Планирование научно-технического развития предприятия НГДУ "Ямашнефть"

Экономический эффект от внедрения новой техники показывает целесообразность внедрения и определяется за условный год, т.е. в день со дня внедрения и далее календарный год. Если в предыдущем году объемы меньше, чем  в последующем, объемы внедрения уточняются.[8]

 

 

3.3. Показатели, характеризующие величину прироста добычи нефти, производительности труда, снижения себестоимости продукции, срока окупаемости и т.д.

 

В нефтедобыче важным показателем экономической эффективности является величина прироста нефти в результате осуществления того или иного мероприятия, которая определяется различными методами.

При коэффициенте изменения дебита (kид), равном 1,  прирост нефти рассчитывают до и после проведения мероприятий:

                                           (3.1.)

Где:  ΔQ – прирост нефти за счет проводимого в скважине мероприятия, 

         q1,q2 – среднесуточная добыча до и после проведения мероприятия (тн./сут.),

t – календарное время с момента начала действия проводимого мероприятия до конца года в   днях,

          Кэ1, Кэ2 - коэффициент эксплуатации до и после проведения мероприятия,

          Qр – расход нефти на проведение мероприятия, если такое необходимо (тн).

 

     Если kид < 1, то при расчете прироста нефти необходимо вносить поправку на этот коэффициент. Прирост добычи нефти может быть за счет увеличения коэффициента эксплуатации, т.е. роста межремонтного периода работы скважины.

                                                                        (3.2.)

 Рост производительности труда в результате осуществления того или иного мероприятия определяется различными методами.

                                                 (3.3.)

где:     ΔПТ – производительность труда в %,

Q 1, Q2 – добыча нефти до и после мероприятия;

ЧППП – среднесписочная число работающих до и после проведения    мероприятия.

   Эффективность основана  на расчете и  сопоставлении  приведенных затрат до и после  начала внедрения изобретения  или рацпредложения.

      Приведенные  затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли, т.е. в общем виде затраты будут равны:

       (3.4.)

где: З – приведенные затраты;

       С/- себестоимость единицы продукции;

       К – удельные капитальные вложения в производственные фонды.

       ЕН = 0,15 нормативный коэффициент капитальных вложений (определяет на сколько эффективно в течение года использовались вложения в отрасли);

                                                              (3.5.)

     Расчет годового  экономического эффекта от применения  новых технологических процессов, механизации и автоматизации  производства, способов организации  производства обеспечивающих экономию  производственных ресурсов при  выпуске одной и той же продукции.

Экономический эффект (на выровненный объем) рассчитывается:  

                                         (3.6.)

Или    

                 (3.7.)

где: З1, З2 - приведенные затраты до и после внедрения новой техники и технологии.

        А2 – годовой объем производства продукции (выполнения работ, оказании услуг) с помощью новой техники  после внедрения

     

   Подставляя значения  формул  (3.4.) и (3.6.) имеем экономический  эффект, от внедрения новой техники при изменении объема (А2) производства и при сопоставляемом объеме производства (А1)

            (3.7.)

Где: Н – норматив приведенных затрат на 1 тонну прироста добычи нефти (руб.)  

       ∆А = А2 – А1                                                                                        (3.8.)

При расчете экономического эффекта от внедрения автоматизации производства:

                                      (3.9.)

    

     Экономия рассчитывается:                             (3.10.)

    Разница между С1 и С2 представляет собой годовую экономию затрат (дополнительную прибыль предприятия)

    Срок окупаемости  – время в течении которого  дополнительные капитальные вложения  окупятся годовой экономией в эксплуатационных расходах.

Окупаемость считается по формуле:           (3.11.)

Где: ΔК -  дополнительные капитальные вложения;

        Э - экономия

если К2 ≤ К1, то окупаемость не считается.

 

    Также для расчета  экономического эффекта могут применяться следующие формулы:

                                                      (3.12.)

 где:  Эt - гарантированный экономический эффект;

Рt – стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия;

Зt – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия.

Чистый экономический эффект, нужно из прибыли вычесть налоги. Тогда формула имеет вид:                                                 (3.13.)

где: Н – налоги, уплачиваемые предприятием.

 

Планируемый (фактический) прирост прибыли от производства новой продукции составит, эффект на прирост добычи:

                    (3.14.)

Где: ∆П – прирост чистой прибыли остающейся в распоряжении предприятия (руб.);

       ±∆Н – изменение суммы налогов и выплат из прибыли в результате осуществления мероприятия;

        Ц – цена единицы продукции;

        С/ - себестоимость единицы продукции;

        А – объем производства продукции.

Годовой эффект от производства новой продукции (продукции повышенного качества)

    - эффект на прибыль от реализации продукции повышенного качества

        - эффект на прибыль от реализации новой продукции

      

Где: П1 – прибыль от прежнего качества продукции

       П2 – прибыль от повышенного качества продукции

 

 

 

4. ВЛИЯНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ  ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ  НЕФТИ

 

4.1.1.  Расчёт экономического эффекта  от внедрения установки для  одновременно-раздельной эксплуатации  двух объектов, совмещающей добычу с заводнением

 

В ОАО «Татнефть» большинство скважин при бурении вскрывает несколько продуктивных горизонтов. Поэтому для более эффективного использования скважин в ТатНИПИнефть разработана установка, позволяющая одновременно вести закачку в один пласт и добывать нефть из другого - установка одновременно-раздельной добычи и заводнения ОРЭ.

Установка содержит пакер, разделяющий пласты, две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), штанговый насос с приводом, двухканальную устьевую арматуру.

Принцип работы установки следующий. В нижний пласт, находящийся под пакером, производится нагнетание воды для поддержания его пластового давления, а из верхнего пласта с помощью штангового насоса добывается по другой колонне НКТ жидкость.

При эксплуатации установки УОРЭ ДЗ, в которой объекты разобщены пакером 1, (рисунок 4.1), продукция верхнего объекта 3 поднимается до устья скважины штанговым насосом 5 по короткой колонне 6, а закачка воды в нижний объект от водовода системы поддержания пластового давления (ППД) по длинной колонне 7. После подъема продукция верхнего объекта через двухканальную устьевую арматуру 8 поступает в линию перекачки. Относительное перемещение колонн НКТ во время работы штангового насоса 5 и закачки воды ограничивает параллельный якорь 4, спущенный на длинной колонне 7 и расположенный выше пакера 1.

рис. 4.1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов совмещающая добычу с заводнением

 

Оборудование ОРЭ (Д и З) предлагается как альтернатива строительству обычной добывающей скважины для приобщения пласта, поэтому в качестве базы сравнения принимается бурение добывающей скважины.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, совмещающая добычу с заводнением (УОРЭДЗ) обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции и объемов закачки воды в пласт, а также достижение запроектированных темпов разработки.

Эффект формируется за счет снижения затрат на приобщение нефтяного пласта посредством внедрения ОРЭ (Д и З),  по сравнению с бурением добывающей скважины.

Экономический эффект рассчитывается согласно основных требований РД-39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по формуле:

 

Э=З1-З2,                                                               (4.1.)

 

 

где    Э – экономический эффект от использования мероприятия;

З1 – затраты по базовому варианту;

З2 – затраты по новому варианту.

Затраты по базовому варианту представлена расходами на строительство  и освоение добывающей скважины.

Затраты по новому варианту представлены расходами на оборудование ОРЭ (Д и З), затратами КРС на внедрение данного оборудования, а также дополнительными затратами на герметизацию резьбы НКТ, на исследование скважин, ПРС, проверку эффективности протекторной защиты трубопроводов.

При расчёте квартальной эффективности единовременные затраты (затраты на приобретение и монтаж оборудования, затраты на ПРС) учитываются в сопоставимой стоимости (R), рассчитываемой по формуле:

 

,                                                   (4.2.)

где     S – сумма единовременных затрат, руб.;

все формулы убери в главу 3, здесь только ссылки

B(m, Е) – текущая стоимость аннуитета в течение m периодов, дисконтированного по норме дисконта Е;

m – жизненный цикл инвестиций (срок проявления эффекта или срок службы оборудования), лет.

Фактически, величина B(m,Е) представляет собой сумму годовых коэффициентов дисконтирования за m лет. Выражение 1/B(m,Е) называется коэффициентом возврата капитала (capital recovery factor).

Таким образом, квартальная сопоставимая стоимость единовременных затрат R рассчитывается как ¼ от годовой сопоставимой стоимости.

В сопоставимой стоимости также учитываются амортизация и налог на имущество.

Исходные данные и результаты расчета фактического экономического эффекта от внедрения технологии представлены в таблице 4.1,4.2.

В табл. 4.2 представлен расчёт экономического эффекта от внедрения оборудования ОРЭ (Д и З) на 4-ёх скважинах в сравнении с бурением добывающих скважин. Расчётный период в базовом и новом вариантах принят 15 лет. Экономический эффект от внедрения ОРЭ (Д и З)  за 3квартал 2010 года совместно с переходящими объёмами составил 1107,130 тыс. руб.

 

Таблица 4.1.

Исходные данные для расчета экономической эффективности от внедрения ОРЭ (Д и З)

№ п/п	Наименование	Ед.изм.	3 кв. 2010 г.
1.	Исходные данные
1.1.	Удельные затраты на НИОКР	тыс.руб.	0,000
1.2.	Объем внедрения, всего	скв.-опер.	4,000
1.2.1.	Объем внедрения в текущем периоде	скв.-опер.	1,000
1.3.	Глубина залегания:	м
1.3.1.	- верхнего объекта	м	0,000
1.3.2.	- нижнего объекта	м	0,000
1.4.	Продолжительность работ (по изменяющимся операциям):	час
1.4.1.	- базовый вариант	час	6,784

 

Продолжение табл.4.1.
1.4.2.	- внедряемый вариант	час	269,200
1.5.	Стоим. 1 м проходки без НДС	руб./м	13700,000
1.6.	Герметизация резьбы НКТ составом "Бурпласт"	руб./шт.	96,590
1.7.	Стоим. аренды оборудования в сутки	руб.
1.7.1.	- НКТ	руб.	0,216
1.7.2.	- овершот	руб.	62,750
1.7.3.	- параллельный якорь	руб.	6,050
1.7.4.	- пакер М1-Х	руб.	43,325
1.7.5.	- арматура устьевая одноканальная	руб.	54,325
1.7.6.	- арматура устьевая двухканальная	руб.	77,120
1.8.	Норма амортизации:	%
1.8.1.	- скважина	%	12,500
1.8.2.	- обвязка	%	12,500
1.9.	Нормативный срок службы:	лет
1.9.1.	- скважина	лет	8,000
1.9.2.	- объекты СМР	лет	8,000
1.10.	Фактический срок службы:	лет
1.10.1.	- скважина	лет	15,000
1.10.2.	- объекты СМР	лет	15,000
1.11.	Стоим. 1 часа работы бригады освоения	руб./бр.-час	5800,000
1.12.	Плановые накопления (% от общей стоимости затрат на КРС и ПНП)	%	10,000
1.13.	Затраты ЦНИПР на 1 динамометрирование	руб.	1046,000
1.14.	Средняя стоим. исследования по определению приёмистости	руб.
1.14.1.	- собственными силами	руб.	893,000
1.14.2.	- силами сторонних организаций	руб.	0,000
1.15.	Ст-ть 1 проверки эффективности протекторной защиты	руб.	0,000
1.16.	Ст-ть 1  проверки  эффективности элетроизолирующего фланцевого соединения	руб.	0,000
1.17.	Базовый вариант
1.17.1.	Затраты на обвязку, баз.	руб.	144,600
1.17.2.	Кол-во выездов на динамометрирование в текущем периоде	шт.	0,000
1.17.3.	Кол-во исследований приёмистости в текущем периоде	шт.	0,000
1.17.3.1.	- собственными силами	шт.	0,000
1.17.3.2.	- силами сторонних организаций	шт.	0,000
1.17.4.	Кол-во проверок эффективности протекторной защиты в текущ.периоде	шт.	0,000