1, – КМЦ 0, – дефомер 0, – НТФ 0, – полигликоль 1, – Soolim HR 0, 17. Итого расходов материалов и 53,69 25, химреагентов на 1 м проходки, кг/м 18. Цена 1 т материалов и химреа гентов с учётом ТЗР, руб./т:

– бентонит 10194, – барит 2542, – мел 1260, – мраморная крошка 3275, – РАС – R 210120, – РAС – LV 216277, – DESCQ 120458, – LUBЕ-167 87912, – FK-Lube 31010, – DD 59615, – сода каустическая 16663, – сода кальцинированная 6489, – хлористый калий 5640, – ФК-2000 30953, – КМЦ 94914, – дефомер – НТФ 92009, – полигликоль 54368, – Soolim HR 142742, Продолжение табл. 6. 2 2 19. Предпроизводственные затраты, руб.

20. Годовой объём использования нового бурового раствора, м 21. Транспортные расходы 2250, на перевозку 1 т материалов, руб./т Расчётные показатели 22. Проходка в интервале, м 890 23. Количество долот, шт. 890/110,22=8 890/222,75= 24. Количество рейсов, шт. 890/82,67=11 890/89,1= 25. Время механического бурения, ч 890/2,17=410,14 890/2,97=299, 26. Время СПО, ч 11*5,73=63,03 10*5,73=57, 27. Время ПЗВР, ч 11*1,34=14,74 10*1,34=13, 28. Время приготовления и обработ 890*0,006=5,34 890*0,005=4, ки бурового раствора, ч 29. Время промывки, ч 890*0,053=47,17 890*0,028=24, 30. Время проработки, ч 890*0,110=97,90 890*0,014=12, 31. Итого времени, ч: 638,32 412, 32. Экономия времени в интервале, ч 226, 33. Скорость бурения, м/ст.-мес.: 867 2975/3,03=981, - станко-месяцы 2975/867=3,43 2178,67/720=3, - календарное время, ч 3,43*720=2404,8 2404,8-226,13=2178, 34. Себестоимость часа эксплуата ции буровой установки по затратам, зависящим от времени, при средней скорости по Хасырейскому место рождению 1145 м/ст.-мес.

35. Откорректированная себестои- Изменение коммер мость 1 часа эксплуатации буровой ческой скорости – установки по затратам, зависящим 9170*(1-(1145- 13,25%.

от времени, руб./ч 1001)/100*2,4/100-(1000- 9170*(1-(1145 867)/100*2,7/100) -1001)/100*2,4/100 =8523,79 -(1000 -981,85)/100*2,7/100)= =8808, 36. Стоимость материалов и химреа гентов, расходуемых на 1 м проходки, руб./м:

– бентонит 7,79*10,19494=79,42 8,47*10,19494=86, – барит 7,25*2,54237=18, – мел 28,26*1,26099=35, – мраморная крошка 1,09*3,27529=3, – РАС – R 0,88*210,120=184,91 1,44*210,120=302, – РAС – LV 0,27*216,27749=58,39 0,08*216,27749=17, – DESCQ 1,04*120,458=125,28 0,03*120,458=3, – LUBЕ-167 1,69*87,91279=148, – FK-Lube 1,3*31,01003=40, – DD 0,72*59,61532=42, – сода каустическая 0,57*16,66356=9,50 0,62*16,66356=10, Окончание табл. 6. 1 2 – сода кальцинированная 0,98*6,489=6,36 0,14*6,489=0, – хлористый калий 10,97*5,64068=61, – ФК-2000 2,66*30,95398=82,34 1,09*30,95398=33, – КМЦ 0,05*94,914=4, – дефомер 0,03*161,700=4, – НТФ 0,01*92,00958=0, – полигликоль 1,57*54,36864=85, 0,11*142,74237= – Soolim HR =15, 37. Итого затрат на материалы и химреагенты, расходуемые на 1 м 878,04 585, проходки, руб./м Расчёт эксплуатационных затрат 38. Изменяющиеся эксплуатацион ные затраты, руб., на:

277696,26*4= - долота 204912,79*8=1639302, 1110785, 638,32*8523,79= 412,19*8808, - время =5440905,63 =3630631, 585,87*890= - материалы и химреагенты 878,04*890=781455, 521424, 2250,85*0,05369*890= 2250,85*0,02542* - транспортные расходы =107554,84 =50922, 39. Итого: 7969218,39 5313763, 40. Экономия эксплуатационных за 2655454, трат, руб.

41. Экономия себестоимости 1 м проходки, руб./м:

2655454,92/890= - в интервале (С1-С2) =2983, 2655454,92/2975= - в среднем по скважине =892, Использование хлоркалиевого бурового раствора при бурении скважины № 5028 в интервале 2085-2975 м, по сравнению с бурением скважины № 5108 в этом же интервале с использованием полимерглинистого бурового раствора, при вело к уменьшению расхода материалов и химреагентов на 1 м проходки с 53,69 кг до 25,42 кг, т. е. на 28,27 кг. В связи с этим затраты на материальные ресурсы на 1 м проходки сократились с 878,04 руб. до 585,87 руб., или на 33,3%. Затраты на мате риалы и химреагенты по интервалу сократились на 260,031 тыс. руб. Уменьшение транспортных расходов составило 56,632 тыс. руб.

Себестоимость часа, скорректированная на скорость бурения, при ис пользовании базовой технологии составила 8523,79 руб./ч, при использовании хлоркалиевых буровых растворов себестоимость составила 8808,15 руб./ч, т. е.

возросла на 3,3%. За счёт сокращения времени бурения в интервале на 226,13 часа произошло увеличение коммерческой скорости с 867 до 982 м/ст.-мес., т. е. на 115 м/ст.-мес., или на 13,3%, и произошло снижение затрат на 1810,274 тыс. руб.

Экономия эксплуатационных затрат составила 2655,454 тыс. руб. Эконо мия себестоимости 1 м проходки в интервале мощностью 890 м составила 2983,66 руб., в среднем по скважине № 5028 – 892,59 руб.

6.3.4 Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевого бурового раствора Таблица 6.17 – Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевых буровых растворов на Хасырейском месторождении Год Результирующие Показатели показатели 2004 2005 1. Объём бурения, м 1780 2. Количество скважин 2 3. Предпроизводственные затраты, руб.

4. Экономия себестоимости строительства скважин на объём 5310909,84 7966364, внедрения хлоркалиевых буровых растворов, руб.

5. Прибыль от внедрения хлор 5310909,84 7966364, калиевого бурового раствора, руб.

6. Налог на прибыль (20%), руб. 1062181,97 1593272, 7. Чистая прибыль, руб. 4248727,87 6373091, 8. Чистый годовой доход, руб. -2000000 4248727,87 6373091, 9. Коэффициент дисконтирования 1 0,8696 0, 10. Дисконтированный чистый -2000000 3694693,76 4818694, доход, руб. (строка 8 *строка 9) 11. Чистый дисконтированный 6513387, доход, руб.

12. Капитальные вложения, руб. 13. Дисконтированные капи тальные вложения, руб. (строка 3* строка 9) 14. Приведённые капитальные вложения, руб.

15. Индекс доходности, 4, руб./руб. (строка 10/строка 14+1) 16. Накопленный чистый -2000000 1694693,76 6513387, дисконтированный доход, руб.

17. Внутренняя норма доходности, % 18. Срок окупаемости, лет 1, В результате оценки коммерческой эффективности использования хлор калиевого бурового раствора чистый дисконтированный доход составил 6513 тыс. руб., индекс доходности – 4,26 руб. на 1 рубль предпроизводственных затрат, срок окупаемости – 1,5 года. Внутренняя норма доходности по расчёту составила 202%. Полученные показатели свидетельствуют, что использование хлоркалиевых буровых растворов на Хасырейском месторождении является эффективным мероприятием.

6.4 Оценка коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура 6.4.1 Аннотация мероприятия Сущность работы заключается в использовании усовершенствованного односекционного турбобура с улучшенной энергетической характеристикой.

Улучшение показателей работы турбобура осуществляется за счёт использова ния высокомоментных ступеней турбин.

Уменьшенные размеры забойного двигателя повышают качество управ ления траекторией ствола скважины и способствуют повышению показателей работы долот за счёт рационального размещения опорно-центрирующих эле ментов на забойном двигателе.

6.4.2 Выбор и обоснование базы сравнения Расчёт показателей эффективности проводится с использованием прин ципа «с проектом – без проекта». В качестве ситуации «без проекта» приняты показатели бурения в идентичных геолого-технических условиях при бурении скважин по серийной технологии с использованием серийных турбобуров. Рас чёт экономического эффекта составлен на стадии внедрения мероприятия в фи лиале «Тюменбургаз» ООО «Бургаз».

Факторы экономической эффективности:

- уменьшение времени механического бурения;

- увеличение проходки на долото;

- снижение затрат на содержание турбобура;

- снижение транспортных расходов.

В течение первого года разработка внедрена в филиале «Тюменбургаз»

при бурении 85 скважин на Харвутинской площади, в течение второго года – при бурении 22 скважин на Ямбургском ГКМ.

6.4.3 Расчет коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура При определении эффективности НИОКР на стадии внедрения учитыва ются следующие основные положения и условия:

– используется принцип сравнения «без проекта» и «с проектом», то есть расчёт выполняется сопоставлением денежных потоков, связанных с проведе нием НИОКР и использованием его результатов, с денежными потоками, кото рые имели бы место, если внедрение не проводилось;

– расчёт выполняется в текущих ценах без учета НДС;

– налоговое окружение принимается в соответствии с действующим за конодательством;

– величина нормы дисконта определена из требований ОАО «Газпром» к доходности инвестиций.

Таблица 6.18 – Затраты времени на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы на один рейс при бурении в интервале 550-1350 м Наименование работ Время, мин.

Промывка 1,82[(550+1320):2:100]=33, ПЗР, СПО 6+19+13= Смена долота, проверка т/б 7+2+7= Наращивание Смена переводника Дополнительное время при работе с УБТ Проработка Всего, ч 121,66:60=2, Нормы времени приняты в соответствии с «Едиными нормами времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые». М., НИИ труда, 1987 г. В таблице 6.19 представлены исходные данные для расчета.

Таблица 6.19 – Исходные данные для расчёта Наименование показателей Показатели Обоснование пока зателей Базового ва- варианта но рианта вой техники 1 2 3 Харвутинская площадь Показатели базового 1. Цель бурения Эксплуатация варианта – ГРП 2. Способ бурения Турбинный №137-02- 3. Тип буровой установки БУ-1600/100ЭУ 4. Глубина скважины, м Продолжение табл. 6. 1 2 Фактические данные 5. Коммерческая скорость бурения, 1674 филиала «Тюмен м/ст.-мес.

бургаз»

6. Интервал бурения, м 550- 7. Проходка на долото, м 180 8. Механическая скорость проходки, 20,0 21, м/ч 9. Время на проработку, час. 15,5 3, Таблица 7. 10. Время подготовительно-заключи- 2, тельных работ на один рейс, ч РД 39-0148052-547 11. Время на один спуско-подъём 1, 87 «Методика опре инструмента, ч деления экономиче ской эффективности использования при строительстве неф тяных и газовых скважин новой тех ники, изобретений и рационализаторских предложений»

Ямбургское ГКМ 12. Цель бурения Эксплуатация 13. Способ бурения Турбинный Фактические данные 14. Тип буровой установки БУ=1600/100ЭУ филиала «Тюмен 15. Глубина скважины, м бургаз»

16. Коммерческая скорость бурения, 1657 м/ст.-мес.

17. Интервал бурения, м 550- 18. Проходка на долото, м 170 19. Механическая скорость проходки, 19,4 20, м/ч 20. Время на проработку, ч 16,5 4, Таблица 7. 21. Время подготовительно-заключи- 2, тельных работ на один рейс, ч РД 39-0148052-547 22. Время на один спуско-подъём 1, 87 «Методика опре инструмента, ч деления экономиче ской эффективности использования при строительстве неф тяных и газовых скважин новой тех ники, изобретений и рационализаторских предложений»

23. Стоимость часа работы буровой установки по прямым затратам, зави сящим от времени, БУ-1600/100ЭУ, руб./ч:

- Харвутинская площадь 13 - Ямбургское ГКМ 13 Окончание табл. 6. 1 2 3 24. Тип турбобура: 3ТРХ-195 1А7Ш Единые нормы вре - число секций 3 1 мени на бурение - тип и число ступеней 26/16,5-330 А7П5-110 скважин на нефть и - масса, кг 4805 1952 газ и другие полез ные ископаемые. – 25. Межремонтный период турбобура, ч 150 М., НИИтруда, 1987 г.

26. Сборка и разборка турбобуров на 1,46 0, (ремонт гидрав. за буровой, ч бойных двигат.).

27. Коэффициент увеличения времени 1, работы турбобура на промывку Данные филиала 28. Ремонт турбобуров, ч 53,85 17, «Тюменбургаз».

29. Стоимость комплекта запчастей 7776000 Сборник 49 СНИП для ремонта турбобура, руб.

«Скважины на нефть 30. Число задействованных слесарей и газ». Сметные нор в ремонте турбобура, чел.

мы. Т. 2. Расценки.

31. Средняя заработная плата слесаря 23. к=41,86 13,5 руб./сут 4 разряда, руб./ч *41,86/24 ч 32. Цена долот, руб.: Цены завода ОАО 215,9МС-ГВ 79492 «Волгабурмаш», 215,9 МЗ-ГВ 80508 НПП «Буринтех», 215,9С-ГВ 63559 Письмо ООО «Бургаз»

№ 15/ от 16.10. 33. Норма транспортно-заготовитель- 22,5 СНИП 4.02-91, для ных расходов, % района 1 г 34. Налог на прибыль, % 24,0 Налоговое законода тельство 35. Норма дисконта, % 12, 36. Объём внедрения, скв.: 107 Акт внедрения, - Харвутинская площадь - 85 приложение - Ямбурское ГКМ - 37. Затраты на разработку (внедре- 2712 Договор № 6038-04- ние), тыс. руб.

Расчет экономии эксплуатационных затрат представлен в таблице 6.20.

Таблица 6.20 – Расчёт экономии эксплуатационных затрат Показатели Наименование показателей варианта новой базового варианта техники 1 2 Харвутинская площадь Расчёт технико-экономических показателей 1. Проходка в интервале, м 2. Количество долот, шт. 770:180=5 770:235= 3. Время, ч:

- механическое бурение 770:20,0=38,5 770:21,1=36, - СПО 1,935=9,65 1,934=7, - ПЗВР 2,035=10,15 2,034=8, - сборка и разборка турбобуров на буровой 1,46 0, - проработки 15,5 3, Итого: 72,26 54, Продолжение табл. 6. 1 2 4. Количество турбобуров на скважину, шт. 38,51,2/150=0,31 36,491,2/200=0, 5. Затраты на работу буровой установки, руб. 1318872,26=952965 1318854,89= 6. Затраты на долота с учетом транспортно заготовительных расходов, руб.:

215,9МС-ГВ 794911=79492 794911= 215,9МЗ-ГВ 805082=161016 805082= 215,9С-ГВ 635592=127118 635591= Итого: (79492+161016+ 79492+161016+ +127118)1,225= +63559)1,225= =450342 = 7. Текущие затраты, руб.:

- на комплект запасных частей для ремонта 776 0000,31 258 6660, турбобура с учётом транспортно-заготови- 1,225=294 686 1,225=69 тельных расходов;

- проведение ремонта турбобуров (2 чел.) 53,8523,5420,31= 17,9523,5420,22= =392 = 8. Итого по статьям изменяющихся затрат, 952965+450342+ 723889+372482+ руб. +294686+392= +69710+186= =1698385 = 9. Снижение затрат, руб., в расчёте на:

- одну скважину - 532 - объём внедрения (85 скв.) 45 230 10. Снижение себестоимости метра проходки в интервале, руб. 532118/770= Ямбургское ГКМ Расчёт технико-экономических показателей 11. Проходка в интервале, м 12. Количество долот, шт. 750:170=5 750:229= 13. Время, ч - механическое бурение 750:19,4=38,66 750:20,8=36, - СПО 1,935=9,65 1,934=7, 2,034=8, - ПЗВР 2,03510, - сборка и разборка турбобуров на буровой 1,46 0, - проработки 16,5 4, Итого: 76,42 56, 14. Количество турбобуров на скважину, шт. 38,661,2/150=0,31 36,051,2/200=0, 15. Затраты на работу буровой установки, 1308276,42=999726 1308256,89= руб.

16. Затраты на долота с учётом транспортно заготовительных расходов, руб.:

215,9МС-ГВ 794911=79492 794911= 215,9МЗ-ГВ 805082=161016 805082= 215,9С-ГВ 635592=127118 635591= Итого: (79492+161016+ 79492+161016+ +127118)1,225= +63559)1,225= =450342 = Окончание табл. 6. 1 2 17. Текущие затраты, руб.

- на комплект запасных частей для ремонта 776 0000,31 258 6660, турбобура с учётом транспортно-заготови- 1,225=294 686 1,225=69 тельных расходов;

- проведение ремонта турбобуров (2 чел.) 53,8523,5420,31= 17,9523,5420,22= =392 = 18. Итого по статьям изменяющихся затрат, 999726+450342+ 744235+372482+ руб. +294686+392= +69710+186= =1 745 145 = 1 186 19. Снижение затрат, руб., в расчёте на:

- одну скважину - 558 - объём внедрения (85 скв.) - 12 287 20. Снижение себестоимости метра проходки в интервале, руб./м 558 532/750= ИТОГО снижение затрат на объём 45230030 + 12287704 = внедрения, руб. =57 517 В таблице 6.21 представлен расчёт показателей коммерческой эффектив ности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура.

Таблица 6.21 – Оценка коммерческой эффективности новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура Ед.

Наименование показателя 1 год 2 год 3 год Итого измерения Предпроизводственные затраты тыс. руб. 2712 Снижение затрат в результате тыс. руб.

внедрения:

– по Харвутинской площади 45230,03 45230, – по Ямбургскому ГКМ 12287,70 12287, Ставка налога на прибыль % 20 Налог на прибыль тыс. руб. 9046,0 2457,54 Чистая прибыль в результате тыс. руб. 36184,03 9830,16 внедрения Чистый доход тыс. руб. -2712 36184,03 9830,16 43302, Норма дисконта % 12 12 Коэффициент дисконтирования 1,0000 0,8929 0, Дисконтированный чистый доход тыс. руб. -2712 32308,72 7836,60 37433, Чистый дисконтированный доход тыс. руб. 37433, Накопленный дисконтированный тыс. руб. -2712 29596,72 37433, чистый доход Индекс доходности руб./руб. 14, Срок окупаемости годы 1, Интегральный эффект от внедрения новой технологии бурения наклонно направленных газовых скважин на сеноманский горизонт с использованием усовершенствованного турбобура составил 37433,32 тыс. руб., индекс доходно сти – 14,80 руб. на 1 рубль предпроизводственных затрат и срок окупаемости – 1,1 года. Полученные результаты свидетельствуют об экономической эффек тивности использования усовершенствованного турбобура.

Результаты расчёта коммерческой эффективности использования усо вершенствованного турбобура приведены в таблице 6.22.

Таблица 6.22 – Результаты расчета коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура на Харвутинской площади и Ямбургском ГКМ Наименование показателей Единица Величина измерения показателя 1. Объём внедрения, в том числе: скв. - Харвутинская площадь - Ямбургское ГКМ 2. Снижение себестоимости метра проходки руб./м в интервале бурения:

- Харвутинская площадь - Ямбургское ГКМ 3. Снижение затрат, в том числе: тыс. руб.

3.1 Хартвутинская площадь в расчёте на:

- одну скважину - объём внедрения 45 3.2 Ямбургское ГКМ в расчёте на:

- одну скважину - объём внедрения 12 4. Интегральный экономический эффект тыс. руб. 37433, Таким образом, произведена оценка эффективности внедрения инноваци онных технологий в строительстве нефтяных и газовых скважин:

- внедрение новых типов буровых установок;

- внедрение колтюбинговых установок в бурении нефтяных и газовых скважин;

- внедрение новых буровых растворов в бурении нефтяных и газовых скважин и при вскрытии продуктивных пластов;

- внедрение новых типов долот;

- внедрение нового бурового оборудования.

7 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИЙ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА 7.1 Оценка эффективности добычи нефти в Республике Коми Основной объём добычи нефти на территории Республики Коми прихо дится на долю ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», что составляет 68,9% общего объёма добычи нефти в Республике Коми. На долю ООО «РН-Северная нефть» прихо дится 9,3%, т. к. основной объём добычи приходится на месторождения, распо ложенные в НАО. Динамика объёмов производства и реализации продукции по этим организациям представлена в таблицах 7.1 и 7.3.

Таблица 7.1 – Динамика показателей объёма производства и реализации продукции в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» за 2006-2010 годы Темп роста, % Показатели 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.

к 2006 г. к 2009 г. к 2008 г. к 2009 г.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1. Валовая добыча 9721,32 9873,97 11920,94 13373,30 13061,58 101,57 120,73 112,18 97, нефти, тыс. т.

2. Валовая добыча 817,69 814,10 849,42 819,20 922,48 99,56 104,34 96,44 112, попутного газа, млн м 3. Валовая добыча 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0, природного газа, млн м 4. Товарная добыча 9660,85 9814,75 11845,61 13320,35 13021,88 101,59 120,69 112,45 97, нефти, тыс. т 5. Товарная добыча 202,97 173,22 284,00 257,20 348,78 85,34 163,96 90,56 135, попутного газа, млн м 9. Реализованная 57209488 74377197 89843105 98899197 117811797 130,01 120,79 110,08 119, продукция, тыс. руб., в т. ч.

- по нефти и газу 46885624 52164870 67312154 90498752 108508115 111,26 129,04 134,45 119, Объём валовой и товарной добычи нефти в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» за рассматриваемый период увеличился в 1,3 раза, а объём реализованной про дукции – в 2,06 раза за счёт роста добычи нефти и цен на нефть и газ.

Валовая и товарная добыча нефти в ООО «РН-Северная нефть» имеют устойчивую тенденцию к снижению. Объём валовой добычи в динамике за 4 года уменьшился с 5 616 281 т до 4 083 226 т, т. е. на 27,3%. Объём валовой добычи в 2009 г. уменьшился по сравнению с 2008 г. на 11,0%, а в 2010 г. по сравнению с 2009 г. – на 14,2%. Следует отметить увеличение темпа снижения объёма добычи нефти в связи с истощением нефтяных месторождений. Темп снижения товарной добычи нефти совпадает с темпом падения валовой добычи.

Объём товарной добычи в 2009 г. также уменьшился по сравнению с 2008 г. на 11,0%, а в 2010 г. по сравнению с 2009 г. – на 14,2%.

Динамика показателей эффективности производства по этим организаци ям представлена в таблицах 7.2 и 7.4.

Таблица 7.2 – Динамика показателей эффективности производства в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» за 2006-2010 годы Темп роста, % Показатели 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.

к 2006 г. к 2007 г. к 2008 г. к 2009 г.

1. Выручка от про дажи товаров, про 57209488 74377197 89843105 98899197 117811797 130,01 120,79 110,08 119, дукции, работ услуг, тыс. руб.

2. Прибыль 12689186 13705999 5881162 31003200 31169445 108,01 42,91 527,16 100, от продаж, тыс. руб.

3. Прибыль до нало 9767445 9445958 427421 22832498 22190607 96,71 4,52 5 341,92 97, гообложения (балан совая), тыс. руб.

4. Чистая прибыль, 6963896,08 6513037 304971 1778482 17987001 93,53 4,68 5 831,64 101, тыс. руб.

5. Рентабельность 28,50 22,61 7,00 45,66 35,97 79,33 30,98 651,90 78, продукции, % 6. Рентабельность 21,94 18,43 6,55 31,35 26,46 84,00 35,52 478,89 84, продаж, % 7. Рентабельность 15,64 10,73 0,36 26,19 20,76 68,61 3,39 7 211,56 79, производственной деятельности, % 8. Рентабельность реализованной 12,17 8,76 0,34 17,98 15,27 71,98 3,87 5 297,65 84, продукции, % 9. Производитель 1189,15 1150,81 1589,03 1969,85 2026,94 96,78 138,08 123,97 102, ность труда, т/чел.

10. Производитель 6268,14 7100,24 9035,27 13433,17 16807,92 113,28 127,25 148,67 125, ность труда, тыс. руб./чел.

11. Среднесписочная численность ППП, 7279,00 7546,00 7502,00 6789,00 6444,00 103,67 99,42 90,50 94, чел.

12. Себестоимость 3620,57 4116,40 5224,72 4020,39 4814,02 113,69 126,92 76,95 119, 1 тонны нефти, руб.

13. Цена 1 тонны 4824,04 5309,60 5687,02 6814,85 8263,10 110,07 107,11 119,83 121, нефти, руб.

14. Себестоимость 1 тыс. м3 попутного 1073,37 1349,90 1619,32 1900,72 1918,10 125,76 119,96 117,38 100, газа, руб.

15. Цена 1 тыс. м 880,46 965,70 1466,13 1639,11 2033,21 109,68 151,82 111,80 124, попутного газа, руб.

Все показатели рентабельности в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в динамике за пять лет увеличились, что свидетельствует о повышении эффективности добы чи нефти в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Рентабельность продаж в ООО «ЛУКОЙЛ Коми» увеличилась с 21,9% в 2006 г. до 26,5% в 2010 г., т. е. на 21%, рента бельность продукции увеличилась за этот период на 26,2%, рентабельность реализованной продукции – на 25,4%.

Таблица 7.3 – Динамика показателей объёма производства и реализации продукции в ООО «РН-Северная нефть» за 2006-2010 гг.

Показатели 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.

Валовая добыча нефти, т 5616281 5349576 4759021 Темп роста, % 100 95,3 84,7 72, Товарная добыча нефти, т 5580728 5335832 4749869 Темп роста, % 100 95,6 85,1 73, Объем реализации нефти, т 5616281 5349576 4759021 Темп роста, % 100 95,3 84,7 72, Валовая продукция по нефти и газу, тыс. руб. 7277496 8108738 8539431,15 Темп роста, % 100 111,4 117,3 118, Товарная продукция по нефти, тыс. руб. 7109903,28 7939077,72 8439472,24 8530288, Темп роста, % 100 111,7 118,7 120, Товарная продукция, тыс. руб. 8695756,28 9091869,72 9200898,5 9436697, Темп роста, % 100 104,6 105,8 108, Выручка от продаж, тыс.руб. 8863349 9261530 9300857 Темп роста, % 100 104,5 104,9 107, Выручка от операторских услуг, тыс. руб. 7277496 8108738 8539431,15 Темп роста, % 100 111,4 117,3 118, Таблица 7.4 – Динамика показателей эффективности производства в ООО «РН-Северная нефть» за 2007-2010 гг.

Темп роста, % Показатели 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.

к 2007г. к 2008 г. к 2009 г.

1 2 3 4 5 6 7 1. Выручка от продаж, 8863349 9261530 9300857 9505640 104,5 100,4 102, тыс. руб.

2. Себестоимость продан ных товаров, продукции, 6952759 8074790 8287154 8583730 116,1 102,6 103, работ, услуг, тыс. руб.

4. Коммерческие расходы, 3546 1716 1128 1056 48,4 65,7 93, тыс. руб.

5. Управленческие расходы, 1092632 648697 587273 493926 59,4 90,5 84, тыс. руб.

6. Себестоимость продук 8048937 8725203 8875555 9078712 108,4 101,7 102, ции, тыс. руб.

2. Прибыль от продаж, 814 412 536327 425302 426928 65,9 79,3 100, тыс. руб.

4. Чистая прибыль, 3, 18094 63031 84594 24 134,2 0, тыс. руб. раза 5. Рентабельность продаж, % 9,19 5,79 4,57 4,49 63,0 78,9 98, 6. Рентабельность 10,12 6,15 4,79 4,70 60,8 77,9 98, продукции, % Окончание табл. 7. 1 2 3 4 5 6 7 7. Рентабельность 0,20 0,68 0,91 0 3,4 раза 133,8 реализованной продукции, % 8. Рентабельность производственной деятель- 0,22 0,72 0,95 0 3,3 раза 131,9 ности, % 9. Производительность 2, 1618,52 3478,27 4665,71 3968,15 134,1 85, труда, т / чел. раза 10. Производительность 2048,96 5161,95 8273,99 8289,88 251,9 160,3 100, труда, тыс. руб./ чел.

10. Среднесписочная 3470 1538 1020 1029 44,3 66,3 100, численность ППП, чел.

11. Себестоимость опера торских услуг по добыче 1 т 1095,14 1386 1671,61 1986,85 126,6 120,6 118, нефти, руб.

13. Цена операторских услуг по добыче 1000 м 361,9 462,28 169,03 133,3 127,7 36,6 78, газа, руб.

12. Цена операторских услуг по добыче 1 т нефти, 1274,01 1487,88 1776,78 2092,32 116,8 119,4 117, руб.

Следует отметить снижение всех показателей рентабельности в 2008 г. в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в связи с экономическим кризисом.

Прибыль от продаж в ООО «РН-Северная нефть» в динамике за 2007 2010 годы имеет устойчивую тенденцию к снижению. Прибыль от продаж в 2008 г. уменьшилась на 34,1% по сравнению с 2007 г., в 2009 г. – на 20,7% по сравнению с 2008 г., а в 2010 г. прибыль от продаж увеличилась по сравнению с 2009 г. на 0,4%. Превышение темпов снижения прибыли от продаж в динамике за рассматриваемый период над темпами роста выручки от продаж привело к снижению рентабельности продаж с 9,19% в 2007 г. до 5,79% в 2008 г., т. е. на 37,0%. В 2009 г. рентабельность продаж уменьшилась на 21,1% по сравнению с 2008 г., а в 2010 г. – на 1,8% по сравнению с 2009 г. Темпы роста рентабельно сти продукции почти совпадают с темпами роста рентабельности продаж.

Чистая прибыль в ООО «РН-Северная нефть» в 2008 г. увеличилась в 3,5 раза по сравнению с 2007 г., а в 2009 г. – на 34,2% по сравнению с 2008 г., а в 2010 г. чистая прибыль уменьшилась на 99,97% по сравнению с 2009 г. Такая динамика чистой прибыли привела к увеличению рентабельности реализован ной продукции с 0,2% в 2007 г. до 0,68% в 2008 г., т. е. в 3,4 раза;

в 2009 г. – на 33,8% по сравнению с 2008 г. Темп роста рентабельности производственной деятельности почти совпадает с темпами роста рентабельности реализованной продукции. В ООО «РН-Северная нефть» происходит снижение показателей рентабельности вследствие проведённой реструктуризации производственно хозяйственной деятельности общества. С 1 июня 2006 г. ООО «РН-Северная нефть» оказывает операторские услуги по добыче нефти.

Производительность труда в натуральном выражении в 2010 г. в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» составляла 2026,94 т/чел., а в ООО «РН-Северная нефть» – 3968,15 т/чел. Производительность труда в ООО «РН-Северная нефть» выше, по сравнению с ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в 1,96 раза. Это связано с реструктури зацией ООО «РН-Северная нефть» и выводом из состава предприятия авто транспортного управления и цеха подземного капитального ремонта скважин.

Производительность труда в натуральном выражении в ООО «РН-Северная нефть» увеличилась с 1618,52 т/чел. в 2007 г. до 3968,15 т/чел. в 2010 г., т. е. в 2,5 раза. Производительность труда в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» увеличилась с 1189,15 т/чел до 2026,94 т/чел., т. е. в 1,7 раза. Это свидетельствует о повыше нии эффективности использования трудовых ресурсов на этих крупнейших нефтегазодобывающих предприятиях Республики Коми.

Инвестиции на нефтегазодобывающих предприятиях в Республике Коми осуществляются по следующим направлениям:

1) инвестиции в разработку нефтяных и газовых месторождений;

2) инвестиции во внедрение новой техники и технологий добычи нефти и газа;

3) инвестиции в инновационные программы геолого-технических меро приятий (ГТМ) на скважинах.

Инновационные программы ГТМ на нефтегазодобывающих предприятиях включают: ввод новых скважин из бурения, ввод из бездействия и консервации, оптимизация (в том числе СКО, ГКО, ПАВ), приобщение пластов, пароциклические обработки, перевод скважин на механическую добычу, ремонтно-изоляционные работы.

Рациональная разработка нефтяных месторождений в значительной степени зависит от применяемых методов воздействия на пласт с целью интенсификации притока нефти к забою. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ Коми» используются различные технологические схемы химического воздействия на пласт: соляно-кислотная обработка (СКО), поверхностно активные вещества (ПАВ) и дополнительная перфорация.

Экономический эффект на всех этапах оценки мероприятий НТП определяется как превышение стоимостной оценки результата над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятий.


Экономическая эффективность инновационных технологий по интенси фикации добычи нефти оценивается по следующим показателям:

- прирост добычи нефти по скважине:

Qн = ( q2 q1 ) Tкд kэ, (7.1) где q1, q2 – рабочий дебит до и после проведения мероприятия, т/сут.;

ТКД – календарный фонд времени с момента проведения мероприятия до конца года, сут.;

Kэ – коэффициент эксплуатации скважин;

- выручка от продаж:

В = Qн Ц н, (7.2) Qн фактический прирост добычи нефти, т;

где Цн – средняя цена 1 тонны нефти, руб.;

- затраты на дополнительную добычу нефти:

Сн = Qн С У услпер, (7.3) Qн фактический прирост добычи нефти, т;

где С – себестоимость 1 тонны нефти, руб.;

Уусл-пер – удельный вес условно-переменных затрат, доли ед.;

- затраты на проведение мероприятия:

Зм = Св Т, (7.4) где Св – себестоимость 1 вахто-часа бригады капитального ремонта сква жин, руб.;

Т – продолжительность обработки, ч;

- изменяющиеся эксплуатационные затраты:

Си = Сн + Зм. (7.5) Приобщение пластов – это вскрытие перфорацией другого пласта, принадлежащего разрабатываемому или ещё не разрабатываемому объектам, находящегося выше или ниже по отношению к уже перфорированному пласту (или пластам).

Данные о приобщении пластов в ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на Харьягинском месторождении представлены в таблице 7.5.

Годовой прирост добычи нефти по расчёту составит 6 544,34 тонн.

Исходные данные для расчёта экономической эффективности мероприя тия по приобщению пластов представлены в таблице 7.6.

Таблица 7.5 – Дополнительный прирост добычи нефти по скважинам ТПП «ЛУКОЙЛ -Усинскнефтегаз» в результате приобщения пластов на Харьягинском месторождении Дебит до Дебит после Номер проведения проведения Календарное Дополнительная Месторождение скважины мероприятия, мероприятия, время, сут. добыча нефти, т т/сут. т/сут.

Харьягинское 6050 0,10 16,34 25 376, Харьягинское 5119 1,46 10,64 88 748, Харьягинское 4164 3,65 35,71 54 1604, Харьягинское 4184 5,70 11,77 36 202, Харьягинское 4180 10,76 84,52 27 1845, Харьягинское 4038 33,66 91,23 31 1654, Харьягинское 4169 11,47 41,83 4 112, Суммарный прирост, т 66,8 292,04 265 6544, Таблица 7.6 – Исходные данные для расчета экономической эффективности приобщения пластов на Харьягинском месторождении Показатели Значение Цена 1 тонны нефти, руб. 9516, Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб. Средняя продолжительность мероприятия на 1 скважине, ч Себестоимость 1 вахто-часа, руб. Удельный вес условно-переменных затрат, % Ставка налога на прибыль, % В результате приобщения пластов прирост чистой прибыли по семи скважинам Харьягинского месторождения составил по расчёту 13 857,49 тыс. руб., а в расчёте на 1 скважину – 1979,64 тыс. руб.

Усинское месторождение является сложным для эксплуатации, так как нефть основной залежи настолько вязкая, что больше походит на гудрон.

Поэтому при добыче возникает немало проблем. Из-за очень низкой текучести нефть вскоре после запуска скважины перестаёт поступать. Одной из эффективных технологий по повышению нефтеотдачи пластов на Усинском месторождении является пароциклическая обработка. Суть этого метода заключается в закачке нагретого пара в нефтяной пласт, в результате чего высоковязкая нефть под действием высокой температуры разжижается.

Благодаря обработке паром пластов сейчас в основном и обеспечивается прирост добычи высоковязкой нефти.

Данные о плановой дополнительной добыче нефти после проведения ПЦО на скважинах Усинского месторождения представлены в таблице 7.7.

Таблица 7.7 – Дополнительная добыча нефти после проведения ПЦО на скважинах Усинского месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»

Дебит Дебит после Номер до проведения проведения Дополнительная Т, сут.

Месторождение мероприятия, КД скважины мероприятия, добыча нефти, т т/сут. т/сут.

Усинское 2855 2,7 11,0 62 476, Усинское 1041 6,4 16,1 79 710, Усинское 7070 3,3 16,9 90 1134, Усинское 1073 8,0 18,8 295 2952, Усинское 6125 6,4 14,0 184 1296, Усинское 4573 11,4 25,4 55 713, Суммарный прирост 38,2 102,2 765 7283, Суммарный годовой прирост добычи нефти после проведения ПЦО со ставил 7 283,99 тонн. Прирост чистой прибыли по шести скважинам Усинского месторождения составил 17 091,2 тыс. руб., а в расчёте на 1 скважину составил 2 848,53 тыс. руб.

7.2 Оценка эффективности внедрения насосно-компрессорных труб (НКТ) с силикатно-эмалевым покрытием В ООО «РН-Северная нефть» в 2005 году на всех скважинах Хасырейского, Надейюского и Черпаюского месторождений Вала Гамбурцева были внедрены насосно-компрессорные трубы с силикатно-эмалевым покрытием.

Трубы с силикатно-эмалевым покрытием позволяют преодолеть трудно сти как с отложением АСПО на стенках труб, так и с возникновением коррозии.

Для скважин с агрессивной средой марки эмали подбираются индивидуально, в зависимости от среды и применяемых реагентов. В случае монтажа эмалиро ванных труб с использованием сварки предоставляется оборудование для эма лирования внутреннего сварного шва (или обучается бригада заказчика).

К основным преимуществам труб с силикатно-эмалевым покрытием пе ред прочими видами покрытий можно отнести:

- широкий температурный диапазон эксплуатации труб (до +350°С), что позволяет проводить тепловой процесс «распарафинивания» без риска закоксо вать отложения на стенках трубы;

- высокая стойкость к абразивному износу, что позволяет проводить скребкование без риска разрушения покрытия;

- высокие прочностные показатели, особенно на изгиб, кручение и меха ническое воздействие;

- стойкость к коррозионному воздействию;

- высокая ремонтопригодность;

- минимальные трудозатраты на монтаж и обслуживание объектов, обо рудованных трубами с эмалевым покрытием.

Трубы с силикатно-эмалевым покрытием не накладывают ограничений на применение иных технологий по предотвращению (удалению) АСПО и коррозии.

Для воздействия на призабойную зону скважин и повышения производи тельности низко-дебитного фонда скважин предлагается комплекс соответст вующего оборудования, что также помогло решить проблему добычи нефти и газа на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

Наиболее рационально данный метод можно использовать на скважинах:

- с резко пониженным дебитом по отношению к соседним и работающим из того же пласта;

- резко снизивших дебит в процессе эксплуатации при сохранении пла стового давления;

- с заглинизированной при бурении призабойной зоны;

- с трудноизвлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и порис тости горной породы;

- долгопростаивающих, в т. ч. после их капитального или подземного ремонта;

- нагнетательных скважин с пониженной приемистостью;

- не реагирующих на другие методы интенсификации;

- перед проведением гидроразрыва.

Предлагаемый способ обработки скважин в сочетании с эмалированными НКТ существенно повышает объём добычи при обеспечении длительного и безаварийного функционирования скважин за счёт увеличения времени работы скважин на штуцерах большего диаметра.

Сокращается количество ремонтов скважин, это связано с тем, что на скважинах, оборудованных НКТ с силикатно-эмалевым покрытием, уменьшается количество спуско-подъёмных операций для очистки НКТ от парафиноотложений.

Вследствие этого уменьшается вероятность возникновения аварийных ситуаций, заканчивающихся ремонтом скважин, увеличивается межремонтный период работы скважин и сокращается численность обслуживающего персонала.

Экономия затрат при внедрении НКТ на месторождениях Вала Гамбурце ва образуется за счёт уменьшения количества ремонтов на скважинах, сокра щения численности операторов по добыче нефти и газа и уменьшения расхода скребковой проволоки.

Результаты расчёта коммерческой эффективности внедрения НКТ с сили катно-эмалевым покрытием на 60 скважинах месторождений Вала Гамбурцева приведены в таблице 7.8.

Таблица 7.8 – Результаты расчёта коммерческой эффективности внедрения НКТ с силикатно-эмалевым покрытием на месторождениях Вала Гамбурцева в ООО «РН-Северная нефть», млн руб.

Показатели 1 2 3 4 5 6 Итого Чистая прибыль 230,07 198,01 166,63 138,42 113,06 91,16 937, Амортизационные отчисления 8,51 17,02 17,02 17,02 17,02 8,51 85, Капитальные 85,1 85, вложения Чистый доход 153,48 215,03 183,65 155,44 130,08 99,67 937, Коэффициент дисконтирования 1,000 0,869 0,756 0,658 0,572 0, Дисконтированный чистый доход по годам 153,48 186,86 138,84 88,91 42,54 49,54 705, Индекс доходности, руб./руб. 9, Чистый дисконтированный доход составил 705,41 млн руб., индекс доходности – 9,29 руб. на 1 рубль капитальных вложений. Кроме того, предприятие получило за 5 лет чистую прибыль в размере 937,35 млн руб. от дополнительной добычи нефти при использовании НКТ с силикатно-эмалевым покрытием.

Внедрение НКТ с силикатно-эмалевым покрытием целесообразно на скважинах Харьягинского месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» в связи с отложениями парафина на стенках НКТ.

На данный период 1 рабочий обслуживает 2,14 скважины. После установки НКТ с покрытием 1 рабочий сможет обслуживать до 5 скважин.

Данные для расчёта коммерческой эффективности представлены в таблице 7.9.

Расчёт прироста добычи нефти осуществляется по формуле:

Q = (q N T Кэ 365 Rр) / 24, (7.6) где q – среднесуточный дебит скважины, т/сут.;

T – увеличение времени работы скважины, ч;

Кэ – коэффициент эксплуатации скважин (0,953);

N – число скважин;

Rр – коэффициент равномерности проведения мероприятия на скважинах.

Q = (34,9 207 3 0,953 365 0,5) / 24 = 157058,54 т.

Прирост добычи составит 157 058,54 тонн в год по всему фонду скважин.


Таблица 7.9 – Исходные данные для расчёта коммерческой эффективности капитальных вложений № Показатели Величина Обоснование п/п Харьягинское 1 Область внедрения месторождение 2 Капитальные вложения, тыс. руб. 518190,51 Сметный расчёт 3 Инвестиционный период 1 год Проект Полная себестоимость 4 7120,0 По данным предприятия 1 тонны нефти, руб.

Единые нормы 5 Цена 1 т нефти, руб. 9516, амортизационных Норма амортизационных 6 20,0 отчислений отчислений, % 7 Расчётный период, год Норма дисконта (%) 8 Таблица 7.10 – Исходные данные для расчёта прироста добычи нефти за счёт внедрения НКТ с силикатно-эмалевым покрытием на 102 скважинах Показатель Ед. измерения Значение Средняя длина подвески НКТ футированной М Цена 1 тонны НКТ «Ф» тыс. руб. Вес 1 метра НКТ т 0, Стоимость 1 часа работы бригады КРС тыс. руб. 5, Количество скважин шт. Время ремонта 1скважины ч/суток Количество ремонтов до мероприятия раз/год Количество ремонтов после мероприятия раз/год 0, Среднесуточный дебит 1 скважины т/сутки 34, Время работы скважины в сутки ч 18, до проведения мероприятия Время работы скважины в сутки ч 21, после проведения мероприятия Полная себестоимость 1 тонны нефти руб. 7120, Среднемесячная заработная плата тыс. руб. 45, Численность персонала (операторы) чел. Коэффициент снижения добычи нефти 0, Капитальные вложения рассчитываются по формуле:

К = L M Ц N, (7.7) где L – длина подвески НКТ с покрытием;

М – вес 1 погонного метра НКТ;

Ц – цена 1 тонны НКТ с покрытием;

N – количество скважин.

К = 1770 0,009 157 146 207 = 518190,51 тыс. руб.

Затраты на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле:

Зд = Q С Уусл.- пер., (7.8) где Q – годовой прирост добычи нефти;

С – себестоимость добычи 1 тонны нефти;

Уусл.-пер – удельный вес условно-переменных статей затрат в себестои мости добычи нефти (85%).

Зд = 157058,54 7120,0 0,85= 950516,468 тыс. руб.

Затраты на установку НКТ с покрытием:

Зкрс = N Ц Т, (7.9) где N – количество скважин;

Ц – цена 1 часа работы бригады КРС;

Т – время проведения работ на одной скважине, ч.

Зкрс = 207 5,10 72 = 228031,2 тыс. руб.

Расходы на КРС до проведения мероприятия:

Ркрс1 = N Ц Т К1, (7.10) где N – количество скважин;

Ц – 1 час работы бригады КРС;

Т – время проведения работ, ч;

К1, К2 – количество ремонтов в год по 1 скважине до и после внедрения.

Ркрс1 = 207 5,1 72 3 = 228031,2 тыс. руб.

Расходы на КРС после проведения мероприятия:

Ркрс2 = N Ц Т К2. (7.11) Ркрс2 = 207 5,1 72 0,5 = 38005,2 тыс. руб.

Экономия затрат на КРС в результате увеличения межремонтного периода работы скважин:

Экрс = 228031,2 – 38005,2 = 190026 тыс. руб.

Годовая заработная плата персонала до проведения мероприятия:

ЗП1 = Nр1 З Тм, (7.12) где Nр1 – численность рабочих до мероприятия;

Тм – число месяцев работы;

З – среднемесячная заработная плата одного рабочего.

ЗП1 = 460 45,508 12 = 251 204,16 тыс. руб.

Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев и профессиональных заболеваний до проведения мероприятия:

251204,16 0,005 = 1 256,021 тыс. руб.

Страховые взносы на обязательное пенсионное страхование, социальное страхование и обязательное медицинское страхование до проведения мероприятия:

460 45,508 12 0,30 = 75361,248 тыс. руб.

Годовая заработная плата персонала после проведения мероприятия:

ЗП2 = Nр2 З Тм, (7.13) ЗП2 = 200 45,508 12 = 109 219,2 тыс. руб.

Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев и профессиональных заболеваний после проведения мероприятия:

109219 0,005 = 546,096 тыс. руб.

Страховые взносы на обязательное пенсионное страхование, социальное страхование и обязательное медицинское страхование после проведения мероприятия:

200 45,508 12 0,30 = 32765,76 тыс. руб.

Экономия по заработной плате и отчислениям на социальные нужды составит:

Эзп = (251204,16-109219,2) + (1256,021-546,096) + + (75361,45-32765,76) = 185 290,575 тыс. руб.

Для очистки НКТ от парафиноотложений используется скребковая проволока диаметром 1,8 мм. Смена проволоки производится 1 раз в 2 месяца.

После перехода на новую НКТ смена проволоки будет производиться 1 раз в 6 месяцев. Это связано с тем, что сокращается количество спуско-подъёмных операций, что позволяет экономить МТЦ. Стоимость 1 бухты скребковой проволоки (ЦБ) – 295,75 тыс. руб. 1 бухты проволоки хватает на 5 скважин.

Экономия материальных ценностей рассчитывается по формуле:

N nсм ЦБ ЗТ =, (7.14) где nсм – годовое количество смен бухты в расчёте на одну скважину.

ЗТ1 = 207 295,75 = 73464,3 тыс. руб., ЗТ 2 = 207 295,75 = 24488,1 тыс. руб.

Экономия материальных ценностей составляет разницу стоимости необходимого количества бухт скребковой проволоки до мероприятия и после мероприятия по переводу на НКТ с силикатно-эмалевым покрытием и равна:

Эмтц = ЗТ1 – ЗТ2, (7.15) Эмтц = 73464,3 – 24488,1 = 48976,2 тыс. руб.

Изменяющиеся эксплуатационные затраты в результате использования НКТ с силикатно-эмалевым покрытием рассчитываются по формуле:

С = Зкрс + Зд + А – Экрс – Эзп – Эмтц, (7.16) С = Зкрс + Зд + А – Э, (7.17) где Зд – затраты на дополнительную добычу нефти;

Зкрс – затраты на мероприятие;

А – амортизационные отчисления;

Э – экономия затрат (по з/п, по МТЦ, по КРС).

Амортизационные отчисления:

Т А= К N А / 100, (7.18) А = 518190,51 20,0 / 100 = 103638,102 тыс. руб.;

С = 76010,4 + 950516,468 + 51819,05 – 190026,0 – – 185290,575 – 48976,2 = 654053 тыс. руб.

Результаты расчёта прибыли от продаж от внедрения мероприятия на весь расчётный период, т. е. на 5 лет, представлены в таблице 7.11.

Таблица 7.11 – Расчёт прибыли от продаж от внедрения мероприятия, тыс. руб.

Годы Показатели 1 2 3 4 5 1. Изменение добычи 157058 305547 204438 195550 156440 нефти, тонн 2. Выручка от реализации 1494625 2907704 1945512 1860930 1488744 дополнительной нефти, 3. Изменяющиеся эксплуатационные 654053 1532258 920347 866557 629863 затраты 4. Амортизационные 51819,05 103638,102 103638,102 103638,102 103638,102 51819, отчисления 5. Среднегодовая остаточная 492281 414552 310914 207276 103638 25909, стоимость 6. Прибыль 840572 1375446 1025165 994373 858881 от продаж 7. Налог на 10830 9120 6840 4560 2280 имущество 2,2% 8. Налогооблагаемая 829742 1366326 1018325 989813 856601 прибыль 9. Налог на прибыль 165948,4 273265,2 203665 197963 171320,2 160347, 10. Чистая прибыль 663793,6 1093060,8 814660 791850,4 685280,8 641388, Выручка от реализации дополнительно добытой нефти при внедрении мероприятия рассчитывается по формуле:

Р = Q Ц, (7.19) где Q – дополнительная добыча нефти;

Ц – цена 1 тонны нефти.

Р = 157058,54 9516,39 = 1494625 тыс. руб.

Прибыль от продаж:

Ппр = Р – С, (7.20) где С – изменяющиеся эксплуатационные затраты.

Ппр = 1494625 – 654053 = 840572 тыс. руб.

Показатели оценки коммерческой эффективности представлены в таб лице 7.12.

Таблица 7.12 – Результаты расчёта коммерческой эффективности внедрения НКТ с силикатно-эмалевым покрытием на Харьягинском месторождении в ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», тыс. руб.

Периоды Показатели Итого 1 2 3 4 5 1. Чистая прибыль 663794 1093061 814660 791850 685281 641389 2. Амортизационные отчисления 51819 103638 103638 103638 103638 51819 3. Капитальные вложения 518190 4. Чистый доход 197423 1196699 918298 895488 788919 693208 5. Коэффициент дисконтирования, 1,000 0,869 0,756 0,658 0,572 0, доли един.

6. Дисконтированный 197423 1039931 694233 589231 451262 чистый доход 7. Чистый дисконтированный доход 8. Индекс доходности, 7, руб./руб.

Согласно полученным данным чистый дисконтированный доход составит 3 316 604 тыс. руб., индекс доходности – 7,40 руб. на 1 рубль капитальных вло жений. Кроме того, предприятие получит за пять лет эксплуатации новых труб чистую прибыль в размере 4690035 тыс. руб. от дополнительной добычи нефти.

7.3 Эффективность инвестиционных проектов разработки нефтяных месторождений для предприятий-участников В новых методических подходах рекомендуется оценивать следующие виды эффективности [40]:

- эффективность проекта в целом;

- эффективность участия в проекте.

В настоящее время в соответствии с «Методическими указаниями по эко номической оценке эффективности технологических вариантов разработки нефтяных месторождений» [41] производится оценка только коммерческой эф фективности капитальных вложений в разработку нефтяных и газовых место рождений. Однако реализация инвестиционных проектов разработки нефтяных и газовых месторождений влияет на экономику страны как непосредственно, так и включая сопряжённый эффект, обусловленный вовлечением в сферу про изводственной деятельности смежных отраслей нефтегазового комплекса и на родного хозяйства. Ввод в эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений сопровождается притоком и оттоком денежных средств:

- в буровых организациях, осуществляющих бурение скважин;

- в нефтестроительно-монтажных организациях, осуществляющих нефте промысловое обустройство скважин;

- в нефтепроводных организациях, осуществляющих транспорт нефти;

- в нефтеперерабатывающих организациях, осуществляющих переработку нефти.

В связи с этим необходима разработка методики оценки эффективности участия предприятий в инвестиционном проекте разработки нефтяных и газо вых месторождений, учитывающей сопряжённый эффект.

Внедрение инвестиционных проектов разработки нефтяных месторожде ний в рыночной экономике должно осуществляться с точки зрения их экономи ческой целесообразности для каждого участника.

Оценка эффективности инвестиций предприятий-участников предполага ет разработку организационно-экономического механизма реализации инвести ционных проектов разработки нефтяных месторождений. При разработке организационно-экономического механизма должны учитываться следующие технологические процессы добычи, транспорта и переработки нефти: бурение нефтяных скважин (буровая организация), нефтепромысловое обустройство (строительно-монтажная организация), добыча нефти и газа (нефтегазодобы вающее предприятие), транспорт нефти (нефтепроводная организация) и пере работка нефти (нефтеперерабатывающая организация) [61].

По рассматриваемому варианту организационно-экономического меха низма реализации проекта разработки нефтяных месторождений выручка от продажи нефти и нефтепродуктов окупает все затраты по добыче нефти.

По рассматриваемому варианту буровая и нефтестроительно-монтажная ор ганизации являются подрядчиками нефтегазодобывающей организации, которая получает выручку от продаж нефти. Нефтедобывающие организации сдают нефть нефтепроводным организациям, которая поступает в переработку на нефтеперера батывающие заводы. Возможен вариант строительства мини-установок по перера ботке нефти на крупных нефтяных месторождениях. В этом случае реализацию нефтепродуктов осуществляют сами нефтегазодобывающие организации. На рис. 7.1 приведены основные процессы проекта разработки нефтяных месторожде ний и организации, которые должны эти процессы реализовывать.

Сметная стоимость Сметная стоимость нефтепромысловых строительства объектов скважин Нефтепромысловые Нефтяные объекты скважины Нефтестроительно- Нефтедобывающая Буровая организация монтажная организация организация Нефтепромысловое Бурение нефтяных Добыча нефти обустройство скважин Добытая Стоимость нефть нефти Нефтепроводная организация Транспорт нефти Стоимость нефти Нефть с коммерческими расходами Нефтеперерабаты вающая организация Переработка нефти Нефте- Стоимость нефтепродуктов продукты Рынок Рис. 7.1 – Схема организационно-экономического механизма реализации проектов разработки нефтяных месторождений В таблице 7.13 представлены затраты и результаты предприятий участников инвестиционного проекта разработки нефтяных месторождений.

Таблица 7.13 – Затраты и результаты предприятий-участников проекта разработки нефтяных месторождений Предприятия участники проекта Затраты Результаты разработки нефтяных месторождений Затраты на строительство Сметная стоимость Буровая организация скважин строительства скважин Нефтестроительно Затраты на строительство Сметная стоимость нефте монтажная нефтепромысловых объектов промысловых объектов организация Затраты на приобретение объек- Выручка от реализации нефти Нефтедобывающая тов нефтепромыслового обуст организация ройства, нефтяных скважин и затраты на добычу нефти Затраты на транспортировку Выручка от транспортировки АК «Транснефть»

нефти нефти Оплата за покупаемое нефтяное Выручка от реализации нефте Нефтеперерабаты сырьё и затраты на переработку продуктов вающая организация нефти Оценка эффективности инвестиций для предприятий-участников осуще ствляется на основе расчёта показателей чистого дисконтированного дохода, индекса доходности, внутренней нормы доходности и срока окупаемости.

Чистый дисконтированный доход ЧДД (чистая текущая стоимость – Net Present Value, NPV) рассчитан по формуле (4,5):

T T ЧДД = NPV = Фt t = ( Пчt + At - K t ) t, (7.25) t=1 t= где Фt – чистый доход в t-ом году;

t – коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчётному году (коэффициент дисконтирования);

Пчt – прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, в t-ом году;

At – амортизационные отчисления в t-ом году, руб.;

К t – капитальные вложения в t-ом году;

Т – расчётный период, годы.

Индекс доходности (прибыльности) Iд представляет отношение чистого дисконтированного дохода к приведённым капитальным вложениям КО, уве личенное на 1.

Индекс доходности (Profitability Index, PI) рассчитан по формуле:

Т ( Пчt + At - Kt ) t ЧДД I д = PI = + 1 = t=1 +1. (7.26) T КО К t t t= Если ЧДД положителен, то индекс доходности больше единицы (Iд 1) и проект эффективен.

Внутренняя норма доходности (прибыли) представляет ставку сравнения Евн, при которой величина чистого дисконтированного дохода равна 0, т. е. сто имость всех поступлений от проекта равна современной стоимости затрат на проект.

Проект считается рентабельным, если внутренняя норма доходности не ниже нормы дисконта. Значение внутренней нормы доходности для данного проекта может трактоваться как нижний гарантированный уровень прибыльно сти инвестиций.

Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) определена на основе решения уравнения:

T T Пчt + At K (1+ E )t-tp = (1+ E t )t-tp. (7.27) t=1 t= вн вн Евн определяется в процессе расчёта и сравнивается с требуемой инвесто ром нормой дохода на вкладываемый капитал. Если Евн равна или больше тре буемой инвестором нормы дохода на капитал, инвестиции в данный проект оправданы, и может рассматриваться вопрос о его принятии. Если она меньше – инвестиции в данный проект не целесообразны.

Срок окупаемости капитальных вложений показывает число лет, в тече ние которых капитальные вложения окупаются за счёт ежегодно получаемых доходов.

Срок окупаемости – это минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого чистый дисконтированный до ход является положительным. Дисконтированный срок окупаемости (Dis counted Payback Period, DPP) представляет собой порядковый год, в котором чистый дисконтированный доход равен нулю.

Срок окупаемости Ток определяется на основе решения уравнения:

Т ок Tок ( П + At ) at = К t at, (7.28) чt t=1 t= В тектоническом отношении рассматриваемая Нижне-Чутинская струк тура находится в северной части Ухта-Ижемского вала Тиманского кряжа, а в нефтегазогеологическом – принадлежит к Ухта-Ижемскому нефтегазоносному району (НГР) Тиманской нефтегазоносной области (ТНО). По проекту разра ботки нефтяного месторождения предполагается бурение 20 горизонтальных нефтяных скважин протяжённостью 2600 метров.

Результаты расчёта эффективности инвестиционного проекта разработки Нижне-Чутинского нефтяного месторождения для предприятий-участников представлены в таблицах 7.14.-7.18.

Таблица 7.14 – Результаты оценки коммерческой эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяного месторождения для буровой организации Показатели Значение Количество скважин, скв. Проходка, м Сметная стоимость строительства скважин, тыс. руб. Сметная прибыль, тыс. руб. Чистая прибыль, тыс. руб. 81786, Капитальные вложения, тыс. руб. 40300, Чистый доход, тыс. руб. 81213, Чистый дисконтированный доход 52162, Приведенные капитальные вложения, тыс. руб. 38630, Индекс доходности, руб./руб. 2, Внутренняя норма доходности, % 26, Срок окупаемости, годы 4, Таблица 7.15 – Результаты расчёта эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяного месторождения для строительно-монтажной организации Показатели Значение Сметная стоимость нефтепромыслового обустройства скважин, тыс. руб.

Сметная прибыль, тыс. руб. 12297, Налог на прибыль, тыс. руб. 2951, Чистая прибыль, тыс. руб. 9346, Дисконтированная чистая прибыль, тыс. руб. 7420, Таблица 7.16 – Результаты оценки коммерческой эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяного месторождения для нефтедобывающего предприятия Показатели Значение Добыча нефти, тыс. т 1370, Капитальные затраты, млн руб., в том числе: 1515, - эксплуатационное бурение, млн руб.;

- обустройство месторождений, млн руб. 150, Прибыль от продаж, млн руб. 3622, Налог на имущество, млн руб. 245, Налогооблагаемая прибыль, млн руб. 3377, Налог на прибыль, млн руб. 810, Чистая прибыль, млн руб. 2566, Чистый доход, млн руб. 2563, Чистый дисконтированный доход, млн руб. 262, Внутренняя норма доходности, % 16, Простой срок окупаемости, лет 9, Дисконтированный срок окупаемости, лет 12, Индекс доходности, руб./руб. 1, Таблица 7.17 – Результаты расчёта коммерческой эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяного место рождения для организации магистрального транспорта нефти Показатели Значение Прибыль от продаж, тыс. руб. 241479, Налог на прибыль, тыс. руб. 57954, Чистая прибыль, тыс. руб. 183524, Амортизационные отчисления, тыс. руб. 33625, Капитальные вложения в транспорт нефти, тыс. руб. 33845, Чистый доход, тыс. руб. 183304, Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 57804, Приведённые капитальные вложения, тыс. руб. 10672, Индекс доходности, руб./руб. 6, Срок окупаемости, годы 0, Таблица 7.17 – Результаты расчета коммерческой эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяного место рождения для нефтеперерабатывающей организации Показатели Значение Прибыль от продаж, тыс. руб. 448290, Налог на прибыль, тыс. руб. 107589, Чистая прибыль, тыс. руб. 340701, Амортизационные отчисления, тыс. руб. 165101, Капитальные вложения в транспорт нефти, тыс. руб. 103727, Чистый доход, тыс. руб. 402074, Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 126792, Приведённые капитальные вложения, тыс. руб. 32710, Индекс доходности, руб./руб. 4, Срок окупаемости, годы 0, Результаты расчётов показывают, что инвестиционный проект разработки Нижне-Чутинского нефтяного месторождения является эффективным для всех его участников и может быть рекомендован к реализации. Следует отметить, что самая высокая эффективность от ввода нефтяных месторождений в разра ботку достигается на предприятиях транспорта и переработки нефти: индекс доходности на предприятиях транспорта нефти по результатам расчётов соста вил 6,42 руб. на 1 рубль капитальных вложений, а в переработке нефти – 4,88 руб. Самая низкая эффективность инвестиционных проектов разработки нефтяных месторождений формируется на нефтегазодобывающих предприяти ях. Индекс доходности по результатам расчётов составил 1,26 руб. на 1 рубль капитальных вложений, что связано с большим объёмом капитальных вложе ний в строительство нефтяных скважин и нефтепромысловое обустройство на нефтегазодобывающих предприятиях.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.