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

РД 39-01/06-0001-89

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДАЮ

Начальник Главного

научно-технического

управления

__________ Е.М. Довжок

22 июня 1989 г.

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

РД 39-01/06-0001-89

Документ разработан:

Всесоюзным нефтегазовым

научно-исследовательским

институтом (ВНИИ)

Директор ВНИИ

___________ М.Л. Сургучев

14 июня 1989 г.

Ответственные исполнители:

Заместитель директора ВНИИ

______________ А.И. Жечков

14 июня 1989 г.

Согласовано:

Зам. начальника Главного

экономического управления

_____________ А.М. Галустов

19 июня 1989 г.

1989

Составители методики:

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

В подготовке методики принимали участие:

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

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности

РД 39-01/06-0001-69

Срок введения установлен с 1 августа 1989 года

Срок действия до 1 августа 1991 года

Настоящие Методические рекомендации разработаны с целью установления единых принципов оценки экономической эффективности мероприятий НТП в нефтяной промышленности в области разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, строительства скважин на суше и в акваториях морей, проведения геофизических исследований, внутрипромыслового и магистрального транспорта нефти и газа, газопереработки.

«Методические рекомендации» разработаны в соответствии с основными положениями «Методических рекомендаций по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса», утвержденных постановлением ГКНТ СССР и Президиумом Академии наук СССР от 03.03.88 г. № 60/52.

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

Данные «Методические» рекомендации вводятся взамен следующих руководящих документов:

РД 39-0148052-547-87;¹⁾

РД 39-0147035-202-86;

РД 39-0147014-343-86;

РД 39-0147716-015-86;

РД 39-32-1192-84;

«Инструкция по определению экономической эффективности создания новой и усовершенствованной конструкции глубоководных стапплатформ для бурения и эксплуатации куста нефтяных и газовых скважин». Согласована с ГКНТ СССР. Утверждена Мингазпромом СССР, 1986 г.

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

РАЗДЕЛ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие методические рекомендации устанавливают единые для нефтяной промышленности правила и методы комплексной оценки, эффективности мероприятий НТП с целью:

- технико-экономического обоснования выбора наилучшего варианта создания и использования мероприятий НТП;

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

- определения фактической экономической эффективности использования мероприятий НТП;

- установления цен на научно-техническую продукцию.

1.2. К мероприятиям НТП относятся впервые реализуемые в нефтяной промышленности результаты научных исследований и прикладных разработок, в том числе содержащих изобретения и другие научно-технические достижения, обеспечивающие наиболее полное и качественное удовлетворение общественно необходимых потребностей в продукции, способствующие достижению наивысшего технико-экономического уровня производства, решению социальных, экологических и других задач развития нефтяной промышленности и получению экономического эффекта.

К мероприятиям НТП, эффективность которых определяется согласно данным методическим рекомендациям, относятся создание, производство и использование новых, реконструкция или модернизация существующих средств, орудий и предметов труда и потребления, технологических процессов, способов и методов организации труда, производства и управления в разработке и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, строительстве скважин, при проведении геофизических исследований скважин, во внутрипромысловом транспорте нефти и газа, магистральном транспорте нефти, газопереработке.

1.3. К мероприятиям НТП в нефтяной промышленности относятся:

а) в области разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений и внутрипромыслового транспорта нефти и газа: новые или усовершенствованные технологические процессы разработки месторождений; технологические процессы воздействия на пласт; технологические процессы воздействия на призабойную зону скважин; технические средства для эксплуатации, подземного и капитального ремонта скважин; технические средства и технологические процессы сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды; системы комплексной автоматизации и управления процессами добычи, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти и газа; технологические процессы вторичного освоения скважин; методы и средства борьбы с соле- и парафиноотложениями; методы и средства борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, стационарные платформы для строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин; технологические платформы; технические средства и технологические процессы строительства гидротехнических сооружений, подводных трубопроводов, материалы и химические продукты для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;

б) в области строительства скважин: новые или усовершенствованные буровые установки, в том числе плавучие; тяжеловозы; подъемники; насосные установки; смесительные установки; создание новых и совершенствование региональных технологических комплексов; забойные двигатели; конструкции бурильных (в том числе утяжеленных) и обсадных труб; технологические процессы промывки, крепления и заканчивания скважин, технические средства, используемые для испытания скважин, породоразрушающий инструмент, материалы для буровых растворов и т.д.

в) в области геофизических исследований скважин: новые или усовершенствованные технологические процессы и технические средства для контроля качества цементирования и технического состояния обсадных труб, для доразведки и освоения залежей нефти и газа, для определения параметров пласта и состояния забоя скважин, для проведения электрического каротажа, профилеметрии и наклонометрии и т.д.);

г) в области магистрального транспорта нефти: новые или усовершенствованные технологии эксплуатации магистральных нефтепроводов; системы автоматизации и управления процессами перекачки нефти по магистральным нефтепроводам; техника и технология капитального ремонта магистральных нефтепроводов; методы и средства борьбы с потерями нефти на магистральных нефтепроводах; методы и средства борьбы с коррозией магистральных нефтепроводов; новые приборы и оборудование для контроля и измерения технического состояния магистральных нефтепроводов, количества и качества перекачиваемой нефти и др.; прочие виды новой техники и технологии, обеспечивающие при их использовании улучшение технико-экономических показателей технологических процессов и производства работ на магистральных нефтепроводах;

д) в области газопереработки:

новые или усовершенствованные технические решения по реконструкции установок на газоперерабатывающих заводах с целью увеличения мощностей по переработке газа; технологические процессы газоразделения, очистки и осушки газов; автоматизированные системы управления технологическими процессами и работой оборудования; методы и средства защиты оборудования от коррозии, технические средства и технологические процессы строительства сооружений; технические решения, направленные на повышение извлечения целевых компонентов и экономию всех видов ресурсов.

1.4. В зависимости от уровня принятия решений в области научно-технического прогресса и методов определения получаемых результатов, экономический эффект может быть народнохозяйственным и хозрасчетным - эффект, получаемый предприятием или научной организацией.

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятий научно-технического прогресса на уровне народного хозяйства, является показатель экономического эффекта, в котором находят отражение частные показатели эффективности: производительность труда и фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производственных процессов, показатели технического уровня производства и качества продукции.

Показатель экономического эффекта на всех этапах оценки мероприятий НТП определяется как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия.

Основные принципы настоящих методических рекомендаций соответствуют принятым в мировой практике методам экономического обоснования принятия решений и могут применяться при оценке эффективности мероприятий, предусматривающих проведение совместной научно-технической и производственной деятельности с зарубежными странами.

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

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

б) проведение оценки экономического эффекта по всему циклу создания и использования мероприятий НТП, включая проведение НИОКР, освоение и серийное производство, а также период использования результатов осуществления мероприятия в отрасли;

в) применение в расчетах экономического эффекта системы экономических нормативов и приведение разновременных затрат к единому расчетному году;

г) применение в расчетах единого по народному хозяйству норматива эффективности капитальных вложений и дифференцированных нормативов платы за трудовые и природные ресурсы, а также применение нормативов затрат, тарифов и цен, отражающих качество бурового, нефтепромыслового и геофизического оборудования, эффективность технологии строительства скважин, разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, геофизических исследований скважин, внутрипромыслового транспорта нефти и газа магистрального транспорта нефти, газопереработки.

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

Величина экономического эффекта, определяемая по условиям использования продукции, является основой для установления цен на соответствующую научно-техническую продукцию.

Если в условиях использования мероприятия НТП повышается качество продукции, то расчет экономического эффекта проводится по ценам, учитывающим изменение эффективности ее использования на предприятиях нефтяной промышленности.

После установления цен на продукцию определяются величины экономического эффекта по условиям производства каждого вида продукции для оценки эффективности мероприятия в условиях полного хозяйственного расчета и самофинансирования предприятия-изготовителя или научной организации.

При определении экономического эффекта мероприятия НТП по условиям производства используются:

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

б) установленные действующим законодательством нормативы платы за производственные ресурсы (производственные фонды, трудовые и природные);

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

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

д) нормативы пересчета валютной выручки и т.п.

1.7. Расчет экономического эффекта по условиям производства продукции производственно-технического назначения до утверждения прейскурантных или договорных цен выполняется с использованием лимитных цен.

Расчет экономического эффекта от использования у потребителей отдельных мероприятий НТП производится после установления прейскурантных или договорных цен на новую технику, а до установления прейскурантных цен - с использованием лимитных цен.

Экономический эффект по условиям производства научно-технической продукции для научных организаций определяется с использованием договорных цен [9].

1.8. Финансирование НИОКР, финансирование затрат на приобретение оборудования, приборов и других товарно-материальных ценностей для этих работ, компенсация повышенных затрат на производство новой продукции в период ее освоения осуществляются на предприятиях из средств фонда развития производства, науки и техники, за счет эксплуатационных затрат (в части расходов на подготовку и освоение производства) и банковского кредита на проведение мероприятий, направленных на ускорение НТП, фонда повышения нефтеотдачи пластов.

1.9. Экономический эффект от использования мероприятий НТП образуется:

а) при разработке и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений за счет получения дополнительной добычи нефти и газа в результате оптимизации режима разработки объектов и работы скважин, использования новых методов повышения нефтеизвлечения и повышения их эффективности, использования методов воздействия на призабойную зону скважин; за счет сокращения затрат времени на проведение подземных и капитальных ремонтов скважин, повышения качества ремонтов, увеличения межремонтного периода работы скважин и другого нефтепромыслового оборудования, совершенствования процессов сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды, сокращения потерь в результате коррозии, снижения расхода энергии, материалов, топлива, снижения трудоемкости продукции, повышения фондоотдачи, снижения капиталоемкости нефтегазодобывающего производства и т.д.;

б) при строительстве нефтяных и газовых скважин за счет сокращения времени вышкомонтажных работ, бурения и крепления скважин, их испытания, повышения качества строительства скважин, экономии материалов, топлива, энергии; сокращения потребности в буровом оборудовании, увеличения межремонтного периода, повышения производительности труда буровых бригад, снижения капиталоемкости буровых работ, повышения фондоотдачи и т.д.;

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

г) при магистральном транспорте нефти - за счет сокращения расходов на электроэнергию в результате применения новой технологии перекачки нефти, новых нефтеперекачивающих агрегатов; уменьшения потерь нефти при перекачке; сокращения численности в результате повышения уровня автоматизации и управления процессами перекачки нефти; увеличения срока службы линейной части магистральных нефтепроводов за счет антикоррозионных мероприятий; повышения надежности магистральных нефтепроводов благодаря использованию новых материалов и оборудования; повышения пропускной способности магистральных нефтепроводов; снижения затрат на материалы, топливо и т.д.;

д) при переработке газа за счет роста объемов перерабатываемого газа, повышения качества и расширения ассортимента конечной продукции, увеличения надежности и межремонтного периода работы оборудования, снижения затрат на материалы, топливо, энергию, повышения производительности труда и снижения трудоемкости продукции, повышения фондоотдачи, сокращения сроков строительства объектов.

1.10. Расчеты технологического эффекта от мероприятий НТП в указанных в п. 1.9 направлениях производятся с учетом отраслевых методических положений, утвержденных в установленном порядке.

РАЗДЕЛ 2. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА МЕРОПРИЯТИЯ НТП И ВЫБОР НАИЛУЧШЕГО ВАРИАНТА

2.1. Общий подход к выбору наилучшего варианта реализации мероприятия НТП на этапе ТЭО сводится к следующему:

- отбираются варианты из потенциально возможных, каждый из которых удовлетворяет всем заданным ограничениям: социальным стандартам, экологическим требованиям, по времени реализации и др. В число рассматриваемых вариантов обязательно включаются наиболее прогрессивные технико-экономические показатели, которые превосходят или соответствуют лучшим мировым достижениям. При этом должны учитываться возможности закупки техники в необходимом количестве за рубежом, организации собственного производства на основе приобретения лицензий, организации совместного производства с зарубежными странами;

- по каждому варианту из числа допустимых определяются (с учетом динамики) затраты, результаты и экономический эффект;

- лучшим признается вариант, у которого величина экономического эффекта максимальна, либо - при условии тождества полезного результата - затраты на его достижение минимальны.

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

2.2. Расчет экономического эффекта проводится с обязательным использованием приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятия НТП моменту времени - расчетному году t_р. В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу выпуска продукции или использования в производстве новой технологии, новых методов организации производства, труда и управления.

Приведение разновременных затрат и результатов всех лет периода реализации мероприятия к расчетному году осуществляется путем умножения их величины за каждый год на коэффициент приведения a_t (см. приложение 5).

В качестве начального года расчетного периода t_н принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода t_к определяется моментом завершения всего жизненного цикла мероприятия НТП, включающего разработку, освоение, серийное производство, а также использование результатов осуществления мероприятия в народном хозяйстве. Конечный год расчетного периода может определяться плановыми (нормативными) сроками обновления продукции по условиям ее производства и использования или сроками службы средств труда (с учетом морального старения).

Экономический эффект от использования мероприятия НТП в отрасли учитывается три года, за исключением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, по которым срок учета принимается шесть лет с момента получения технологического эффекта в виде увеличения текущих отборов нефти.

Дифференцированные нормативы сроков обновления для ряда видов бурового и нефтепромыслового оборудования приведены в приложении 6. При выборе расчетного периода определения экономического эффекта мероприятий НТП в области технологии разработки нефтяных месторождений следует ориентироваться на экономически обоснованный срок их эксплуатации [8].

2.3. Экономический эффект мероприятия НТП рассчитывается по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

Э_т = Р_т - З_т, (1)

где Э_т - экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Р_т - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

З_т - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия НТП за расчетный период.

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

а) использование мероприятия позволяет получить дополнительную добычу нефти, газа и продуктов его переработки. В этом случае стоимостная оценка результатов представляет собой оценку произведенной продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат складывается из затрат на производство и использование продукции, полученной от реализации мероприятия НТП;

б) использование мероприятия изменяет экономические показатели существующего производства конечной продукции, за счет реконструкции, модернизации, совершенствования техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации, управления и т.д. В этом случае стоимостная оценка результатов при постоянных объемах конечной продукции выражается в изменении затрат на ее производство. При различии объемов конечной продукции стоимостная оценка результатов учитывает, кроме изменения затрат, и изменение объема выпускаемой продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат представляет собой стоимость продукции от реализации мероприятий НТП.

2.5. Стоимостная оценка результатов за расчетный период определяется следующим образом:

, (2)

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

t_н, t_к - начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (P_т) определяется как сумма основных (P_т^о) и сопутствующих (P_т^с) результатов.

Стоимостная оценка основных результатов мероприятий определяется:

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

, (3)

где А_t - объем применения новых предметов труда в году t;

y_t - расход предметов труда на единицу продукции, производимой с их использованием в году t;

Ц_t - цена единицы продукции (с учетом эффективности ее применения), выпускаемой с использованием нового предмета труда в году t;

б) для новых средств труда длительного пользования, если их применение позволяет получать продукцию, производство которой ранее имевшимися способами было невозможно:

P_t^o = Ц_t·A_t·B_t, (4)

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

A_t - объем применения новых средств труда в году t;

B_t - производительность средств труда в году t;

в) для новых предметов и средств труда длительного пользования, использование которых в объеме A_t изменяет экономические показатели существующего производства продукции:

P_t^o = ±DQ_t·Ц ± DИ ± DК_t, (5)

где ±DQ_t - изменение объема выпускающейся продукции в году t;

±DИ - изменение текущих затрат на производство продукции в году t;

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

2.6. Стоимостная оценка сопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства, а также экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятий НТП.

Социальные и экологические результаты осуществления мероприятий НТП определяются по степени отклонения социальных и экологических показателей от целевых нормативов, установленных в централизованном порядке, и масштабов воздействия на окружающую среду и социальную сферу. Стоимостная оценка указанных результатов может проводиться с использованием формулы

, (6)

где P_t^c - стоимостная оценка социальных и экологических результатов осуществления мероприятия в году t;

R_jt - величина отдельного результата (в натуральном измерении) с учетом масштаба его внедрения в году t;

a_jt - стоимостная оценка единицы отдельного результата в году t;

П - количество показателей, учитываемых при определении воздействия мероприятия на окружающую среду и социальную сферу.

2.7. Затраты (З_т) на реализацию мероприятия НТП за расчетный период включают затраты при производстве (З_т^п) и при использовании продукции (З_т^и) без учета затрат на ее приобретение:

З_т = З_т^п + З_т^и. (7)

Затраты на производство (использование) продукции рассчитываются единообразно:

, (8)

где З_t^п(и) - величина затрат всех ресурсов в году t (включая затраты на получение сопутствующих результатов);

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

К_t^п(и) - единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t;

Л_t^п(и) - остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.

В тех случаях, когда на конец расчетного периода остаются основные фонды, которые можно использовать еще ряд лет, величина Л_t_к определяется как остаточная стоимость указанных фондов.

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

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

б) не учитывать остаточную стоимость территориально закрепленных основных фондов (скважины, шахты, здания и т.д.), которые не имеют альтернативы использования для производства другой продукции.

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

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

, (9)

где Р_г - неизменная по годам расчетного периода стоимостная оценка результатов мероприятия НТП, включающая основные и сопутствующие результаты;

З_г - неизменные по годам расчетного периода затраты на реализацию мероприятий НТП.

З_г = И + (k_р + Е_н)·К (10)

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

k_р - норма реновации основных фондов при использовании продукции, определяемая с учетом фактора времени (приложение 6);

Е_н - норматив приведения разновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений (Е_н = 0,1);

К - единовременные затраты при использовании продукции (в случае их распределения во времени они приводятся к расчетному году).

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

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

2.9. Экономический эффект, определяемый по условиям использования продукции, служит для получения исходных данных при установлении цен на научно-техническую продукцию. Порядок расчета лимитных и оптовых (договорных и прейскурантных) цен на новую продукцию приведен в [3, 4, 9].

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

После определения экономического эффекта по условиям использования продукции в соответствии с [12] устанавливается договорная цена на научно-техническую продукцию разработчика мероприятия - научной организации. Договорная цена научно-технической продукции представляет собой часть экономического эффекта потребителя продукции мероприятия НТП.

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

Порядок утверждения расчетов экономического эффекта устанавливается Министерством нефтяной промышленности.

Раздел 3. ОТРАЖЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА МЕРОПРИЯТИЙ НТП В ПЛАНОВЫХ И ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЯХ

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

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

Выделение из совокупных экономических результатов деятельности и из затрат предприятий (научных организаций) долей, относимых на данное мероприятие, производится самими предприятиями (научными организациями) в соответствии с плановыми заданиями (государственными заказами) и хозяйственными договорами. По мероприятиям, не затрагивающим внешних контрагентов, оценка эффективности производится на основе внутреннего хозяйственного расчета на предприятии (в научной организации).

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

П_t = Р _t- С_t - Н_t, (11)

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

Р_t - выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году t по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;

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

Н_t - общая сумма налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода): платежи за трудовые и природные ресурсы, производственные фонды и кредит, отчисления в государственный бюджет и вышестоящим организациям и прочие в году t.

Финансовые средства предприятия, идущие на формирование фондов экономического стимулирования предприятия (организации образующихся в соответствии с действующими положениями, включают помимо прибыли, определяемой по формуле (11), также и амортизационные отчисления, остающиеся в распоряжении предприятия (по установленному нормативу).

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

DП_t = П_t - П_о, (12)

где: DП_t - прирост прибыли от реализации мероприятия;

П_о и П_t - общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия (научной организации) до и после реализации мероприятия НТП.

При одновременном осуществлении нескольких мероприятий на одном предприятии выделение доли DП по каждому мероприятию осуществляется по принципу, принятому во внутрипроизводственном хозрасчете.

3.5. В том случае, когда при осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объем выпускаемой продукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции и определяется по формуле:

DП_t = (С_о’ - С_t’)Q_t ± DН_t, (13)

где С_о’ и С_t’ - изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;

Q_t - годовой объем продукции (работы);

DН_t - изменение суммы налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.

3.6. При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих приросты добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтегазодобывающего предприятия) определяется в соответствии с формулой:

DП_t = (Ц_t - С_t)Q_t - (Ц_t - С_о)Q_о ± DН_t, (14)

где Ц_t- оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа);

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

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

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

±DН_t = ±DН_б_t ± DН_р_t, (15)

где: ±DН_б_t = DН_ф_t ± DН_тр_t ± DН_бк_t

DН_ф_t - изменение платы за производственные фонды;

DН_тр_t - изменение платы за трудовые ресурсы;

DН_бк_t - изменение платы за краткосрочный банковский кредит;

±DН_р_t = DН_г_t ± DН_м_t

DН_г_t - изменение суммы отчислений в государственный (местный) бюджет;

DН_м_t - изменение суммы отчислений министерству на образование ЦФРПНиТ и создание финансового резерва (в части образуемой из расчетной прибыли).

Если реализация мероприятия вызывает изменение амортизационных отчислений на реновацию основных производственных фондов, то это должно учитываться при определении изменения суммы отчислений министерству в части, идущей на образование ЦФРПНиТ.

Если предприятие (научная организация) работает по 2-й форме хозяйственного расчета, в качестве источника выплат и налогов рассматривается доход, а в качестве хозрасчетного результата - хозрасчетный доход и его остаток, идущий на образование фонда оплаты труда.

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

Раздел 4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕДИНОВРЕМЕННЫХ ЗАТРАТ

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

(16)

Величина е позволяет проводить сопоставление с единым по народному хозяйству нормативом Е_н (в целях обеспечения народнохозяйственного подхода должно выполняться условие е ³ Е_н).

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

На хозрасчетном уровне другим назначением показателя е является оценка возможностей привлечения заемных средств для реализации мероприятия НТП. Вычисляемое значение е соответствует максимально допустимому проценту банковского кредита, который может быть использован для полного финансирования единовременных затрат по данному мероприятию. Если значение е равно проценту за кредит, экономический эффект предприятия (без учета суммы ФМП и ФСР) оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение е позволяет судить о приемлемости для предприятия предлагаемых банком условий кредитования.

Для этой цели величина е^* определяется из следующего соотношения:

, (17)

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

Величина необходимых наличных денежных ресурсов для реализации мероприятия НТП соответствует динамике единовременных затрат, если все они предшествуют началу получения конечной продукции.

Если часть единовременных затрат осуществляется в период получения конечной продукции, то величина необходимых наличных денежных ресурсов соответствует динамике авансируемых затрат.

Авансируемые затраты года З_а_t по мероприятию НТП определяются как превышение единовременных затрат К_t над результатом P_t^*

З_а_t = P_t^* - К_t. (18)

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

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

Таким образом, часть единовременных затрат может финансироваться денежными средствами, одновременно получаемыми предприятием в результате использования мероприятия НТП.

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

Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, начиная с которого народное хозяйство или отдельное предприятие начинают получать эффект, превышающий его нормативное значение (0,1).

Величина срока возмещения позволяет также проводить сопоставление с продолжительностью расчетного периода.

Период возмещения единовременных затрат определяется последовательным сложением величин (P_t - И_t)a до момента, пока получаемая сумма не сравняется с величиной единовременных вложений, приведенных к расчетному году.

На уровне предприятия возмещение единовременных затрат осуществляется за счет части амортизационных отчислений, остающейся в распоряжении предприятия, и части прибыли, направляемой ФРПНиТ.

При использовании коэффициента эффективности единовременных затрат для оценки мероприятий в нефтедобыче могут встречаться случаи, когда в процессе его вычисления обнаруживаются два значения, удовлетворяющие условию его определения (формула 16).

Такая ситуация сопутствует расчету экономического эффекта от интенсификации добычи, выражающейся в ее ускорении без изменения или с незначительным изменением конечной нефтеотдачи. В этом случае обязательным элементом затратной части формулы определения экономического эффекта (формула 1) становятся издержки в заключительной части расчетного периода Т, связанные с потерей возможности добывать количество нефти, адекватное ранее полученному объему за счет ускорения. Таким образом, период положительных экономических результатов (после осуществления единовременных затрат), где готовые значения разности P_t - З_t положительны P_t ³ З_t, обязательно сопровождается замыкающим его периодом потерь, т.е. отрицательных значений разности.

В этом случае надо иметь в виду, что экономическое содержание и метод расчета коэффициента единовременных затрат существенным образом изменяются, а величина экономического эффекта от рассматриваемого мероприятия НТП должна становиться предметом специального анализа.

Приложение 1

Информационное обеспечение расчетов

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

- научно-исследовательские, экспериментальные, конструкторские, технологические и проектные работы;

- освоение производства и доработку опытных образцов продукции, изготовление моделей и макетов средств труда;

- затраты на приобретение, демонтаж, доставку, монтаж, наладку и освоение оборудования;

- стоимость строительства или реконструкции зданий и сооружений, затраты на необходимые производственные площади и другие элементы основных фондов, непосредственно связанные с осуществлением мероприятия;

- пополнение оборотных средств, связанных с осуществлением мероприятия;

- предотвращение потерь от ухудшения качества земель и запасов, уменьшения размеров сельскохозяйственных угодий, добываемых полезных ископаемых, лесных и водных ресурсов;

- предотвращение отрицательных социальных, экологических и других последствий;

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

2. Предпроизводственные затраты учитываются полностью в составе единовременных затрат лишь в тех случаях, когда результаты предпроизводственной работы используются для разработки и внедрения только данного мероприятия НТП. Если же результаты разработок применяются при реализации других мероприятий НТП, то на данное мероприятие следует относить только часть предпроизводственных затрат, устанавливаемую экспертным путем.

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

4. В состав нормируемых оборотных средств включаются запасы сырья, материалов, топлива и полуфабрикатов, а также незавершенное производство. Размер нормируемых оборотных средств определяется в соответствии с действующими отраслевыми инструкциями.

5. В случае использования при реализации мероприятий НТП зарубежной техники, импортного сырья или материалов в расчете затрат их валютная стоимость переводится во внутренние рубли в соответствии с установленными Госпланом СССР валютными коэффициентами (см. Методика определения экономической эффективности внешнеэкономических связей СССР, одобренная постановлением Госплана СССР от 25 февраля 1960 г., № 34).

6. В состав текущих издержек включаются затраты, учитываемые в соответствии с принятым в отраслях порядком калькулирования себестоимости продукции (без учета амортизационных отчислений на реновацию). При этом при их определении должны вноситься корректировки и уточнения, связанные с учетом эффективности трудовых ресурсов, оценок рентного характера, а также привлекаемых основных фондов.

7. Трудовые ресурсы оцениваются, исходя из сложившегося уровня средней заработной платы в соответствующих отраслях и производствах, с учетом социального страхования и доначислений к заработной плате (в размере 200 - 300 рублей на одного работника).

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

Приложение 2

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА УСКОРЕНИЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССА В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Приложение 3

СХЕМА
проведения расчетов по отражению экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях предприятий и организаций нефтедобывающей промышленности (при нормативном распределении прибыли)

Приложение 4

СХЕМА
проведения расчетов по отражению экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях предприятий и организаций нефтяной промышленности (при нормативном распределении дохода)

Приложение 5

Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчетному году

А. Коэффициент приведения к расчетному году

где: Е_н - норматив приведения разновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений Е_н = 0,1;

t_р - расчетный год;

t - год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

Число лет, предшествующих расчетному году	a_t	Число лет, следующих за расчетным годом	a_t	Число лет, следующих за расчетным годом	a_t
10	2,5937	1	0,9091	11	0,3505
9	2,3579	2	0,8264	12	0,3186
8	2,1436	3	0,7513	13	0,2897
7	1,9487	4	0,6830	14	0,2633
6	1,7716	5	0,6209	15	0,2394
5	1,6105	6	0,5645	20	0,1486
4	1,4641	7	0,5132	25	0,0923
3	1,3310	8	0,4665	30	0,0573
2	1,2100	9	0,4241	40	0,0221
1	1,1000	10	0,3855	50	0,0085
0	1,0000

Б. Коэффициент ,

где: t_сл - срок службы средств и орудий труда долговременного применения (техники).

t_сл	k_р	t_сл	k_р	t_сл	k_р	t_сл	k_р
1	1,0000	6	0,1296	11	0,0540	20	0,0175
2	0,4762	7	0,1054	12	0,0468	25	0,0102
3	0,3021	8	0,0874	13	0,0408	30	0,0061
4	0,2155	9	0,0736	14	0,0357	40	0,00226
5	0,1638	10	0,0627	15	0,0315	50	0,00086

Приложение 6

Дифференцированные нормативы сроков обновления для бурового и нефтепромыслового оборудования

Наименование вида продукции	Норматив сроков обновления (лет)
Наименование вида продукции	по вновь разрабатываемым изделиям	по модернизируемым изделиям
1	2	3
А. Буровое оборудование
1. Установки буровые (номенклатуры ПО «Уралмаш») для наземного бурения скважин глубиной 3000 м и более	10*	5**
2. Буровое оборудование (номенклатуры ПО «Уралмаш») для плавучих самоходных, полупогружных, стационарных морских платформ и буровых судов для бурения морских скважин глубиной 3000 м и более	15*	5**
3. Механизмы для поддержания бурильных труб на роторе	8	6
4. Механизмы для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб	8	6
5. Ключи автоматические буровые	8	6
6. Долота шарошечные	7	4
7. Забойные двигатели (турбобуры)	8	5
8. Оборудование циркуляционной системы ОЦС	8	5
9. Агрегаты цементировочные	8	5
10. Насосы буровые	8	5
11. Тяжеловозы	7	5
12. Пакеры буровые	8	5
13. Установки буровые для геофизического и структурно-поискового бурения	10	5
14. Установки буровые для гидрогеологического и инженерно-геологического бурения	10	7
15. Установки самоходные для поверхностного возбуждения сейсмических колебаний «диносейс»	7	4
Б. Нефтедобывающее оборудование
I. Оборудование для эксплуатации скважин
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин	9	5
Запорные устройства	8	5
Регулирующие устройства
Приспособление для смены задвижек под давлением	9	5
Оборудование для одновременной раздельной добычи нефти фонтанным способом	6	5
Фонтанная арматура АФП	9	5
Комплексы управления скважинными отсекателями КУСА и КУСА-Э, КОС	6	5
Станция управления СУЭ и СУ СУАП	9	6
Клапаны отсекатели КАУ и КА	5	5
Циркуляционные клапаны КЦМ и КЦГ (КУВГ)	5	5
Превенторы	7,25	5
II. Оборудование для добычи нефти штанговыми насосами
Станки-качалки	15	6
Редукторы	15	6
Штоки сальниковые устьевые ШСУ	3 - 5	4
Штанги насосные	5	5
Муфты штанговые	5	5
Сальники устьевые СУС	10	6
Оборудование устьевое	5 - 9	5
Штанговые скважинные насосы	0,91 - 1,56	1
Вставные штанговые скважинные насосы НСВ (час)	8000 - 12000	-
Невставные штанговые скважинные насосы НСН	8000 - 12000	-
Оборудование для одновременной раздельной добычи нефти штанговыми скважинными насосами
Штанговые скважинные насосы НСВЦ и НСНЦ (час)	7900	-
Штанговые скважинные насосы 1НГСВ и 1НГС	8000	-
III. Оборудование для эксплуатации скважин погружными бесштанговыми электронасосами
Установки погружных центробежных электронасосов для добычи нефти (УЭЦН)	3 - 5,5	4
Установка гидропоршневого насоса	12
Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти (УЭВНТ)	4,5	4,5
Установки погружных диафрагменных насосов	5	5
IV. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом
Газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП	4 - 5	5
Скважинные камеры типа К, КН и КТ	4 - 6	5
Газлифтные клапаны типа Г	4 - 5	5
Комплексы оборудования и инструментов для обслуживания фонтанных и газлифтных скважин (ЛСГ)	9	6
Оборудование периодического газлифта	6	5
V. Оборудование и инструмент для ремонта скважин
Установки подъемные	9	6
Агрегаты и установки насосные	9	6
Блоки талевые эксплуатационные	4	4
Крюки эксплуатационные	5 - 9	6
Штропы эксплуатационные	3 - 5	3
Вертлюги	8	6
Спайдеры	-
Ключи	2 - 5	3
Ключи механические	2 - 5	4
Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты
Штанголовитель	5	5
Труболовка	1	1
Печати	6	5
Отклонитель	3	3
Набор ловильных инструментов	3	3
Метчики	3 - 5	4
Фрезер	1	1
VI. Оборудование для технологических процессов в добыче нефти
Установки насосные	9	6
Автоцистерны	4 - 8	6
Блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С	8	6
Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ	8	6
Агрегат 1АДП-4-150	8	6
Установка ППУА-1200/100	7 - 7,5	6
VII. Установки для исследования и скважинных работ
Установки для исследования скважин	9	6
VIII. Компрессоры
Компрессоры для освоения скважин и технологических процессов
Дизель-компрессорные станции	8	6
Винтовые газовые компрессоры	14	6
IX. Оборудование для поддержания пластового давления
Центробежные насосные агрегаты для нагнетания воды в пласт	10	6
Блочные кустовые насосные станции	10	6
Арматура устья нагнетательных скважин	9	6
Установки погружных центробежных электронасосов для поддержания пластового давления УЭПП	4	4
X. Эксплуатационные пакеры и якори
Пакеры	3 - 6	3
Якори	3 - 5	3
XI. Оборудование для сбора и подготовки нефти
Блочные автоматизированные групповые замерные установки	6	6
Комплекс оборудования для отделения нефти от газа и свободной воды	5 - 10	5
ХII. Оборудование для механизации работ
Агрегат АПШ для перевозки штанг	9	6
Электромеханизированный штанговоз 2ТЭМ	9	6
Агрегат АРОК для технического обслуживания и ремонта станков-качалок	9	6
Агрегат АНР-1 для наземного ремонта оборудования	9	6
Агрегат АТЭ-6 для погрузки, перевозки и разгрузки установок ЭЦН	9	6
Агрегат АзИНМАШ-48 для смазки станков-качалок	9	6
Установки для перевозки и перемотки кабеля	9	6
Полевая лаборатория бесштанговых насосов ПЛБН-64	6	6
Агрегат АРСТА-1 для ремонта средств автоматики и телемеханики	-	-
Агрегат ПАРС для подготовительных работ при ремонте скважин
Агрегат АОП для обслуживания подъемных агрегатов	9	6
Агрегат АЗА-3 для заглубления винтовых анкеров	8,5	6
Агрегат АМЯ-6Т для механизированной установки якорей оттяжек	8	6
Промысловый самопогрузчик ПС-0,5	9	6
Промысловый самопогрузчик ПС-6,5	4 - 9	6
XIII. Оборудование для методов увеличения нефтеотдачи пластов, исследовательских работ, ремонта, депарафинизации скважин
Установки для кислотных обработок скважин	8	6
Автоцистерны для химпродуктов	8	6
Установки передвижные для закачки кислот, Пв и воды	8	6
Блочные дозировочные установки для подачи химреагентов в скважины	10	6
Оборудование для нагнетания газа в скважины	6	6
Азотные газификационные передвижные установки	10	6
Установки блочные водогрейные	7 - 10	6
Установки парогенераторные	10	6
Оборудование для внутрипластового горения	15	6
Оборудование для создания и поддержания внутрипластового фронта горения	15	6
Пакер термостойкий	3	3
Арматура паронагнетательная	9	6
Пакер гидроразрыва пласта	3,5	3
Установка передвижная насосная для гидроразрыва	8	6
Скважинный дозатор	6	6
Установки паровые передвижные	7,5	6
Агрегаты нагревательные скважинные	6	6

*) Сроки по вновь разрабатываемым изделиям принимаются с начала серийного производства принципиально новых образцов буровых установок с повышенными технологическими параметрами.

**) Сроки по модернизируемым изделиям принимаются с начала серийного производства буровых установок, подвергнутых существенному усовершенствованию конструкций и повышению параметров. Указанные нормативные сроки обновления буровых установок не связаны с их сроком службы, утверждаемым в установленном порядке.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

Пример 1

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ПАРОТЕПЛОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

1. Аннотация

Закачка пара в пласт производится на месторождении высоковязкой нефти с последующим проталкиванием тепловой оторочки путем нагнетания холодной воды. Применение паротеплового воздействия (ПТВ) позволяет интенсифицировать текущую добычу нефти и увеличивать конечное нефтеизвлечение из пласта.

2. Сравниваемые варианты

Экономический эффект определяется по двум вариантам. В первом варианте рассматривается разработка залежи на естественном режиме, во втором - применение паротеплового воздействия на пласт.

3. Методика определения экономического эффекта для выбора наиболее рациональной технологии разработки месторождения (на этапе ТЭО)

Экономический эффект рассчитывается по формуле (1) и представляет собой разность между стоимостной оценкой добычи нефти (Р_т) и затратами на осуществление технологического процесса (З_т).

Стоимостная оценка добычи нефти определена при оптовой цене на нефть 60 руб./т. Затраты (З_т) на применение технологии включают в себя текущие издержки на добычу нефти без амортизационных отчислений на реновацию и единовременные затраты, к которым отнесены основные фонды на начало расчетного периода, оцененные по остаточной стоимости, дополнительные капитальные вложения в бурение скважин и нефтепромысловое строительство, затраты на НИР. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода определена исходя из сроков службы скважин, парогенераторов, объектов промыслового обустройства, года ввода их в эксплуатацию и сумм годового износа.

Экономическая эффективность паротеплового воздействия на стадии технико-экономического обоснования определяется за 15 лет. За расчетный год принят год, предшествующий началу разработки месторождения с использованием технологии ПТВ (4-й год расчетного периода). Исходные данные и расчет эффекта представлены в таблице 1.1.

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

Экономическую оценку вариантов разработки месторождения дополняют показатели энергетической эффективности, определенные в соответствии с отраслевым РД [11].

4. Оценка энергетической эффективности вариантов

Показателем, определяющим энергетическую эффективность варианта разработки залежи, является коэффициент полезной энергоотдачи. Он выражается отношением приращенных энергоресурсов к энергии балансовых запасов

где Э_п - приращенные энергоресурсы, т.у.т.;

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

Приращенные энергоресурсы

Э_п = Э_д - Э_р,

где Э_д - производимые энергоресурсы (энергия, содержащаяся в валовой добыче), т.у.т.;

Э_р - энергоресурсы, израсходованные и потерянные в процессе разработки залежи (включая полученные со стороны), т.у.т.

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

Для сравнительной оценки вариантов термического воздействия применяется коэффициент энергетической эффективности. Он показывает кратность приращения энергоресурсов по сравнению с вариантом, принятым за базу сравнения.

где Э_п1 и Э_п2 - приращенные энергоресурсы соответственно по базовому варианту и варианту с применением метода, т.у.т.

Для анализа энергетической эффективности вариантов разработки залежей с применением термических методов используется показатель удельного энергопотребления, который выражает расход энергии на приращение единицы энергоресурсов.

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

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

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

Таблица 1.2

Энергетические затраты на разработку залежи

Наименование направлений энергозатрат, видов энергии, показателей	Вариант разработки залежи
	на естественном режиме	с применением ПТВ
1	2	3
Бурение
1. Объем бурения, тыс. м	204	417,2
2. Затраты энергии тыс. т.у.т.	30,1	60,3
в т.ч. электроэнергии	16,8	33,2
котельно-печного топлива	9,4	19,2
нефтепродуктов	3,9	7,9
Обустройство месторождения
1. Объем строительно-монтажных работ, млн. руб.	39,67	52,29
2. Затраты энергии, тыс. т.у.т.	6,3	8,3
в т.ч. электроэнергии	1,9	2,5
котельно-печного топлива	4,1	5,4
нефтепродуктов	0,3	0,4
Добыча нефти
1. Производство и нагнетание пара, млн. т	-	46,9
2. Затраты энергии, тыс. т.у.т.	-	4983
в т.ч. электроэнергии	-	295,8
котельно-печного топлива	-	4687,2
3. Подготовка и нагнетание воды
Объем нагнетания воды, млн. м	-	23,802
Затраты энергии, тыс. т.у.т.	-	82,8
в т.ч. электроэнергии	-	82,8
4. Извлечение, сбор, транспорт и подготовка продукции скважин, утилизация пластовых вод
Объем транспортируемой жидкости, млн. т	16,068	49,459
Объем подготавливаемой нефти, млн. т	2,971	17,071
Затраты энергии, тыс. т.у.т.	64,6	246,5
в т.ч. электроэнергии	46,8	144,1
котельно-печного топлива	I7,8	102,4
Услуги других производств
1. Водоснабжение
Объем перекачиваемой воды, млн. м³	57,9	106,024
Затраты энергии, тыс. т.у.т.	37,8	69,2
в т.ч. электроэнергии	37,8	69,2
2. Обеспечение спецтехникой и транспортом
3. Число скважино-лет	16540,5	14770,5
4. Затраты энергии, тыс. т.у.т.	400,8	357,9
в т.ч. нефтепродуктов	400,8	357,9
5. Теплоснабжение вспомогательных производств
6. Затраты энергии, тыс. т.у.т.	101,5	90,6
в т.ч. электроэнергии	3,9	3,5
котельно-печного топлива	97,6	87,1
7. Прочее производственное обслуживание
8. Затраты энергии, тыс. т.у.т.	108,1	96,5
в т.ч. электроэнергии	66,4	59,3
котельно-печного топлива	38,9	34,7
нефтепродуктов	2,8	2,5
9. Коммунально-бытовое хозяйство
10. Затраты энергии, тыс. т.у.т.	35,6	31,9
в т.ч. электроэнергии	29,5	26,4
котельно-печного топлива	6,1	5,5
11. Совокупные затраты энергии на разработку залежи, тыс. т.у.т.	784,8	6027
в т.ч. электроэнергии	203,1	716,8
котельно-печного топлива	173,9	4941,5
нефтепродуктов	407,8	368,7

Таблица 1.3

Основные показатели энергетической эффективности разработки залежи

Наименование показателя	Значение показателя по вариантам разработки залежи
Наименование показателя	на естественном режиме	с применением ПТВ
1. Балансовые запасы, млн. т.у.т	120,97	120,97
2. Объем добычи нефти, млн. т.у.т	4,25	24,41
3. Затраты энергии на разработку залежи, млн. т.у.т Э_р	0,785	6,027
4. Приращенные энергоресурсы, млн. т.у.т Э_п	3,464	18,385
5. Коэффициент полезной энергоотдачи, % Э_п/Э_б	2,86	15,20
6. Коэффициент энергетической эффективности, доли Э_п2/Э_п1	-	5,31
7. Удельное энергопотребление, доли Э_р/Э_п	0,23	0,33

5. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный экономический эффект от применения паротеплового воздействия на пласт рассчитан по формулам (11, 14) за шестилетний период без учета коэффициента приведения затрат.

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

В таблице 1.5 показано влияние этого метода на хозрасчетные показатели предприятия. Как видно применение паротеплового воздействия на пласт снижает темпы падения добычи нефти по НГДУ и обеспечивает получение дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия.

Таблица 1.4

Расчет прироста прибыли от дополнительной добычи нефти при применении паротеплового воздействия на пласт

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4	5	6
1. Дополнительная добыча нефти, млн. т	0,255	0,278	0,353	0,503	0,695	0,949
2. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти, млн. руб. (при цене 60 руб./т)	15,3	16,7	21,2	30,2	41,7	56,9
3. Эксплуатационные затраты на добычу нефти, млн. руб.
а) I вариант	13,88	15,53	17,04	18,21	19,58	20,43
б) II вариант с ПТВ	21,82	23,88	25,73	28,27	30,74	35,38
в) в том числе дополнительные эксплуатационные затраты по сравнению с базовым вариантом	7,94	8,35	8,69	10,06	11,16	14,95
4. Себестоимость одной тонны дополнительно добытой нефти, руб.	31,14	30,04	24,62	20,00	16,06	15,80
5. Прирост балансовой прибыли, млн. руб. (стр. 2 - стр. 3в)	7,36	8,33	12,49	20,12	30,54	41,81

Таблица 1.5

Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4	5	6
1. Добыча нефти, млн. т
а) с методом (Q_t)	3,7	3,5	3,3	3,1	3,0	2,9
б) без метода (Q_o)	3,445	3,222	2,947	2,597	2,305	1,95
2. Эксплуатационные затраты на добычу нефти, млн. руб.
а) с методом	100,95	98,9	95,04	89,53	85,38	82,36
б) за счет метода	7,94	8,35	8,69	10,06	11,16	14,95
в) без метода	93,01	90,54	86,35	79,47	74,22	67,41
3. Себестоимость добычи нефти, руб./т
а) с методом (C_t)	27,28	28,25	28,80	28,88	28,46	28,40
б) без метода (C_o)	27,0	28,1	29,3	30,6	32,2	34,5
4. Прирост балансовой прибыли за счет применения метода, млн. руб. (DП_t)	7,36	8,33	12,49	20,12	30,54	41,81
5. Дополнительные основные фонды, млн. руб.	6,57	7,99	10,28	12,87	15,56	38,89
6. Плата за фонды, млн. руб. (6 %)	0,39	0,48	0,62	0,77	0,93	2,33
7. Дополнительная численность производственного персонала, чел.	245	245	280	315	350	420
8. Плата за трудовые ресурсы, млн. руб.	0,07	0,07	0,08	0,09	0,11	0,13
9. Расчетная прибыль, млн. руб.	6,90	7,78	11,79	19,26	29,50	39,35
10. Отчисления в бюджет, млн. руб. (12 %)	0,83	0,93	1,41	2,31	3,54	4,72
11. Отчисления министерству, млн. руб.	0,21	0,23	0,35	0,58	0,89	1,18
12. Дополнительная прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб. (стр. 9 - стр. 10 - стр. 11)	5,86	6,62	10,03	16,37	25,07	33,45

Пример 2

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

1. Аннотация

При разработке месторождений нефти повышенной вязкости методом заводнения значительная часть запасов остается невыработанной. По результатам опытно-промышленных работ на ряде нефтяных месторождений страны установлена эффективность и перспективность применения метода внутрипластового горения (ВГ) для увеличения нефтеотдачи пластов.

Процесс извлечения нефти из пласта с помощью ВГ характеризуется окислением непосредственно в пористой среде остаточного топлива, выделением в ходе этих реакций тепла и вытеснением нефти за счет гидродинамического и теплового воздействия. Технологически процесс осуществляется путем нагнетания в пласт через специальные скважины воздуха (а в случае влажного горения и воды) и отбора пластовых жидкостей и газообразных продуктов горения через добывающие скважины.

2. Сравниваемые варианты

В качестве сравниваемого варианта приняты технико-экономические показатели разработки участка обычным заводнением, на основании которых определена дополнительная добыча нефти за счет метода ВГ.

3. Методика определения экономического эффекта вариантов применения технологий разработки нефтяного объекта (на этапе ТЭО)

На стадии составления ТЭО выбор варианта произведен по величине максимального эффекта от дополнительной добычи нефти за счет применения ВГ по сравнению с вариантом обычного заводнения на участке месторождения.

Таблица 2.1

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1	2	3	4	5	6	7
1. Объем внедрения
а) закачка воздуха, тыс. м³	14,85	28,92	29,06	32,14	28,21	22,04
б) закачка воды, тыс. м³	-	-	-	-	-	15,2
2. Годовая добыча нефти, тыс. т	6140	6040	5930	5810	5680	5560
в т.ч. за счет метода ВГ	7,5	10,2	13,1	14,8	15,4	13,7
3. Предпроизводственные затраты, (1-й год - 60 тыс. руб., 2-й год - 55 тыс. руб.)
4. Эксплуатационные затраты - всего, тыс. руб.	105669	107512	109231	110855	112180	113702
5. Себестоимость 1 т нефти, руб. коп.	17-21	17-80	18-42	19-08	19-75	20-45
6. Условно-переменная часть эксплуатационных затрат на 1 т нефти, руб.	8-52	8-86	9-17	9-50	9-82	10-18
7. Себестоимость закачки 1 м³ воды, руб. (без амортизационных отчислений на реновацию)	-	-	-	-	-	0,321
8. Численность обслуживающего персонала ОВГ-ЗМ, чел.	12	12	12	12	12	12
9. Средняя годовая зарплата 1 работающего с отчислениями на соцстрахование, тыс. руб.	2,73	2,78	2,84	2,89	2,95	3,01
10. Затраты на обслуживание добывающих скважин, тыс. руб./скв.	12,50	12,41	12,25	12,17	11,96	11,72
11. Количество дополнительных подземных ремонтов скважин	3	3	3	3	3	3

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

В соответствии с расчетной формулой (1) осуществляется стоимостная оценка (Р_т) дополнительной добычи нефти, исходя из оптовой цены на нефть, принятой в размере 60 руб./т. Величина затрат (З_т) включает в себя единовременные затраты на НИР, на бурение добывающих и нагнетательных скважин, воздуховоды, комплексные установки ОВГ, а также текущие издержки на осуществление метода и добычу дополнительной нефти без амортизационных отчислений на реновацию. Исходные данные, расчет дополнительных затрат на применение метода (ВГ), а также определение экономического эффекта приведены в таблицах 2.1 - 2.8.

При расчете экономического эффекта учтены безвозвратные потери нефти, сжигаемой в пласте при осуществлении данного технологического мероприятия. Результаты стоимостной оценки этих потерь приведены ниже в таблице 2.3. Общая величина экономического эффекта от внедрения технологии ВГ уменьшается по этой причине.

Таблица 2.2

Расчет затрат за потребляемую электроэнергию

Годы расчетного периода	Удельный расход электроэнергии установки ОВГ-ЗМ	Стоимость 1000 квт·час, руб.	Закачка воздуха, тыс. м³	Затраты за потребляемую электроэнерг., тыс. руб.
3-й	370, 37 квт·ч/1000 м³	9,0	14,85	49,50
4-й	-»-	-»-	28,92	96,40
5-й	-»-	-»-	29,06	96,86
6-й	-»-	-»-	32,14	107,13
7-й	-»-	-»-	28,21	94,03
8-й	-»-	-»-	22,04	73,46

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

Таблица 2.3

Стоимостная оценка потерь нефти, сжигаемой в пласте

Годы	Дополнит. добыча нефти за счет ВГ, тыс. т	Потери нефти, %	Потери нефти, тыс. т	Уменьшение прибыли на 1 т нефти, руб./т	Общее уменьшение прибыли, тыс. руб.
3-й	7,5	10,0	0,75	42,8	32,1
4-й	10,2	«	1,02	42,2	43,0
5-й	13,1	«	1,31	41,6	54,5
6-й	14,8	«	1,48	40,9	60,5
7-й	15,4	«	1,54	40,3	62,1
8-й	13,7	«	1,37	39,5	54,1

Таблица 2.4

Расчет эксплуатационных затрат на применение мероприятия ВГ (тыс. руб.)

Статьи затрат	Годы расчетного периода
Статьи затрат	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1. Зарплата с начислениями на соцстрахование	2,73 ´ 12 = 32,76	2,78 ´ 12 = 33,36	2,84 ´ 12 = 34,08	2,89 ´ 12 = 34,68	2,95 ´ 12 = З5,40	3,01 ´ 12 = 36,12
2. Затраты на потребляемую электроэнергию	49,50	96,40	96,89	107,13	94,03	73,46
3. Затраты на заявленную мощность	57,6	57,6	57,6	57,6	57,6	57,6
4. Условно-переменные затраты на добычу нефти за счет ВГ	63,9	90,4	120,1	140,6	151,2	139,5
5. Затраты на закачку воды	-	-	-	-	-	0,321 ´ 15,2 = 4,88
6. Затраты на обслуживание добывающих скважин	12,50 ´ 2 = 25,0	12,41 ´ 2 = 24,82	12,25 ´ 2 = 24,50	12,16 ´ 2 = 24,34	11,96 ´ 2 = 23,92	11,72 ´ 2 = 23,44
7. Затраты на дополнительный ремонт скважин	50,4	56,8	68,2	71,4	80,3	76,7
8. Прочие расходы	32,0	32,0	32,0	32,0	32,0	32,0
Итого:	311,2	391,4	433,3	467,8	474,5	443,7

Примечание: В расчете не учтены амортизационные отчисления скважин и прочего оборудования (установка ОВГ-ЗМ и воздуховоды).

Таблица 2.5

Стоимостная оценка результатов применения метода внутрипластового горения

Годы расчетного периода	Добыча нефти за счет ВГ, тыс. т	Стоимостная оценка результата при цене нефти 60 руб./т, тыс. руб.
3-й	7,5	450
4-й	10,2	612
5-й	13,1	786
6-й	14,8	888
7-й	15,4	924
8-й	13,7	822

Таблица 2.6

Расчет дополнительных капитальных вложений для применения метода ВГ

Показатели	К-во	Стоимость единицы, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
1. Бурение скважин
а) добывающих	2	80	160
б) нагнетательных	1	90	90
2. Воздуховоды, =100 мм, км	2	7,4	7,4 ´ 1,17 ´ 2 = 17,3
3. Комплексная установка ОВГ-ЗМ, шт.	1	540	540
Итого:			807,3

Таблица 2.7

Расчет остаточной стоимости основных производственных фондов на конечный год расчетного периода

Год ввода основных фондов в расчетном периоде	Первоначальная стоимость, тыс. руб.	Норма амортизации на реновацию, %	Остаточная стоимость основных фондов на конец периода (после 6 лет работы), тыс. руб.
1. Скважины - добывающие и нагнетательные
3-й	250,0	6,7	250,0 - 250,0 ´ 6 ´ 0,067 = 149,5
2. Комплексная установка
3-й	540,0	7,0	540,0 - 540,0 ´ 6 ´ 0,07 = 313,2
3. Воздуховоды
3-й	17,3	4,2	17,3 - 17,3 ´ 6 ´ 0,42 = 12,9
Итого:			149,5 + 313,2 + 12,9 = 475,6

Таблица 2.8

Расчет экономического эффекта от применения метода внутрипластового горения (на этапе ТЭО)

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	Итого
I. Стоимостная оценка результата (Р_т), тыс. руб.	-	-	450,0	612,0	786,0	888,0	924,0	822,0
II. Затраты на реализацию мероприятия (З_т), тыс. руб.
1. Затраты на НИР	60,0	55,0
2. Единовременные затраты	-	-	807,3	-	-	-	-	-
3. Текущие издержки	-	-	311,2	391,4	433,3	467,8	474,5	443,7
4. Остаточная стоимость основных фондов	-	-	-	-	-	-	-	475,6
5. Стоимостная оценка потерь нефти, сжигаемой в пласте, тыс. руб.	-	-	32,1	43,0	54,5	60,5	62,1	54,1
Итого затрат при использовании мероприятия	60,0	55,0	1150,6	434,4	487,8	528,3	536,6	22,2
III. Экономический эффект (Э_т), тыс. руб.	-60,0	-55,0	-700,6	177,6	298,2	359,7	387,4	+799,8
Коэффициент приведения к расчетному году	1,2100	1,1000	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209
IV. Экономический эффект с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.	-72,6	-60,5	-700,6	161,4	246,4	270,2	264,6	496,6	605,5

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный эффект определен по формуле (14) за первые три года применения технологии внутрипластового горения. Этот эффект выражен разницей в размере прибыли предприятия при использовании указанного мероприятия и без его применения.

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

Таблица 2.9

Хозрасчетный экономический эффект от применения внутрипластового горения

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	3-й	4-й	5-й
1. Добыча нефти в НГДУ, тыс. т	6140,0	6040,0	5930,0
в том числе за счет метода	7,5	10,2	13,1
2. Добыча нефти без метода, тыс. т	6132,5	6029,8	5916,9
3. Эксплуатационные затраты на дополнительную добычу нефти, тыс. руб.	360,4	440,6	482,5
в том числе амортизационные отчисления на реновацию дополнительного оборудования	49,2	49,2	49,2
4. Эксплуатационные затраты, тыс. руб.
а) с методом	105669,0	107512,0	109231,0
б) без метода	10530,6	107071,4	108748,5
5. Себестоимость 1 т нефти, руб.
а) с методом	17,21	17,80	18,42
б) без метода	17,17	17,76	18,38
6. Прибыль предприятия, тыс. руб.
- с методом	(60 - 17,21) ´ 640 = 262730,6	254888,0	246569,4
- уменьшение прибыли за потери нефти, сжигаемой в пласте	262730,6 - 32,1 = 262698,5	254845,0	246514,9
- без метода	(60 - 17,17) ´ 6132,5 = 262654,9	254698,7	246261,4
7. Прирост прибыли за счет применения метода, тыс. руб.	43,6	146,3	253,5

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

Для определения прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, производится расчет выплат в госбюджет и вышестоящие организации по нормативам, установленным для данного предприятия.

Пример 3

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ПАВ (неонол АФ-12) НА НЕФТЯНОМ ОБЪЕКТЕ

1. Аннотация

Технология, основанная на закачке концентрированного раствора ПАВ, растворенного в щелочной дистиллярной жидкости, обеспечивает увеличение текущей добычи нефти и повышение коэффициента нефтеизвлечения на объекте месторождения. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью, увеличивает смачиваемость породы водой, ослабляет энергию связи нефти с поверхностью породы, что повышает нефтевытесняющие свойства воды.

2. Сравниваемые варианты

Расчет экономического эффекта проведен по выбранному варианту применения ПАВ (неонол АФ-12), который характеризуется наилучшими технико-экономическими показателями по сравнению с другими прогрессивными вариантами использования разновидностей ПАВ.

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

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

В соответствии с расчетной формулой (1) осуществляется стоимостная оценка (Р_т) дополнительной добычи нефти, исходя из оптовой цены на нефть, принятой в размере 60 руб./т. Затем определяется величина затрат (З_т), включающая в себя расходы на научно-исследовательские работы (НИР) и текущие издержки на добычу дополнительной нефти без амортизационных отчислений на реновацию.

В данном примере для внедрения новой технологии используется имеющееся на промысле оборудование, поэтому дополнительные капитальные вложения не требуются. В соответствии с формулой (8) учитывается остаточная стоимость (Л_t) основных производственных фондов, созданных до начала расчетного периода. Исходные данные и расчет экономического эффекта при технико-экономическом обосновании (ТЭО) применения ПАВ приведены в таблице 3.1.

Положительный экономический эффект достигается во втором году эксплуатации объекта. Суммарный экономический эффект за расчетный период составляет 320,7 тыс. руб.

4. Отражение экономического эффекта от применения ПАВ (неонол АФ-12) в хозрасчетных показателях предприятия

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

Дополнительные затраты на применение технологии с закачкой ПАВ состоят из затрат на закачку реагента и затрат, зависимых от объема дополнительно добытой нефти (группа условно-переменных затрат, рассчитывается согласно действующей методике калькулирования добычи нефти). Исходные данные и расчет экономического хозрасчетного эффекта приведены в таблице 3.2.

Как видно из этой таблицы, применение этой технологии обеспечивает получение дополнительной добычи нефти, что приводит к снижению себестоимости добычи нефти на предприятии и к увеличению прибыли, остающейся в его распоряжении, начиная с 4-го года применения технологии. В первые три года применения технологии отсутствие прироста прибыли вызвано большими затратами на приобретение и закачку реагента.

Показатели	Годы	Итого
Дополнительная добыча нефти, тыс. т		3,9	7,3	8,7	6,8	4,8	3,3	4,3	4,4	3,9
I. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти (Р_т), тыс. руб.		234,0	438,0	522,0	408,0	288,0	198,0	258,0	264	234,0
II. Затраты на научно-исследовательские работы (НИР), тыс. руб.	30,0	30,0	-	-	-	-	-	-	-	-
III. Текущие издержки при использовании ПАВ, тыс. руб.	205,8	295,3	481,8	151,8	138,5	117,4	108,2	133,0	143,5	141,7
в т.ч. 1) затраты на дополнительную добычу нефти	-	50,3	119,2	151,6	138,3	117,3	108,1	132,9	143,4	141,7
2) затраты на закачку реагента	205,8	245,0	362,6	0,2	0,2	0,1	0,1	0,1	0,1	-
IV. Остаточная стоимость основных производственных фондов, привлекаемых для реализации мероприятия и созданных до начала расчетного периода, тыс. руб.	-	145,0	-	-	-	-	-	-	-	-
V. Затраты при использования технологии ПАB (З_т) (стр. II + стр. III + стр. IV), тыс. руб.	235,8	470,3	481,8	151,8	138,5	117,4	108,2	133,0	143,5	141,7
VI. Экономический эффект (Э_т) (стр. I - стр. V), тыс. руб.	-235,8	-236,3	-43,8	370,2	269,5	170,6	89,8	125	120,5	92,3
Коэффициент приведения к расчетному году	1,1	1,0	0,9091	0,8284	0,7513	0,6830	0,6209	0,5645	0,5132	0,4665
VII. Экономический эффект с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.	-259,4	-236,3	-39,8	305,9	202,5	116,5	55,8	70,6	61,8	43,1	320,7

Таблица 3.2

Хозрасчетный экономический эффект от использования технологии закачки ПАВ в НГДУ

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4	5	6
1	2	3	4	5	6	7
Без использования мероприятия
1. Добыча нефти по НГДУ, тыс. т	1000	980	960	940	920	870
2. Стоимостная оценка добычи нефти, млн. руб.	60,0	58,8	57,6	56,4	55,2	52,2
3. Себестоимость добычи нефти, руб./т	20,80	25,81	29,69	34,84	40,67	48,67
4. Эксплуатационные затраты на добычу нефти, (п. 1 ´ п. 3), руб.	20,8	25,3	28,5	32,7	37,4	42,3
5. Балансовая прибыль (п. 2 - п. 4), млн. руб.	39,2	33,5	29,1	23,7	17,8	9,9
Расчет использования мероприятия
1. Дополнительная добыча нефти, тыс. т	-	3,9	7,3	8,7	6,8	4,8
2. Условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти, руб./т	-	14,2	16,33	19,17	22,37	26,77
3. Эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, тыс. руб. (п. 1 ´ п. 2)	-	55,4	119,2	166,8	152,1	128,5
4. Затраты на закачку агента (ПАВ), тыс. руб.	205,8	245,0	362,6	-	-	-
5. Всего эксплуатационных затрат, на использование мероприятий, тыс. руб. (п. 3 + п. 4)	205,8	300,4	481,8	166,8	152,1	128,5
С использованием мероприятия
1. Добыча нефти по НГДУ, тыс. т.	1000	983,9	967,3	948,7	925,8	874,8
2. Стоимостная оценка добычи нефти, млн. руб.	60,0	59,0	58,0	56,9	55,6	52,5
3. Себестоимость добычи нефти, руб./т	21,0	26,01	29,96	34,7	40,54	48,55
4. Эксплуатационные затраты на добычу нефти (п. 1 ´ п. 3), млн. руб.	21,0	25,6	28,9	32,9	37,5	42,4
5. Балансовая прибыль (п. 2 - п. 4), млн. руб.	39,0	33,4	29,1	24,0	18,0	10,1
6. Прирост балансовой прибыли, млн. руб.	-0,2	-0,1	-	0,3	0,2	0,2
7. Сумма налогов и выплат из прибыли 30 % от прироста балансовой прибыли, тыс. руб.	-	-	-	0,1	0,06	0,06
8. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	-	-	-	0,2	0,14	0,14

Пример 4

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРА ДЛЯ БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ

1. Аннотация

Ингибитор предназначен для борьбы с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании.

Применение ингибитора позволяет сократить количество подземных ремонтов скважин (ПРС), связанных с ликвидацией парафиноотложений, уменьшить число тепловых обработок, что, в конечном счете, приводит к снижению эксплуатационных затрат. Новый ингибитор отличается от ранее применяемого химическим составом, что приводит к улучшению технико-экономических показателей эксплуатации скважин и снижению затрат при его производстве. Кроме того новый ингибитор характеризуется более низкой температурой застывания. По этой причине затраты при использовании нового ингибитора снижаются по сравнению с ранее применявшимся ингибитором на величину затрат, связанных с его подогревом.

2. Сравниваемые варианты

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

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

3. Методика определения экономического эффекта для выбора варианта применения ингибитора парафиноотложений (на этапе ТЭО)

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

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

Исходные данные для расчета эффекта приведены в таблице 4.1.

Эффект у потребителя нового ингибитора определяется снижением текущих издержек в новом варианте (II) по сравнению со старым вариантом (I). В экономическом эффекте учитывается экономия затрат от сокращения количества подземных ремонтов и уменьшения тепловых обработок скважин.

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

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

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

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

Хозрасчетный эффект по условиям использования нового ингибитора образуется за счет экономии затрат от уменьшения числа подземных ремонтов и обработок скважин горячей нефтью (табл. 4.5) и определяется без учета коэффициента приведения.

Таблица 4.1

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатели	I вариант	II вариант
1	2	3
1. Объем производства ингибиторов парафиноотложений, в т.ч. по годам	3700	3700
4-й год	500	500
5-й год	1200	1200
6-й год	2000	2000
2. Затраты на научные исследования, тыс. руб.	-	290
в т.ч.
1-й год	-	140
2-й год	-	150
3. Затраты на подготовку производства и выпуск опытной партии
в 3-м году, тыс. руб.	-	50
4. Удельные единовременные затраты на производство ингибитора, руб./т	164	204
5. Норма амортизации на реновацию, %	6	6
6. Себестоимость производства 1 т ингибитора, руб.	2109,0	728,0
в т.ч. без амортизационных отчислений на реновацию	1080,16	715,76
7. Оптовая цена ингибитора, руб./т	1198	1000
8. Охват скважин, скв.	1850	1850
В т.ч. по годам
4-й год	250	250
5-й год	600	600
6-й год	1000	1000
9. Объем применения ингибиторов парафиноотложений, т	3700	3700
в т.ч. по годам
4-й год	500	500
5-й год	1200	1200
6-й год	2000	2000
10. Удельные единовременные затраты при использовании ингибитора, руб./скв.	1250	998
11. Норма амортизации на реновацию, %	12,4	12,4
12. Затраты на закачку 1 т ингибиторов парафиноотложений без учета затрат на приобретение реагентов, руб./т	432,50	376,88
в т.ч. без амортизационных отчислений на реновацию оборудования	355,0	315,0
13. Сокращение подземных ремонтов на 1 скважину в год, рем.	0,2	0,3
14. Средняя стоимость одного подземного ремонта	4,8	4,5
15. Сокращение количества обработок горячей нефтью на 1 скважину в год, обр.	2	4
16. Средняя стоимость одной обработки горячей нефтью, тыс. руб.	0,27	0,27

Таблица 4.2

Технико-экономическое обоснование создания и использования нового ингибитора

№№ п/п	Показатели	Годы расчетного периода						Итого за период
№№ п/п	Показатели	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	Итого за период
1	2	3	4	5	6	7	8	9
А. По условиям производства
	Объем производства и использования ингибитора по вариантам, тыс. т	-	-	-	400	1200	2000	3700
I.	Затраты на производство ингибитора (З_т^п), (тыс. руб.)
	I вариант	-	-	-	622,1	1411,0	2000	4033,1
	II вариант	140	150	50	489,9	973,2	1143,7	2946,8
	в том числе:
1.	Затраты на НИР, подготовку производства и выпуск опытной партии II вариант	140	150	50	-	-	-	340
2.	Единовременные затраты на производство ингибитора (К_т^п) (по I и II вариантам)	-	-	-	82	114,8	131,2	328,0
3.	Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода
	(Л_т^п) I вариант	-	-	-	-	-	291,5
	(табл. 4.3) II вариант	-	-	-	-	-	369,0
4.	Текущие издержки при производстве ингибитора без амортизационных отчислений на реновацию (И_т^п), (табл. 4.1, стр. 1 ´ стр. 6)
	I вариант	-	-	-	540,1	1296,2	2160,3	3996,6
	II вариант	-	-	-	357,9	858,4	1431,5	2648,3
II.	Экономический эффект по условиям производства нового ингибитора (снижение единовременных и текущих затрат) (Э_т^п), тыс. руб.	-140	-150	-50	182,2	437,8	806,3	1086,3
II.	Коэффициент приведения к расчетному году	1,21	1,1	1,0	0,9091	0,8264	0,7513
III.	Экономический эффект по условиям производства нового ингибитора с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.	-169,4	-165	-50	165,6	361,8	605,8	748,8
Б. По условиям использования ингибитора
IV.	Затраты при использовании ингибитора (З_т^и)
	в том числе:
1.	Единовременные затраты, (К_т^и) (табл. 4.1, стр. 8 ´ стр. 10)
	I вариант	-	-	-	312,5	750,0	1250,0	2312,5
	II вариант	-	-	-	249,5	598,8	998,0	1846,3
2.	Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода (Л) (табл. 4.3)
	I вариант	-	-	-	-	1855,3
	II вариант	-	-	-	-	1481,2
3.	Текущие издержки при использовании ингибитора (И_т^и):
	с учетом стоимости приобретения ингибитора (без амортизационных отчислений на реновацию) (табл. 4.1, стр. 1 ´ 12 + стр. 1 ´ стр. 7)
	I вариант				776,5	1863,6	3106,0	5746,1
	II вариант	-	-	-	657,5	1578,0	2630,0	4865,5
	Итого затрат при использовании ингибитора, тыс. руб. (стр. 1 + стр. 3 - стр. 2)
	I вариант	-	-	-	1089,0	2613,6	2500,7
	II вариант	-	-	-	907,0	2176,8	2146,8
V.	Экономический эффект по условиям использования (Э_т^и), тыс. руб.				182,0	436,8	353,9	972,7
VI.	Экономический эффект по условиям использования ингибитора с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.				165,5	360,9	265,8	792,2
VII.	Суммарный экономический эффект по условиям производства и использования нового ингибитора, тыс. руб. (стр. III + стр. VI)	-169,4	-165,0	-50,0	331,1	722,7	871,6	1541,0

Таблица 4.3

РАСЧЕТ
остаточной стоимости основных производственных фондов на конец расчетного периода

№№ п/п	Показатели	Годы			Итого
№№ п/п	Показатели	4-й	5-й	6-й	Итого
1	2	3	4	5	6
1.	Число лет эксплуатации на конец расчетного периода, лет	3	2	1	х
На стадии производства ингибитора
2.	Норма амортизации, %	6	6	6	6
3.	Единовременные затраты по варианту I, тыс. руб.	82	114,8	131,2	328,0
4.	Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб. (стр. 1 ´ стр. 2 ´ стр. 3)	14,8	13,8	7,9	36,5
5.	Остаточная стоимость по варианту I тыс. руб. (стр. 3 - стр. 4)	67,2	101,0	123,3	291,5
6.	Единовременные затраты по варианту II, тыс. руб.	102,0	142,8	163,2	408,0
7.	Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб. (стр. 6 ´ стр. 1 ´ стр. 2)	12,1	17,1	9,8	39,0
8.	Остаточная стоимость по варианту II (стр. 6 - стр. 7), тыс. руб.	89,9	125,7	153,4	369,0
На стадии применения ингибитора
9.	Норма амортизации, %	12,4	12,4	12,4	12,4
10.	Единовременные затраты по варианту I, тыс. руб.	312,5	750,0	1250,0	2312,5
11.	Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб. (стр. 10 ´ стр. 9 ´ стр. 1)	116,2	186,0	155,0	457,2
12.	Остаточная стоимость по варианту II, тыс. руб. (стр. 10 - стр. 11)	196,3	564,0	1095,0	1855,3
13.	Единовременные затраты по варианту II, тыс. руб.	249,5	598,8	998,0	1846,3
14.	Сумма амортизации за расчетный период, тыс. руб. (стр. 13 ´ стр. 9 ´ стр. 1)	92,8	148,5	123,8	365,1
15.	Остаточная стоимость по варианту II, тыс. руб. (стр. 13 - стр. 14)	156,7	450,3	874,2	1481,2

Таблица 4.4

Хозрасчетный экономический эффект от производства нового ингибитора у предприятия-изготовителя

Показатели	Годы
	4-й		5-й		6-й
	Варианты
	I	II	I	II	I	II
1. Объем производства ингибитора, т	500	500	1200	1200	2000	2000
2. Оптовая цена 1 т ингибитора, руб.	1198	1000	1198	1000	1198	1000
3. Себестоимость производства 1 т ингибитора, руб.	1090	728	1090	728	1090	728
4. Стоимость реализованного ингибитора (стр. 1 ´ стр. 2), тыс. руб.	599	500	1437,5	1200	2396	2000
5. Эксплуатационные затраты на производство ингибитора (стр. 1 ´ стр. 3), тыс. руб.	545	364	1308	873,6	2180	1456
6. Балансовая прибыль (стр. 4 - стр. 5), тыс. руб.	54	136	129,6	326,4	216	544
7. Выплаты предприятия из прибыли (35 %), тыс. руб.	18,9	47,6	45,4	114,2	75,6	190,4
8. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (стр. 6 - стр. 7), тыс. руб.	35,1	88,4	84,2	212,2	140,4	353,6
9. Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	-	53,3	-	128,0		213,2

Таблица 4.5

Хозрасчетный экономический эффект от применения нового ингибитора у потребителя

№№ п/п	Показатели	Годы
№№ п/п	Показатели	4-й	5-й	6-й
1.	Эксплуатационные затраты при использовании ингибитора, тыс. руб.
	I вариант	1127,7	2706,6	2655,7
	II вариант	937,9	2251,0	2270,5
2.	Балансовая прибыль, (экономия в эксплуатационных затратах), тыс. руб.	189,8	455,6	385,2
3.	Сумма платежей из прибыли (29,8 %)	56,6	135,7	114,8
4.	Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	133,2	319,9	270,4

Пример 5

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУБОКОПРОНИКАЮЩЕГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. Аннотация

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) является методом, позволяющим увеличить продуктивность низкопроницаемых терригенных коллекторов. При осуществлении ГГРП в коллекторе создается трещина длиной 50 - 100 м, которая закрепляется закачкой в нее 20 - 30 т песка. В результате воздействию подвергается не только призабойная зона, как при обычном ГРП, но и удаленная зона пласта. Поэтому ГГРП представляет собой не обычную разновидность метода обработки призабойной зоны скважин, а элемент системы разработки низкопроницаемых коллекторов.

Объектом применения метода являются не отдельные скважины с большим радиусом загрязнения призабойной зоны (как при ГРП), а технически исправные скважины, в том числе новые, пробуренные в низкопроницаемых коллекторах.

Применение ГГРП обеспечивает интенсификацию текущей добычи нефти и увеличение конечной нефтеотдачи пласта и позволяет разрабатывать объекты низкопроницаемых коллекторов, эксплуатация которых без этого метода нерентабельна.

2. Сравниваемые варианты

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

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

Экономический эффект от применения этого метода на нефтяных объектах обуславливается получением дополнительной добычи нефти и рассчитывается по формуле (1).

Для расчета экономического эффекта были выполнены вспомогательные расчеты по определению затрат на производство глубокопроникающего гидроразрыва пласта (см. таблицу 5.2).

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

Результаты расчета экономического эффекта представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.1

Исходные данные для расчета эффекта

Показатели	Значения
1. Дебит скважин без мероприятия, т/сут.	5
2. Дебит скважины с мероприятием, т/сут.	19
3. Продолжительность технологического эффекта, мес.	12
4. Коэффициент успешности ГГРП	0,8
5. Затраты на проведение ГГРП, тыс. руб.	62,32
6. Дополнительная добыча нефти от проведения 1-й операции, тыс. т	4,75
7. Условно-примененные затраты в расчете на 1 т дополнительной нефти, тыс. руб.	13,77
в том числе:
- расходы по искусственному воздействию на пласт	2,82
- расходы на электроэнергию	1,37
- расходы по сбору и транспорту нефти	0,84
- расходы по технологической подготовке нефти	0,62
- отчисления на ГРР	8,12

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

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

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

Таблица 5.2

Расчет затрат на производство глубокопроникающего гидроразрыва пласта

Наименование затрат	Расчет	Всего затрат, тыс. руб.
1. Затраты на работу бригады КРС при подготовительно-заключительных операциях	74 руб. ´ 360 бр/час	26,64
2. Затраты на материалы:
- дизельное топливо (с учетом транспортной наценки - 1,3)	68 руб. ´ 1,3 ´ 300 т	26,52
- ГС-1, ГС-2	3,0 руб. ´ 10,0 кг	0,03
- песок намывной	18 м³ ´ 1,2 руб.	0,22
3. Стоимость работ привлеченной техники:		9,105
из них:
- агрегат ЦА-320	12,38 руб. ´ 8 агр/час	0,099
- ЗИЛ-131-АПШ-3	8,9 руб. ´ 8 агр/час	0,071
- перевоз дизтоплива	9,22 руб. ´ 300 м/час	2,766
- агрегат 4АН-700	11,42 руб. ´ 8 агр/час	0,091
- ЦПП-23	8,46 руб. ´ 8 агр/час	0,07
- трактор Т-100	7,17 руб. ´ 8 м/час	0,06
- установка ППУ	13,95 руб. ´ 8 м/час	0,11
- трубовоз АЗ-22	4,09 руб. ´ 70 час	0,29
- пробег	0,2 руб. ´ 1200 км	0,24
Урал-43203-ФМСК АРС	10,39 руб. ´ 16 час	0,166
Итого затрат		62,320

Таблица 5.3

Расчет экономического эффекта от применения глубокопроникающего гидроразрыва пласта (на этапе ТЭО)

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	1	2	3	4	5	6	7
1. Дополнительная добыча нефти за счет применения ГГРП, млн. т	-	0,076	0,090	0,118	0,157	0,114	0,109
2. Количество обработок	-	16	19	25	23	24	23
I. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти при оптовой цене 60 руб./т, млн. руб. (Р_т)	-	4,56	5,4	7,08	9,42	6,84	6,54
II. Затраты при использовании новой технологии, млн. руб. (З_т)	0,2	2,285	2,714	3,571	3,939	3,428	3,285
в том числе:
1. затраты на НИР	0,2	-	-	-	-	-	-
2. текущие издержки при использовании ГГРП:
а) затраты на применение мероприятия	-	16 ´ 62,32 : 0,8 = 1,240	1,472	1,937	1,782	1,860	1,783
б) условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти	-	0,076 ´ 13,77 = 1,045	1,242	1,633	2,156	1,568	1,503
III. Экономический эффект (Э_т), млн. руб. (стр. I - стр. II)	-0,2	2,275	2,686	3,509	5,481	3,412	3,255
Коэффициент приведения к расчетному году	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209	0,5645
IV. Экономический эффект с учетом приведения, млн. руб.	-0,2	2,068	2,22	2,64	3,74	2,12	1,837

Таблица 5.4

Хозрасчетный эффект от внедрения глубокопроникающего гидроразрыва пласта

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	2	3	4	5	6	7
Без мероприятия
1. Добыча нефти, млн. т	5,72	5,215	4,88	4,51	4,133	3,587
2. Эксплуатационные затраты, млн. руб.	94,0	98,2	87,2	85,17	76,61	76,51
3. Себестоимость добычи нефти, руб./т	16,43	18,79	17,86	18,88	18,54	21,33
За счет мероприятия
1. Дополнительная добыча нефти за счет применения ГГРП, млн. т	0,076	0,090	0,118	0,157	0,114	0,109
2. Затраты при использовании технологии ГГРП, млн. руб.	2,285	2,714	3,571	3,939	3,428	3,285
С мероприятием
1. Добыча нефти, млн. т	5,796	5,305	4,998	4,666	4,246	3,696
2. Эксплуатационные затраты, млн. руб.	96,285	100,914	90,771	39,109	80,038	79,79
3. Себестоимость добычи нефти, руб./т	16,61	19,02	18,16	19,09	18,85	21,59
4. Балансовая прибыль, млн. руб.	2,288	2,499	3,476	5,44	3,373	3,254
5. Общая сумма налогов и выплат из балансовой прибыли, млн. руб., 30 %	0,686	0,749	1,04	1,632	1,01	0,976
6. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб. (стр. 4 - стр. 5)	1,602	1,75	2,436	3,808	2,360	2,278

Пример 6

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ РАЗРАБОТКИ И ВНЕДРЕНИЯ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ С ЛЕГКИМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ СОСТАВОМ НА КОНЦЕВОЙ СТУПЕНИ

1. Аннотация

Предложенная технология предназначена для сокращения потерь нефти от испарения из резервуаров за счет улучшения сепарации нефти на концевых сепарационных установках (КСУ), обеспечиваемой подачей газа (барботажа) в количестве 1 - 3 м² на 1 тонну нефти.

Реализация технологии обеспечивает получение нефти после КСУ с низким давлением насыщенных паров, не более 0,067 МПа при t = 38 °С и низким остаточным газовым фактором, не более 0,1 м³/м³. При таких параметрах появляется возможность избежать технологических потерь нефти от ее испарения на 0,1 - 0,3 % от объема сепарируемой нефти в зависимости от ее физико-химических свойств.

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

2. Сравниваемые варианты

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

3. Методика определения экономического эффекта для выбора наиболее рациональной технологии сепарации нефти (на этапе ТЭО)

Расчет экономического эффекта при использовании новой технологии сепарации нефти проводится по формуле (1) и представляет собой разность между стоимостной оценкой добычи дополнительной нефти (P_т) и затратами на осуществление технологического процесса (З_т).

Стоимостная оценка добычи нефти определена при оптовой цене на нефть 60 руб./т. Затраты на применение новой технологии сепарации нефти включают в себя текущие издержки на сепарацию нефти без амортизационных отчислений на реновацию, и единовременные затраты, к которым отнесены дополнительные капитальные вложения (стоимость компрессоров, газопроводов), затраты на НИР и основные фонды на начало расчетного периода, оцененные по остаточной стоимости. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода определена, исходя из сроков службы компрессоров, газопроводов, года ввода их в эксплуатацию и сумм годового износа.

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

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

4. Определение хозрасчетного экономического эффекта

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

Исходные данные для расчета эффекта приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4	5	6
1. Объем сепарируемой нефти по новой технологии, млн. т	11	52	59	59	59	59
2 Объем сокращения потерь нефти от применения новой технологии (0,15 % от объема сепарации), тыс. т	16,5	78,0	88,5	88,5	88,5	88,5
3. Затраты на НИОКР, тыс. руб.	6,9	88,0
4. Дополнительное оборудование
а) компрессоры, шт.	4	13	3	-	-	-
б) внутриплощадный газопровод d = 50 мм, м	400	1300	300	-	-	-
5. Дополнительные капитальные вложения, тыс. руб. стоимость 1 компрессора - 28,56 стоимость 1 м газопровода - 0,009	117,84	382,45	88,38	-	-	-
6. Основные фонды для расчета амортизационных отчислений, тыс. руб.
а) компрессоры	114,24	485,5	571,2	571,2	571,2	571,2
б) внутриплощадный газопровод	3,6	15,3	18,0	18,0	18,0	18,0
7. Норма амортизационных отчислений
а) на реновацию оборудования
компрессор	19,2	19,2	19,2	19,2	19,2	19,2
газопровод d = 50 мм	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7
б) на текущий ремонт
компрессор	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
газопровод d = 50 мм	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
8. Расход электроэнергии
а) установленная электрическая мощность, квт	1622	6893,5	8110	8100	8100	8100
б) потребляемая электроэнергия, квт·ч	1080	4590	5400	5400	5400	5400

Таблица 6.2

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

	Годы расчетного периода
	1	2	3	4	5	6	7	8
1. Дополнительный объем нефти за счет сокращения потерь при сепарации, тыс. т	-	-	16,5	78,0	88,5	88,5	88,5	88,5
2. Стоимостная оценка нефти, тыс. руб.	-	-	990,0	4680,0	5310,0	5310,0	5310,0	5310,0
3. Затраты на реализацию мероприятия, тыс. руб.
в том числе:
а) затраты на НИОКР	6,8	88,0	-	-	-	-	-	-
б) текущие затраты на сепарацию нефти (без амортизационных отчислений на оборудование)	-	-	141,8	608,8	716,7	719,3	720,3	722,0
в) единовременные затраты (доп. капвложения)	-	-	117,8	382,4	88,4	-	-	-
4. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода, тыс. руб.	-	-	-	-	-	-	-	1727,9
5. Экономический эффект, тыс. руб.	-6,9	-88,0	730,4	3688,8	4504,9	4590,7	4589,7	2860,1
6. Коэффициент приведения к расчетному году	1,21	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209	0,5645
7. Экономический эффект (с учетом коэффициента приведения), тыс. руб.	-8,35	-88,0	664,0	3048,4	3384,5	3135,4	2849,7	1614,5

При определении хозрасчетного эффекта в нефтедобывающем предприятии были учтены дополнительные эксплуатационные затраты на применение новой технологии, включающие в себя дополнительные затраты на электроэнергию, амортизационные отчисления на реновацию и капитальный ремонт дополнительного оборудования, эксплуатационные затраты на дополнительную добычу нефти (в части условно-переменных затрат). Используя эти показатели, был определен хозрасчетный эффект от применения новой технологии сепарации нефти (таблица 6.3).

Таблица 6.3

Хозрасчетный экономический эффект от применения новой технологии сепарации нефти

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3
1. Дополнительная добыча нефти (сокращение потерь), тыс. т	16,5	78,0	88,5
2. Выручка от реализации нефти при цене 60 руб./т	990,0	4680,0	5310,0
3. Дополнительные эксплуатационные затраты, тыс. руб.	165,6	709,9	835,8
4. Прибыль (стр. 2 - стр. 3), тыс. руб.	824,4	3970,1	4474,2
5. Сумма налогов и выплат из балансовой прибыли, тыс. руб.	212,0	1001,3	1106,4
6. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	612,4	2968,0	3367,8

Таким образом, применение новой технологии сепарации нефти позволит нефтедобывающему предприятию улучшить его хозрасчетную деятельность в результате увеличения дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия.

РАСЧЕТ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

а) Расчет дополнительных затрат за установленную электрическую мощность

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

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

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

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

б) Расчет дополнительных затрат за потребляемую электроэнергию

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

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

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

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

в) Всего дополнительных затрат на электроэнергию

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

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

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

г) Расчет амортизационных отчислений на реновацию и капитальный ремонт дополнительного оборудования

Затраты рассчитываются, исходя из стоимости оборудования и соответствующих норм амортизации

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

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

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

д) Расчет эксплуатационных затрат по технологической подготовке дополнительного объема нефти

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

1-й год 16,5 ´ 0,36 = 5,9 тыс. руб.

2-й год 78,0 ´ 0,40 = 31,2 тыс. руб.

3-й год 88,5 ´ 0,42 = 37,2 тыс. руб.

е) Всего дополнительных эксплуатационных затрат при использовании новой технологии

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

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

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

Пример 7

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ СТРУЙНЫХ УСТАНОВОК ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

1. Аннотация

Применение струйных установок при механизированной эксплуатации скважин с групповым приводом позволяет осуществлять добычу нефти с более высокой экономической эффективностью. Однако струйной установкой одновременно обслуживается пять скважин. При этой технике осуществляется промывка скважин любой кривизны без спуско-подъемных операций.

Применение струйной установки позволяет сократить сроки обустройства скважин и вывода их на оптимальный режим эксплуатации. Это мероприятие по своим техническим показателям соответствует научно-техническому уровню лучших мировых образцов новой техники эксплуатации скважин.

2. Сравниваемые варианты

Для сравнения приняты технико-экономические показатели эксплуатации скважин электроцентробежными насосами.

3. Методика определения экономического эффекта от применения струйной установки (на этапе ТЭО)

Экономическая эффективность на стадии технико-экономического обоснования использования струйных установок определяется за восьмилетний расчетный период, включающий в себя три года на научно-исследовательские, опытно-конструкторские работы, освоение серийного производства и пять лет использования этих установок у потребителя. Эффект на стадии ТЭО определяется снижением совокупных затрат от использования струйных установок по сравнению с вариантом применения электроцентробежных насосов. Расчет эффекта производится по формуле (1). В таблице 7.1 приводятся исходные данные и расчет экономических показателей для определения эффекта по вариантам.

В таблице 7.2 показан расчет остаточной стоимости основных производственных фондов.

Результаты расчетов экономического эффекта в сводном виде представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.1

Исходные данные и расчеты показателей для определения экономического эффекта от использования струйной установки

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1. Объем производства и ввод в эксплуатацию струйных установок, уст.	100	100	100	100	100
2. Количество струйных установок в эксплуатации, уст.	100	200	300	400	500
3. Количество скважин, обслуживаемых одной струйной установкой, скв.	5	5	5	5	5
4. Количество скважин, обслуживаемых действующими установками (п. 2 ´ п. 3), (по базовому и новому вариантам принимается равное число скважин), скв.	500	1000	1500	2000	2500
5. Удельные капитальные вложения на обустройство одной скважины с использованием установок, тыс. руб./скв.
- вариант УЭЦН	40	40	40	40	40
- вариант СУ	30	30	30	30	30
6. Капитальные вложения на обустройство скважин, млн. руб.
- вариант УЭЦН (п. 4 ´ п. 3)	20,0	40,0	60,0	80,0	100,0
- вариант СУ (п. 4 ´ п. 5)	15,0	30,0	45,0	60,0	75,0
7. Удельные затраты на приобретение одной установки в расчете на одну скважину, тыс. руб./скв.
- вариант УЭЦН	52,1	52,1	52,1	52,1	52,1
- вариант СУ	49,6	49,6	49,6	49,6	49,6
8. Единовременные затраты на приобретение установок, млн. руб.
- вариант УЭЦН (п. 4 ´ п. 7)	26,1	52,1	78,2	104,2	130,3
- вариант СУ (п. 4 ´ п. 7)	24,8	49,6	74,4	99,2	124,0
9. Текущие издержки на обслуживание одной скважины с использованием установок без учета амортизационных отчислений на реновацию, тыс. руб./скв.
- вариант УЭЦН	28,4	28,4	28,4	28,4	28,4
- вариант СУ	25,8	25,8	25,8	25,8	25,8
10. Текущие издержки на обслуживание скважин с использованием установок без учета амортизационных отчислений на реновацию, млн. руб.
- вариант УЭЦН (п. 4 ´ 9)	14,2	28,4	42,6	56,8	71,0
- вариант СУ (п. 4 ´ 9)	12,9	25,8	41,3	51,6	64,5
11. То же с учетом амортизационных отчислений на реновацию, млн. руб.
- вариант УЭЦН	23,4	46,8	70,2	93,6	117,1
- вариант СУ	16,9	33,8	53,2	67,5	84,4

Таблица 7.2

Расчет остаточной стоимости основных фондов (установок) на конец расчетного периода

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	Итого
1. Число лет работы ежегодно вводимых в эксплуатацию установок, (Г)	5	4	3	2	1
2. Норматив амортизационных отчислений (Па)
вариант - УЭЦН (при сроке службы установки 5 лет)	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
вариант - СУ (при сроке службы установки 10 лет)	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
3. Основные производственные фонды (стоимость установок) К, млн. руб.
- вариант УЭЦН	46,1	92,1	138,2	184,2	230,2
- вариант СУ	39,8	79,6	119,4	159,2	199,0
4. Остаточная стоимость основных фондов (установок) на конец расчетного периода (Л_о) (без учета коэффициента приведения), млн. руб.
- вариант УЭЦН	-	18,4	55,3	110,5	184,2	368,4
- вариант СУ	19,9	47,7	83,5	127,4	179,1	457,6

^*) Пример расчета остаточной стоимости основных фондов на конец расчетного периода по формуле А_t = К_t·(1 - Па ´ Г_t)

А₄ = 39,8(1 - 0,1 ´ 5) = 19,9 млн. руб.

Таблица 7.3

Технико-экономическое обоснование создания и использования струйной установки (СУ) для механизированной эксплуатации скважин с групповым приводом

Показатели	Годы расчетного периода								Итого
Показатели	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	Итого
I. Затраты на использование насосных установок у потребителя (З_т^и):
1. Текущие издержки при использовании установок (И_t), млн. руб.
вариант - УЭЦН	-	-	-	14,2	28,4	42,6	56,8	71,0
вариант - СУ	-	-	-	12,9	25,8	41,3	51,6	64,5
2. Единовременные затраты при использовании насосных установок (К_t), млн. руб.:
а) затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, млн. руб.	0,05	0,05	0,05	-	-	-	-	-
б) на обустройство скважин
вариант - УЭЦН	-	-	-	20,0	40,0	60,0	80,0	100,0
вариант - СУ	-	-	-	15,0	30,0	45,0	60,0	75,0
в) на приобретение оборудования
вариант - УЭЦН	-	-	-	26,1	52,1	78,2	104,2	130,3
вариант - СУ	-	-	-	24,8	49,6	74,4	99,2	124,0
Итого единовременных затрат:
вариант - УЭЦН	-	-	-	46,1	92,1	138,2	184,2	230,3
вариант - СУ	-	-	-	39,8	79,6	119,4	159,2	199,0
3. Остаточная стоимость основных производственных фондов (Л_т^и), млн. руб.
вариант - УЭЦН	-	-	-	-	-	-	-	368,4
вариант - СУ	-	-	-	-	-	-	-	457,6
4. Итого затрат на использование насосных установок (З_т^и), млн. руб. (п. 1 + п. 2 ´ п. 3)
вариант - УЭЦН	-	-	-	60,3	120,5	180,8	241,0	-67,1
вариант - СУ	-0,05	-0,05	-0,05	64,7	105,4	160,7	110,8	-193,9
II. Экономический эффект (снижение затрат), млн. руб.	-0,05	-0,05	-0,05	-4,4	15,1	20,1	130,2	126,8
Коэффициент приведения к расчетному году	1,2100	1,100	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209
III. Экономический эффект (снижение затрат), млн. руб. с учетом коэффициента приведения	-0,06	-0,06	-0,05	-4,0	12,5	15,1	88,9	78,7	191,03

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный экономический эффект рассчитан по формуле (13) без учета коэффициента приведения затрат к расчетному году. Эффект определен на основе исходных данных, приведенных в таблице 7.1. Эксплуатационные затраты включают в себя амортизационные отчисления на реновацию объектов промыслового обустройства и оборудования скважин. Хозрасчетный эффект от использования струйных установок определяется снижением эксплуатационных затрат по сравнению с затратами при использовании электроцентробежных насосов. Результаты расчета эффекта приведены в таблице 7.4.

Таблица 7.4

Хозрасчетный эффект от использования струйных установок

Показатели	Годы
Показатели	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1. Количество скважин, обслуживаемых действующими установками	500	1000	1500	2000	2500
2. Эксплуатационные затраты на обслуживание скважин с использованием установок, млн. руб.
- вариант - УЭЦН	23,4	46,8	70,2	93,6	117,1
- вариант - СУ	16,9	33,8	53,2	67,5	84,4
3. Снижение эксплуатационных затрат от использования струйных установок, (прирост прибыли) млн. руб.	6,5	13,0	17,0	26,1	32,7
4. Сумма налогов и выплат из прироста прибыли, полученной за счет использования новых установок, (30 %) млн. руб.	2,0	3,9	5,1	7,8	9,8
5. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб.	4,5	9,1	11,9	18,3	22,9

Пример 8

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИБКИХ ПОЛИМЕРНО-МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБ (ГПМТ) ПРИ СООРУЖЕНИИ ВЫКИДНЫХ ЛИНИЙ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1. Аннотация

Гибкие полимерно-металлические трубы (ГПМТ) применяются в качестве выкидных линий при сооружении трубопроводов для внутрипромысловой транспортировки высокообводненной сероводородосодержащей продукции скважин.

В сравнении со стальными трубопроводами ГПМТ отличаются меньшей металлоемкостью, высокой коррозионной стойкостью, обладают ухудшенными гидравлическими характеристиками и более высокой долговечностью.

При сооружении ГПМТ снижаются затраты на земляные и монтажные работы. Трубопроводу не требуется специальная противокоррозионная битумная изоляция внешней поверхности.

Проектируемый срок службы 1 км трубопровода из ГПМТ составляет 10 лет. В сравниваемом варианте (трубопровод из стальных труб) замена прокорродированных труб производилась через каждые 2 года, то есть 5 случаев замены за срок службы трубопровода из ГПМТ.

2. Сравниваемые варианты

В качестве варианта для сравнения при экономической оценке использования ГПМТ принят трубопровод из стальных труб диаметром 114 мм с толщиной стенки 7 мм.

3. Методика определения экономического эффекта для выбора наилучшего варианта

Экономический эффект от применения гибких полимерно-металлических труб определяется снижением капитальных затрат на работы по замене труб (земляные и монтажные работы) и уменьшением стоимости сооружения ГПМТ в результате удлинения срока их службы, а также экономией текущих издержек от стоимости работ по ликвидации отказов (аварий).

Экономический эффект определяется за расчетный период, равный 13 годам, из них проведение научно-исследовательских работ (НИР) - 3 года, применение полимерно-металлических труб - 10 лет (срок их службы). Расчет эффекта производится по формуле (1). Таким образом, результатом осуществления мероприятия (Р_т) в стоимостном выражении является экономия затрат на сооружение трубопроводов и их эксплуатацию на протяжении срока службы, формула 5.

Затраты (З_т) на осуществление мероприятия складываются из затрат на научно-исследовательские работы и затрат на сооружение трубопровода. Исходные данные и расчет эффекта при выборе наилучшего варианта на этапе технико-экономического обоснования использования мероприятия НТП приведены соответственно в таблицах 8.1 и 8.2.

Таблица 8.1

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатели	Трубопровод из стальных труб	Трубопровод из гибких полимерно-металлических труб ГПМТ
1	2	3
1. Стоимость сооружения 1 км, тыс. руб.	8,6	18,3
2. Срок службы труб, лет	2	10
3. Среднегодовое число отказов на 1 км трубопровода из-за коррозии	4	-
4. Стоимость работ по ликвидации одного отказа, тыс. руб.	0,3	-
5. Стоимость штрафных санкций, выплачиваемых предприятием, вследствие загрязнения окружающей среды, тыс. руб./км	0,5	-
6. Стоимость проведения научных исследований, тыс. руб.
всего:	-	560
в т.ч. по годам 1-й год	-	150
2-й год	-	180
3-й год	-	230
7. Планируемый объем применения труб по годам (шестилетний период), км
3-й	50	50
4-й	100	100
5-й	150	150
6-й	200	200
7-й	300	300
8-й	400	400
8. Численность персонала, занятого на ликвидации одного порыва трубопровода, чел.	5	5
9. Средняя продолжительность ликвидации одного порыва, час	8	8
10. Годовой фонд рабочего времени 1 работающего, час	1792	1792
11. Масса 1 км трубопровода, т	20	-
12. Стоимость металлолома, тыс. руб./км	0,6	-
13. Обязательные выплаты предприятия от прибыли, %
- в госбюджет	29,5	29,5
- за основные производственные фонды	4,0	4,0
- в централизованный фонд МНП	21,7	21,7
14. Норматив платы за трудовые ресурсы, руб./чел.	300	-
15. Годовая норма амортизации на полное восстановление выкидной линии, %	6,7	6,7

Расчетные показатели	Расчетный период (срок научной разработки + срок службы трубопровода)
1. Коэффициент приведения по фактору времени (a_t)	1,21	1,1	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209	0,5645	0,5132	0,4665	0,4241	0,3855
2. Годовой объем применения ГПМТ (А_t), км (период эффективного использования)	-	-	-	50	100	150	200	300	400
3. Число замен стального трубопровода за срок службы трубопровода из ГПМТ				1-я замена		2-я замена		3-я замена		4-я замена		5-я замена		10 : 2 = 5 замен
4. Стоимостная оценка результата работы (экономия в затратах на 1 км ГПМТ за вес срок службы - 10 лет), тыс. руб. (стр. 4.1 + стр. 4.2) в том числе:				10,2		8,6		7,1		5,8		4,7		36,4
4.1. стоимость замененных трубопроводов				8,6 ´ 0,9091 - 0,6 ´ 0,8284 = 7,3		8,6 ´ 0,7513 - 0,6 ´ 0,6830 = 6,1		8,6 ´ 0,6209 - 0,6 ´ 0,5645 = 5,0		8,6 ´ 0,5132 - 0,6 ´ 0,4665 = 4,1		8,6 ´ 0,4241 - 0,6 ´ 0,3855 = 3,4		25,9
4.2. Экономия эксплуатационных издержек за счет снижения числа отказов и выплаты штрафных санкций из-за коррозии трубопровода				(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,9091 = 1,5	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,8264 = 1,4	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,7513 = 1,3	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,6830 = 1,2	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,6209 = 1,1	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,5645 = 1,0	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,5132 = 0,9	(0,3 ´ 4 + 0,5 ´ 0,4665 = 0,8	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,4241 = 0,7	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,3855 = 0,6	10,5
5. Затраты на 1 км трубопровода, тыс. руб.: (стр. 5.1 + стр. 5.2) в том числе:			17,1 = (16,6 + 0,5)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	17,1
5.1. на проведение научных исследований (стр. 1 ´ стр. 2), всего	1,21 ´ 150 = 182	1,1 ´ 180 = 198	1,0 ´ 230 = 230
- в среднем на 1 км трубопровода	610 : (50 + 100 + 150 + 200 + 300 + 400) = 0,5
5.2. Стоимость сооружения трубопровода из ГПМТ				18,3 ´ 0,9091 = 16,6
6. Экономический эффект, тыс. руб. (стр. 4 - стр. 5)
- на 1 км трубопровода	Э = 36,4 - 17,1 = 19,3
- на годовой объем применения (стр. 2 ´ стр. 6)				965	1980	2895,0	3860,0	5790	7720

Объем применения, км	Себестоимость (изменяющаяся часть), тыс. руб.
1	8,6 ´ 0,067 + 0,3 ´ 4 + 0,5 = 2,3	18,3 ´ 0,067 = 1,2
50	115 = (2,3 ´ 50)	60 = (1,2 ´ 50)
100	230	120
150	345	180
200	460	240
300	690	360
400	920	480

Показатели	Годы использования	Итого за период использования
1. Снижение себестоимости (балансовая прибыль - изменяющаяся часть), тыс. руб. на 1 км	1,1	1,1	1,1	1,1
- на годовой объем применения	55	110	165	330
2. Увеличение платы за основные производственные фонды (изменяющаяся часть), тыс. руб.
- на 1 км (18,3 - 8,6)/100 ´ 3 = 0,291	0,291	0,291	0,291	0,291
- на годовой объем применения	14,6	29,1	43,6	87,3
3. Условное высвобождение численности работающих, чел.
- на 1 км (5 чел. ´ 4 ´ 8)/1792 = 0,089	0,089	0,089	0,089	0,089
- на годовой объем применения	5	9	14	28
4. Уменьшение платы за трудовые ресурсы, тыс. руб. (300 руб./чел)
- на 1 км	0,0267	0,0267	0,0267	0,0267
- на годовой объем применения	1,3	2,7	4,0	8,0
5. Расчетная прибыль (п. 3 - п. 4 + п. 6), тыс. руб.
- на 1 км	0,836	0,836	0,836	0,836
- на годовой объем применения	41,8	83,6	125,4	250,8
6. Сумма платежей из расчетной прибыли (в госбюджет, централизованный фонд МНП), тыс. руб.
- на 1 км	0,428	0,428	0,428	0,428
- на годовой объем применения	21,4	42,8	64,2	128,4
7. Увеличение прибыли, остающейся в распоряжении предприятия за счет сэкономленной части фонда развития производства, науки и техники вследствие удлинения срока службы ГПМТ, тыс. руб.	-
- на 1 км 8,6(1 - 0,067 ´ 2)/2 - 18,3(1 - 0,067 ´ 10)/10 = 3,14	3,14	3,14	3,14	3,14
- на годовой объем применения	157	314	471	942
8. Затраты на научные исследования, тыс. руб.
- на 1 км 560 : 1200 = 0,467	0,467	0,467	0,467	0,467
- на годовой объем применения	23,8	46,6	70,0	140,4
9. Ликвидационная стоимость прокорродированных стальных труб, тыс. руб./т
- на 1 км (0,6 : 2) = 0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
- на годовой объем применения	15,0	30,0	45,0	90
10. Хозрасчетный эффект, тыс. руб. (п. 7 - п. 8 + п. 9 - п. 10 - п. 11)
- на 1 км	2,78	2,78	2,78	2,78
- на годовой объем применения	139,0	278,0	417,0	834
11. Среднегодовая экономия металла труб, тонн
- на 1 км (20 : 2) = 10	10	10	10	10
- на годовой объем использования	500	1000	1500	1000

Технико-экономические показатели	Варианты
1. Глубина моря, м	120	120
2. Число бурящихся скважин, шт.	12	12
3. Глубина бурения, м	5000	5000
4. Количество буровых станков, шт.	2	1
5. Расход металла на МСП, т	12000	9500
6. Общая площадь, м	6550	4500
7. Срок строительства МСП, годы	3	2
8. Срок эксплуатации месторождения, год	35	35
9. Расчетный срок при оценке экономического эффекта, годы	23	23
10. Продолжительность бурения одной скважины, годы	0,5	0,5
11. Затраты на НИОКР и НИР, млн. руб.	5,0	5,0
12. Стоимость строительства платформы, млн. руб.	55,0	47,0
13. Стоимость бурения одной скважины, млн. руб.	2,0	2,0
14. Стоимость оборудования одной скважины, млн. руб.	0,2	0,2
15. Демонтаж оборудования, млн. руб.	1,5	1,0

Показатели	Годы расчетного периода	За весь срок (23 года)
1. Добыча нефти, млн. т
I вариант	-	-	-	-	-	0,30	0,70	1,05	1,20	1,20	1,20	1,15	1,00	4,0	11,80
II вариант	-	-	-	0,05	0,25	0,45	0,65	0,85	1,05	1,20	1,20	1,10	1,0	4,0	11,80
2. Стоимостная оценка добычи нефти (при цене 80 р/т), млн. руб.
I вариант						24,0	56,0	84,0	96,0	96,0	96,0	92,0	80,0	320	944,0
II вариант				4,0	20,0	36,0	52,0	68,0	84,0	96,0	96,0	88,0	80,0	320	944,0
3. Единовременные затраты, млн. руб.
I вариант	5,0	22,0	20,0	8,0	4,4	8,8	8,8	8,8	1,5	-	-	-	-	-	87,3
II вариант	5,0	18,0	24,0	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	1,0	-	-	-	78,8
4. Текущие затраты, млн. руб.
I вариант	-	-	-	-	-	17,1	19,6	25,7	26,4	24,0	24,0	25,3	26,0	159,3	347,4
II вариант				2,0	9,5	15,75	17,55	20,40	23,10	24,0	24,0	24,20	26,0	159,3	345,8
5. Экономический эффект, млн. руб. (стр. 2 - стр. 3 - стр. 4)
I вариант	-5,0	-22,0	-20,0	-8,0	-4,4	-1,9	27,6	49,5	68,1	72,0	72,0	66,7	54,0	160,7	509,3
II вариант	-5,0	-18,0	-24,0	-2,4	6,1	15,85	30,05	43,20	56,50	67,60	71,0	63,80	54,0	160,7	519,4
6. Коэффициент приведения к расчетному году	1,21	1,1	1,0	0,9091	0,8260	0,7510	0,6830	0,6210	0,5645	0,5130	0,4665	0,4241	0,3855
7. Экономический эффект с учетом коэффициента приведения, млн. руб.
I вариант	-6,05	-24,2	-20,0	-7,27	-3,63	-1,43	18,85	31,05	38,40	36,90	33,58	28,29	20,82	45,0	190,31
II вариант	-6,05	-19,8	-24,0	-2,18	5,04	11,90	20,52	26,80	31,80	34,70	33,12	27,06	20,82	45,0	204,7

Показатели	Годы периода
1. Цена реализуемой продукции, млн. руб.				4,0	20,0	36,0	52,0	68,0	84,0
2. Стоимость основных фондов^*), млн. руб. (на начало текущего года)				47,0	51,4	55,8	60,2	64,6	69,0
3. Амортизационные отчисления, млн. руб. (3,3 % - платформа, 6,7 % - скважины)				1,56	1,85	2,15	2,44	2,64	3,03
4. Себестоимость добычи (тек. з. - аморт.), млн. руб. (стр. 4 табл. 2 + стр. 3)				3,56	11,35	17,90	19,99	21,04	26,13
5. Балансовая прибыль, млн. руб. (стр. 1 - стр. 4)				0,44	8,65	18,10	31,99	46,96	57,87
6. Плата за тр. ресурсы (6 тыс. руб. в год) и кредит (0,1 % от стоимости реализуемой нефти), млн. руб.				0,0604	0,068	0,078	0,091	0,106	0,117
7. Расчетная прибыль, млн. руб. (стр. 5 - стр. 6)				0,379	8,58	18,02	31,89	46,85	57,76
8. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (после отчислений в бюджет и министерству - 44 + 9 = 53 %) млн. руб.				0,178	4,032	8,47	14,99	22,02	27,15
9. Отчисления в фонд развития производства (90 % остаточной прибыли), млн. руб.				0,160	3,63	7,62	13,49	19,82	24,43
10. Средства самофинансирования (амортизация + отчисления в ФРП), млн. руб. (стр. 3 + стр. 9)				1,720	5,48	9,77	15,93	22,46	27,46
11. Единовременные затраты, млн. руб.	5,0	18,0	24,0	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
12. Разность между средствами самофинансирования и единовременными затратами, млн. руб.^**) (стр. 10 - стр. 11)	-5,0	-18,0	-24,0	-2,68	1,08	5,37	11,53	18,06	23,06

Таблица 9.6

Использование заемных средств для создания платформы и бурения скважин (6 % годовых), млн. руб.

Показатели	Годы периода
Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Затраты, финансируемые банком (авансируемые затраты, стр. 12 табл. 11.4)	5,0	18,0	24,0	2,68	-	-	-	-	-	-	-	-
2. Остаточная задолженность за конец года до выплаты суммы погашения (равна остаточной задолженности на конец предыдущего года после выплаты суммы погашения + годовая плата за использование кредита - 6 %)					56,46^*)	59,76	57,65	48,89	32,68	10,19	-	-	и т.д. по годам
3. Средства в ФРП, которые могут использоваться для погашения займа (положительные значения разности между средствами самофинансирования и единовременными затратами, стр. 12, табл. 11.4)					1,08	5,37	11,53	18,06	23,06	27,98	31,00	29,03
4. Остаточная задолженность на конец года после выплаты суммы погашения, стр. 2 - стр. 3						54,39	46,12	30,83	9,62	-	-	-
5. Свободные средства в ФРП (после платежа по займу)					55,38	-	-	-	-	17,79	31,00	29,03

^*) Сумма задолженности к началу выплат по займу (конец пятого года) формируется как сумма авансированных затрат с учетом их приведения к концу пятого года в соответствии с кредитной ставкой (0,06).

Например, авансируемые затраты первого года формируют к концу пятого года часть общей задолженности, равную 5 (1 + 0,06)⁴ и т.д.

Пример 10

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОМЫСЛОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЛОЧНОЙ УСТАНОВКИ, РАБОТАЮЩЕЙ НА ПОПУТНОМ ГАЗЕ

1. Аннотация

Промысловые энергетические установки представляют собой комплекс, состоящий из блочных газотурбинных электростанций, котлов-утилизаторов, паровых турбин. Эти установки одновременно вырабатывают электроэнергию, пар и горячую воду.

Промысловый энергетический комплекс по сравнению с традиционной системой энергоснабжения от крупных и сравнительно отдаленных электростанций, характеризуется:

1) более короткими сроками строительства, меньшим объемом капитальных вложений на его сооружение;

2) обеспечением нефтепромыслов не только электрической, но и весьма дешевой тепловой энергией;

3) более высоким интегральным энергетическим КПД (0,3);

4) предотвращением сжигания попутного газа в факелах.

Кроме того, блочная конструкция комплекса позволяет наращивать или уменьшать его мощность в зависимости от роста или снижения добычи газа, то есть менять соответственно величину используемых основных фондов.

В случае применения на данном месторождении технологии закачки газа в продуктивные пласты могут быть использованы в этих целях азот и двуокись углерода, отходящие после котлов-утилизаторов.

2. Сравниваемые варианты

Определение экономического эффекта от применения промысловой энергетической блочной установки, работающей на попутном газе, производится на базе сравнения затрат нефтедобывающего предприятия на потребляемую электроэнергию при выработке ее на этой установке с затратами на получение электроэнергии от ГРЭС.

3. Методика определения эффекта от создания и исследования энергетического комплекса на этапе технико-экономического обоснования (ТЭО)

Экономический эффект от создания и использования промыслового энергетического комплекса определяется по формуле (9). Результатом (Р_г) в этом примере является стоимостная оценка вырабатываемой электроэнергии и тепла. Затратами (З_г) на реализацию этого мероприятия являются капитальные вложения (К) на создание энергетического комплекса и текущие издержки на его эксплуатацию.

Применение формулы (9) в данном примере является возможным, так как технико-экономические показатели работы энергетического комплекса по годам расчетного периода характеризуются своей стабильностью (объемы используемого газа, вырабатываемой электроэнергии и соответственно затраты).

Исходные данные для расчета эффекта приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1

Исходные данные для расчета эффективности

Показатели	Значения
1. Годовой объем добычи нефти на предприятии, млн. т	5,0
2. Газовый фактор, м³/т	70
3. Добыча попутного газа, млн. м³	350
в т.ч. расход на собственные нужды	50
4. Потребление энергии предприятием за один год, млн. квт·ч	800
5. Потребность предприятия в тепловой энергии, млн. Гкал	1,0
6. Стоимость 1 квт·ч электроэнергии, получаемой от ГРЭС, коп.	2,0
7. Стоимость 1 Гкал тепла, руб.	3,0

В таблице 10.2 приведен расчет годовой мощности энергетического комплекса для использования попутного газа в объеме 300 млн. м³.

Таблица 10.2

Расчет годовой мощности энергетического комплекса на предприятии

Показатели	Значения
1. Ресурсы газа для выработки электроэнергии, млн. м³	300
2. Калорийность газа, ккал/м³	10000
3. Тепловой эквивалент 1 квт·ч, ккал	860
4. КПД электрической части комплекса, доли ед.	0,4
5. Количество электроэнергии, получаемое от использования газа, млрд. квт·ч в год (300 ´ 10000 ´ 0,4)/860 = 1,395	1,4
6. Годовой календарный фонд времени, час	8640
7. Годовая мощность энергетического комплекса на предприятии, тыс. квт (1,4 : 8640 = 162,0 тыс. квт)	162,0

В таблице 10.3 приведен расчет стоимости электроэнергии, вырабатываемой на промысловом энергетическом комплексе. Как видно, стоимость 1 квт·ч электроэнергии составляет 0,55 коп. против 2 коп. за 1 квт·ч, оплачиваемых по тарифу за электроэнергию, поступающую из ГРЭС.

В таблице 10.4 приведен расчет эффекта от создания и использования энергетического комплекса, выполненный за 10-летний период, соответствующий сроку его службы. В соответствии с формулой (1) единовременные затраты (К) определяются с учетом коэффициента приведения к расчетному году (3-й год периода).

Таблица 10.3

Расчет стоимости электроэнергии, вырабатываемой промысловыми энергокомплексами

Показатели
1. Количество электрической энергии, вырабатываемой на комплексе, млрд. квт·ч в год	1,4
2. Постоянно работающая общая мощность промысловых энергоустановок, МВт	162,0
3. Общая мощность энергоустановок с учетом 50 % резерва, МВт	240
4. Средняя мощность единичного энергокомплекса, МВт	40
5. Количество устанавливаемых комплексов, уст.	6
6. Удельные капитальные вложения на один квт мощности, руб./квт	150
7. Суммарные капитальные вложения в создание комплекса (240 МВ ´ 150), млн. руб.	36
8. Норма амортизационных отчислений, %
на реновацию	10,0
на капремонт	1,5
9. Сумма амортизационных отчислений, млн. руб.	4,14
на реновацию	3,6
на капремонт	0,54
10. Стоимость топлива для выработки электроэнергии (300 млн. м³ ´ 5 руб./1000 м³), млн. руб.	1,5
11. Численность обслуживаемого персонала, чел.	84
12. Годовая зарплата обслуживавшего персонала, млн. руб.	0,34
13. Накладные расходы, млн. руб.	1,8
14. Итого текущих затрат, млн. руб. (стр. 9 + стр. 10 + стр. 12 + стр. 13)	7,78
15. Себестоимость одного квт·ч электроэнергии, (7,78 млн. руб. : 1400 млн. квт·ч) коп.	0,55

Таблица 10.4

Расчет экономического эффекта от создания и использования промыслового энергетического комплекса (на стадии ТЭО)

Показатели	Значения
I. Стоимостная оценка результатов (Р_г)
1. Годовая выработка электроэнергии комплексом, млн. квт·ч	1400
2. Стоимость электроэнергии на собственные нужды 800 млн. квт·ч ´ 0,0055 руб./квт·ч, млн. руб.	4,4
3. Стоимость электроэнергии, реализуемой сторонним организациям (1400 - 800) ´ 0,02 руб./квт·ч, млн. руб.	12,0
4. Стоимость тепла, получаемого при использовании дымовых газов 1 млн. Гкал ´ 3 руб./Гкал, млн. руб.	3,0
Итого: млн. руб.	19,4
II. Стоимостная оценка затрат (З_т)
5. Единовременные затраты с учетом затрат на НИОКР, млн. руб.	36,0
в т. числе: в 1 году периода	12,0
во 2 -»-	12,0
в 3 -»-	12,0
то же с учетом приведения к расчетному году (3-у году) (К)	39,72
6. Годовые текущие издержки при использовании комплекса (без учета затрат амортизационных отчислений на реновацию (И_т)), млн. руб.	4,18
в том числе: а) стоимость топлива (газа)	1,5
б) зарплата обслуживающего персонала	0,34
в) затраты на капитальный ремонт	0,54
г) накладные расходы	1,8
III. Экономический эффект от мероприятия НТП за расчетный период
, млн. руб. где Р_г - 19,4 млн. руб. И_г - 4,18 млн. руб. К - 39,72 млн. руб. k_р - 0,0627 (см. приложение 3 для срока службы 10 лет) Е_н - 0,1	53

4. Отражение экономического эффекта от применения промысловой энергетической установки на хозрасчетные показатели предприятия

Хозрасчетный экономический эффект определяется по формуле (11).

Дополнительная прибыль от этого мероприятия достигается:

- снижением затрат на электроэнергию;

- экономией затрат на тепловую энергию;

- реализацией избытка электроэнергии другим предприятиям.

В таблице 10.5 приведен годовой хозрасчетный эффект, полученный на основе исходных данных, приведенных в таблицах 10.1, 10.3, 10.4.

Таблица 10.5

Определение годового хозрасчетного эффекта от применения промысловой энергетической установки

Показатели	При энергоснабжении от ГРЭС	При реализации мероприятия	Изменения в результате реализации мероприятия
1	2	3	4
1. Добыча нефти в НГДУ, млн. т	5,0	5,0	-
2. Добыча попутного газа, млн. м³	350	350	-
3. Утилизация попутного газа, млн. м³	50	350	+300
в том числе для выработки электроэнергии	-	300	+300
4. Количество электроэнергии, потребляемой на собственные нужды, млн. квт·ч	800	800	-
5. Количество электроэнергии, вырабатываемой энергетической установкой, млн. квт·ч	-	1400	+1400
6. Затраты на потребляемую электроэнергию, млн. руб.	800 ´ 0,02 = 16,0	800 ´ 0,0055 = 4,4	-11,6
7. Прибыль от реализации избытка электроэнергии другим предприятиям, млн. руб.	-	600 ´ 0,02 = 12,0	+12,0
8. Затраты на тепловую энергию, получаемую со стороны, млн. руб.	1 млн. Гкал ´ 3 руб./Гкал = 3,0	-	+3,0
9. Балансовая прибыль, млн. руб.	-19,0 (стр. 6 + стр. 8)	7,6 (стр. 7 - стр. 6)	+26,6

Таким образом, использование попутного газа в качестве топлива на промысловой энергетической установке позволяет получить предприятию дополнительную прибыль за один год в сумме 26,6 млн. рублей.

Далее, в соответствии с методическими рекомендациями, рассчитывается прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия по нормативам, действующим на данном предприятии.

Пример 11

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН БУРОВОЙ УСТАНОВКИ «УРАЛМАШ 6500 Э»

1. Аннотация

Буровая установка «Уралмаш 6500 Э» предназначена для бурения скважин глубиной до 6500 м в электрифицированных районах.

Буровая установка «Уралмаш 6500 Э» имеет ряд преимуществ по сравнению с другими аналогичными установками:

- включенный в комплект оборудования регулятор подачи долота РПДЭ-3 обеспечивает увеличение механической скорости проходки и проходки на долото;

- талевая система с увеличенным диаметром блоков позволяет сократить время на смену и перепуск канатов;

- индивидуальный привод ротора от электродвигателя постоянного тока обеспечивает возможность увеличения механической скорости проходки;

- увеличению механической скорости и проходки на долото способствует замена электродвигателей буровых насосов на более мощные;

- башенная вышка заменена на А-образную со встроенным механизмом подъема, что сокращает время монтажно-демонтажных операций;

- трехступенчатая циркуляционная система обеспечивает улучшение очистки бурового раствора, что приводит к росту механической скорости, проходки на долото и сокращению расхода химреагентов за счет уменьшения объема избыточного раствора.

2. Сравниваемые варианты

В качестве сравниваемых вариантов рассматриваются технико-экономические показатели буровой установки «Уралмаш 4Э-76», которая при соответствующем доукомплектовании используется для бурения глубоких скважин (вариант I), и технико-экономические показатели буровой установки «Уралмаш 6500 Э» (вариант II).

3. Методика определения экономического эффекта от использования при бурении скважин буровой установки «Уралмаш 6500 Э» (на этапе ТЭО)

Экономический эффект от использования буровой установки «Уралмаш 6500 Э» на стадии технико-экономического обоснования определяется по формуле (1) за расчетный период равный 7-ми годам, из них 5 лет - применение буровой установки.

В табл. 11.1 приведены исходные и расчетные технико-экономические показатели по сравниваемым вариантам.

Таблица 11.1

Показатели	Варианты
Показатели	I	II
1	2	3
Исходные данные
1. Цель бурения	добывающее
2. Способ бурения	роторный
3. Вид привода	электрический
4. Глубина типовой скважины, м	5260	5260
5. Количество долблений, шт.	86	(см. расчетные показатели)
6. Проходка на долото, м	61,5	-«-
7. Календарное время бурения скважины, час	14425	-«-
в том числе
- механического бурения	2582	-«-
- СПО	1868	-«-
- крепления	2957	-«-
8. Себестоимость 1 м проходки, руб.	473,1	-«-
9. Затраты на производство буровой установки в сопоставимой комплектации, тыс. руб. (по калькуляции предприятия-изготовителя)	450	750
10. Срок службы буровой установки, годы	7,25	10
11. Рост проходки на долото за счет регулятора подачи долота РПДЭ, регулируемого привода насоса и других факторов, %	-	48
12. Сокращение времени СПО за счет применения лебедки ЛБУ-1700Э, %	-	15
13. Сокращение времени механического бурения за счет регулятора подачи долота РПДЭ, индивидуального привода ротора и других факторов, %	-	55
14. Сокращение времени вспомогательных работ за счет применения талевой системы с увеличенным диаметром блоков, час	-	7,3
15. Сокращение времени крепления за счет применения лебедки ЛБУ-1700Э при спуске обсадных труб, %	-	8
16. Сокращение расхода химреагентов и утяжелителей, % (п.п. 11 - 16 - данные испытаний)	-	12
17. Срок службы до морального износа, годы (7, приложение 3)	5	5
18. Время монтажа-демонтажа вышки, час (ЕНВ на монтаж и демонтаж вышек и оборудования для бурения)	78,8	30,3
19. Время ПЗВР на 1 рейс, час (7, приложение 6)	2,02	2,02
20. Подключенная мощность, кВт	2850	4055
21. Стоимость химреагентов и утяжелителей на скважину с учетом ТЗР, тыс. руб.	978,7	требуется определить
22. Масса химреагентов и утяжелителей, тыс. т	7,7	-«-
(п.п. 21, 22 - по данным бурового предприятия)
23. Стоимость транспортировки 1 т химреагентов и утяжелителей на 30 км с учетом затрат на погрузку, руб. (СНиП 10-5-82, сб. 49)	5,55	5,55
24. Цена долота, руб. (средняя по буровому предприятию)	316,0	316,0
25. Стоимость электроэнергии
- основной (потребляемой), коп/кВт·час	0,9	0,9
- подключенной, руб./кВт·час	36,0	36,0
26. Себестоимость эксплуатации механизмов при монтажно-демонтажных работах, руб./маш. час	11,39	11,39
27. Себестоимость часа работы вышкомонтажной бригады, руб./бр. час. (п.п. 26, 27 - 7, приложение 4)	16,9	16,9
28. Себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени (без амортизационных отчислений и затрат на электроэнергию при средней по району скорости бурения 415 м/см. мес.), руб. (7, приложение 4)	26,74	26,74
29. Норма амортизационных отчислений, %	21,3	21,3
в том числе на капремонт	7,5	7,5
30. Норма транспортно-заготовительных расходов, %
- на материалы	11,0	11,0
- на оборудование	7,2	7,2
(7, приложение 9)
Расчетные показатели
31. Проходка на долото, м	61,5	61,5 ´ 1,48 = 91,0
32. Количество долблений, шт.	86	5260 : 91,0 = 58
33. Время механического бурения, час	2582	2582 ´ (1 - 0,55) = 1161,9
34. Время СПО, час	1868	1868 ´ (1 - 0,15) : 86 ´ 58 = 1070,8
35. Время вспомогательных работ по изменяющимся статьям, час	210,82	146,96
в том числе на:
- ПЗВР	2,02 ´ 86 = 173,72	2,02 ´ 58 = 117,16
- смену и перепуск талевых канатов (7, приложение 6)	37,1	29,8
36. Время крепления, час	2957	2957(1 - 0,08) = 2720,4
37. Итого изменяющиеся затраты времени проводки скважины, час (стр. 33 + стр. 34 + стр. 35 + стр. 36)	7617,82	5100,06
38. Экономия времени бурения, час		7617,82 - 5100,06 = 2517,76
39. Экономия времени монтажно-демонтажных работ, час		78,8 - 30,3 = 48,5
40. Календарное время бурения скважины, час	14425	14425 - 2517,76 = 11907,24
ст. мес.	14425 : 720 = 20	11907,24 : 720 = 16,538
41. Скорость бурения, м/ст. мес.	5260 : 20 = 263	5260 : 16,538 = 318
42. Коэффициент оборачиваемости, доли ед. (7, приложение 8)	1,27	1,29
43. Время строительства скважины, час	14425 ´ 1,27 = 18320	18320 - 2517,76 - 48,5 = 15753,74
44. Количество скважин на установку в год, шт.	8760 : 18320 = 0,478	8760 : 15753,74 = 0,556
45. Разница в скоростях бурения между средней по району, фактической по варианту I и расчетной по варианту II, м/ст. мес.	263 - 415 = 152	318 - 263 = 55 (более 15 %)
46. Себестоимость часа эксплуатации буровой установки, откорректированная на скорость бурения, руб. (7, приложение 4)	26,74 ´ 0,9544 = 25,52	25,52 ´ 1,0165 = 25,94
47. Норма расхода электроэнергии на 1 м, кВт·час/м (СНиП IV-2-82, сб. 49)	545	447
48. Годовые эксплуатационные затраты без амортизационных отчислений на реновацию, тыс. руб.	843,04	769,23
в том числе, руб.
- затраты на бурение	25,52 ´ 7617,82 ´ 0,478 = 108090,15	25,94 ´ 5100,06 ´ 0,556 = 73556,3
- затраты на монтажно-демонтажные работы	(11,39 + 16,9) ´ 78,8 ´ 0,478 = 1239,46	(11,39 + 16,9) ´ 30,3 ´ 0,556 = 476,59
- затраты на химреагенты и утяжелители	978743,6 ´ 0,478 = 544181,44	978743,6 ´ 0,556 ´ (1 - 0,12) = 478879,66
- затраты на транспортировку химреагентов и утяжелителей	5,55 ´ 7715,31 ´ 0,478 = 23807,9	5,55 ´ 7715,31 ´ 0,556 ´ (1 - 0,12) = 20950,95
- затраты на долота	316,0 ´ 11,1 ´ 86 ´ 78 = 16771,94	316,0 ´ 0,11 ´ 58 ´ 0,556 = 11311,31
- затраты на электроэнергию:
- основную (потребляемую)	0,009 ´ 545 ´ 5260 ´ 0,478 = 14344,97	0,009 ´ 447 ´ 5260 ´ 0,556 = 11765,5
- подключенную	2850 ´ 36 ´ 11425 : (720 ´ 12) ´ 0,478 = 95241,05	4055 ´ 36 ´ 11907,24 : (720 ´ 12) ´ 0,556 = 111857,59
- затраты на капремонт	525000 ´ 0,075 = 39375,0	805000 ´ 0,075 = 60375,0
49. Цена буровой установки в сопоставимой комплектации, тыс. руб. (для варианта 1 - [7, приложение 11]; для варианта II -проект оптовой цены, оптовая цена (по калькуляции себестоимости), разработанная предприятием изготовителем или договорная цена)	525,0	805,0
50. Амортизационные отчисления на реновацию, с учетом ТЗР, тыс. руб.	525,0 ´ 0,138 ´ 1,072 = 77,67	805,0 ´ 0,138 ´ 1,072 = 119,09
51. Итого изменяющихся затрат, тыс. руб. (стр. 48 + стр. 50)	920,71	888,32
52. Экономия эксплуатационных затрат, тыс. руб.	-	920,71 - 888,32 = 32,39
53. Годовой объем проходки, м	5260 ´ 0,478 = 2514,3	5260 ´ 0,556 = 2924,6
54. Экономия себестоимости 1 м проходки, руб.		32390 : 2924,6 = 11,08
55. Себестоимость 1 м проходки, руб.	473,1	473,1 - 11,08 = 462,02

В таблице 11.2 приведены результаты расчета экономической эффективности использования буровой установки «Уралмаш 6500 Э». В качестве критерия выбора варианта в данном примере применяется экономический эффект, представляющий собой разность стоимостной оценки результатов и затрат на осуществление мероприятия.

Под стоимостной оценкой результатов понимается сметная стоимость выполненного годового объема буровых работ. Для этого необходимо определить сметную стоимость законченной строительством скважины для сравниваемых вариантов. Сметная стоимость скважины складывается из изменяющихся затрат, связанных с использованием новой техники, и постоянной части затрат. Сметная стоимость скважины по варианту I принимается на основе сметы на строительство, имеющейся на буровом предприятии. Для варианта II сметная стоимость определяется суммированием скорректированной части затрат, принимаемых для варианта I. Нормы накладных расходов принимаются согласно [7, приложение 7] и определяются в % к сметной стоимости прямых затрат. Плановые накопления рассчитываются исходя из нормы в размере 8 % от суммы прямых затрат и накладных расходов. Для варианта I сметная стоимость скважины составляет 3019,7 тыс. руб., для варианта II - 2838,5 тыс. руб. Сметная стоимость годового объема буровых работ равна: вариант I - 3019,7 ´ 0,478 = 1443,4 тыс. руб., вариант II - 2838,5 ´ 0,556 = 1578,2 тыс. руб. Сметная стоимость метра проходки составляет: по варианту I - 1443,4 : 2514,3 = 574 руб., по варианту II - 1578,2 : 2924,6 = 539 руб. или на 6,3 % ниже. (Применение новой буровой техники, при которой происходит снижение сметной стоимости метра проходки ниже 6 %, является экономически нецелесообразным).

Число скважин, которое можно пробурить за пять лет по вариантам, соответственно составляет 2,38 и 2,77 скважин.

Таблица 11.2

Расчет экономического эффекта от использования буровой установки «Уралмаш 6500 Э»

Показатели								Итого за период
Показатели	t_н = 1	t_н = 2	3	4	5	6	7	Итого за период
1. Стоимостная оценка результатов, тыс. руб.
I вариант	-	-	1443,4	1443,4	1443,4	1443,4	1443,4	-
II вариант	-	-	1578,2	1578,2	1578,2	1578,2	1578,2	-
2. Затраты при производстве буровой установки, тыс. руб.
I вариант	225	225	-	-	-	-	-	-
II вариант	300	450	-	-	-	-	-	-
3. Затраты при использовании буровой установки, тыс. руб. (табл. 11.1, стр. 48)
I вариант	-	-	843,0	843,0	843,0	843,0	843,0	-
II вариант	-	-	769,2	769,2	769,2	769,2	769,2	-
4. Экономический эффект (стр. 1 - стр. 2 - стр. 3)
I вариант	-225	-225	600,4	600,4	600,4	600,4	600,4	-
II вариант	-300	-450	809,0	809,0	809,0	809,0	809,0	-
5. Коэффициент приведения, доли единицы	1,1	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209	-
6. Экономический эффект с учетом приведения, тыс. руб. (стр. 4 ´ стр. 5)
I вариант	-247,5	-225	545,8	496,1	451,0	410,0	372,8	1803
II вариант	-330	-450	735,4	668,5	607,8	552,5	502,3	2286

Суммарный дисконтированный эффект от использования буровых установок за срок службы с учетом морального износа (5 лет) по вариантам соответственно составляет 1803,2 тыс. руб. и 2286,5 тыс. руб., что говорит о приоритетности варианта II - создания и использования при бурении глубоких скважин буровой установки «Уралмаш 6500 Э».

4. ОТРАЖЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА В ХОЗРАСЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЯХ ПРЕДПРИЯТИЯ

Использование буровой установки «Уралмаш 6500 Э» позволит улучшить плановые и отчетные показатели производственно-хозяйственной деятельности бурового предприятия. Так, себестоимость 1 м проходки снизится на 11,08 руб./м, эксплуатационные затраты на скважину уменьшатся на 11,08 ´ 5260 = 58,3 тыс. руб.

Прирост балансовой прибыли в среднем за год использования новой установки составит 11,08 ´ 2924,6 = 32,4 тыс. руб., за первые 3 года работы установки - 97,8 тыс. руб.

Прирост прибыли, остающейся в распоряжении бурового предприятия, определяется исходя из модели хозяйственного расчета, по которой оно работает, и установленных нормативов платы за ресурсы, отчислений в государственный (местный) бюджет, отраслевому министерству и т.д.

Применение установки «Уралмаш 6500 Э» приведет к условному высвобождению численности работников:

(0,0329 ´ 263/318 - 0,0329) ´ 2924,6 = -16,6 чел.

где: 0,0329 - трудоемкость бурения 1 м для варианта I, чел/м;

263; 318 - скорости бурения по вариантам I и II (табл. 11.1 стр. 41), м/ст. мес.

Пример 12

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

1. Аннотация

Повышение технико-экономических показателей бурения достигается путем усовершенствования технологического процесса углубления скважин: рациональных сочетаний породоразрушающего инструмента и гидравлических забойных двигателей диаметром 195 мм по интервалам условно-одинаковой буримости, усовершенствования гидравлической программы бурения, уточнения режима бурения.

Применение усовершенствованной технологии позволяет увеличить проходку на долото на 25 % и механическую скорость на 20 %, сократить продолжительность цикла строительства одной скважины на двое суток, в том числе на механическом бурении до 19 часов, снизить себестоимость метра проходки на 2,8 руб./м.

2. Сравниваемые варианты

Рассматриваются два варианта работы долот. Первый вариант характеризуется показателями работы долот, достигнутыми с помощью серийно применяемой техники.

В этом варианте - в интервале 500 - 2020 м работает турбобур ЗТСШ1-195 в сочетании с долотами Ш215, 9МЗ-ГВ-2; в интервале 2020 - 2750 м турбобур ТРМ-195, долота Ш215, 9 R - 04;

в новом варианте - в интервале 500 - 2020 м работает турбобур ЗТСШ1-195 в сочетании долотами Ш215, 9МЗ-ГВ-3; в интервале 2020 - 2750 м турбобур ТРМ-195, долота Ш215, 9 R - 45.

Промывка забоя от выбуренной породы осуществляется двумя насосами с диаметром цилиндровых втулок 170 мм, что обеспечивает расчетное значение расхода промывочной жидкости 32 л/с (при коэффициенте объемной подачи η = 0,9). Поэтому в первом варианте количество необходимых буровых насосов принято равным 2. Внедрение усовершенствованной технологии позволит осуществлять промывку забоя одним насосом и обеспечить расчетное значение расхода промывочной жидкости до 28 л/с.

3. Методика определения экономического эффекта на усовершенствованные технологии бурения скважин гидравлическими забойными двигателями

Экономическая эффективность внедрения гидравлических забойных двигателей определяется за расчетный период, равный 8 годам: два года на НИР, опытно-конструкторские работы и освоение в производстве и шесть лет использования этих двигателей у потребителей. Эффект, рассчитываемый на стадии ТЭО, достигается за счет экономии эксплуатационных затрат на долотах, времени механического бурения, спуско-подъемов, подготовительно-заключительных и вспомогательных работ к рейсу, экономии электроэнергии и затрат на ремонт и прокат турбобуров. Расчет эффекта производится по формуле (1), где стоимостная оценка результатов по вариантам принята одинаковой.

Исходные данные, необходимые для расчета, представлены в таблице 12.1. Расчет экономии за счет снижения себестоимости бурения для заданного интервала и проектируемых объемов бурения представлены в таблице 12.2.

Отдельно производятся расчеты эксплуатационных затрат на электроэнергию (СНиП IV-2-82 ч. IV сб. 49 том 10) и на ремонт и прокат турбобуров. Экономия затрат на электроэнергию составила 601,5 руб., а на ремонт и прокат турбобуров - 33,75 тыс. руб.

Результаты технико-экономического обоснования применения гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 12.3.

4. Отражение экономического эффекта от использования технологии бурения скважин гидравлическими забойными двигателями в хозрасчетных показателях предприятия

При расчете хозрасчетного эффекта (табл. 12.4) принято, что экономия эксплуатационных затрат определяет прирост балансовой прибыли.

Таблица 12.1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Наименование показателей	Варианты
Наименование показателей	Заменяемый	Новый
1	2	3
1. Цель бурения	эксплуатация
2. Способ бурения	турбинный
3. Вид привода	электрический
4. Тип буровой установки	Б2 3000-ЭУК
5. Средняя глубина скважины, м	2750
6. Интервал бурения, м	500 - 2750
7. Проходка на долотом, м/дол
в интервале 500 - 2020 м	240,0	290,0
2020 - 2750 м	97,0	145,0
8. Механическая скорость, м/час
в интервале 500 - 2020 м	37,5	45,0
2020 - 2750 м	9,5	11,4
9. Время на 1СПО, час	3,03
в интервале 500 - 2020 м	5,69
10. Время на ПЗВР, час	3,15
11. Коммерческая скорость, м/ст. мес.	3569
12. Себестоимость 1 м проходки, руб./м	83,65
13. Количество работающих насосов, шт.	2	1
14. Цена турбобуров с наценкой снаба, руб.:
ЗТСШ1-195	5600 ´ 1,175 = 6580
ТРМ-195	17000 ´ 1,175 = 19975
15. Цена долот с наценкой снаба, руб.:
Ш215,9 МЗ-ГВ-2	200 ´ 1,3 = 260
Ш215,9 МЗ-ГВ-3	483,08 ´ 1,3 = 628,0
Ш215,9 МЗ-ГНУ (R-04)	523 ´ 1,3 = 679,90
Ш215,9 МС-ГНУ (R-45) (прейскурант 19-03)	390 ´ 1,3 = 507
16. Стоимость 1 квт·ч энергии, коп/кВт·ч	1,1
17. Стоимость проката турбобура ТРМ-195, руб./сут	30 руб./секция в сутки
18. Максимальная мощность привода насосов СД БО-99/48-8ХЛ2 (2 э/дв), кВт	1200
19. Максимальная мощность привода лебедки АКБ-13-62-3, кВт	690
20. Стоимость 1 кВт заявленной мощности в год, руб.	39
21. Объем внедрения по годам, тыс. м
3-й		100
4-й		200
5-й		300
6-й		350
7-й		400
8-й		450

Таблица 12.2

РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ЗАТРАТ НА БУРЕНИЕ

Наименование показателей	Варианты
Наименование показателей	Заменяемый	Новый
1	2	3
1. Проходка в интервале (500 - 2750 м)	2250
2. Количество долот, шт.	13,86	10,27
в интервале 500 - 2020 м	1520 : 240 = 6,33	1520 : 290 = 5,24
2020 - 2750 м	730 : 97,0 = 7,53	730 : 145,0 = 5,03
3. Время мехбурения, час	117,36	97,82
в интервале 500 - 2020 м (ЗТСШ1-195)	1520 : 37,5 = 40,52	1520 : 45,0 = 33,78
в интервале 2020 - 2750 м (ТРМ-195)	730 : 9,5 = 76,84	730 : 11,4 = 64,04
4. Время СПО, час
в интервале 500 - 2020 м	3,03 ´ 6,33 = 19,18	3,03 ´ 5,24 = 15,88
2020 - 2750 м	5,69 ´ 7,53 = 42,85	5,69 ´ 5,03 = 28,62
5. Время ПЗВР, час	3,15 ´ 13,86 = 43,66	3,15 ´ 10,27 = 32,35
6. Итого времени, час	223,06	174,67
7. Экономия времени, час	-	48,39
8. Расчет коммерческой скорости, м/ст. мес.	3569	2750 : 0,704 = 3906
Станко-месяцы	2750 : 3569 = 0,771	506,73 : 720 = 0,704
Календарное время, час	0,771 ´ 720 = 555,12	555,12 - 48,39 = 506,73
9. Расчет сметной стоимости 1 часа работы буровой установки при скорости бурения 375,3 м/ст. мес.	92,39 1 - (3753 - 3569)/100 ´ 0,007 = 0,987	(3906 - 3569 = 337 (9,4 %)) более 5 % - нужна корректир. 1 + (3906 - 3753)/100 ´ 0,007 = 1,011
10. Корректировка сметной стоимости 1 часа работы БУ на изменение скорости по сравнению со средней (3753 м/ст. мес.)	92,39 ´ 0,987 = 91,19	92,39 ´ 1,011 = 93,41
11. Расчет стоимости 1 м проходки, руб.
Затраты, величина которых изменяется после внедрения технологии, руб.	-
в том числе:
на долота	260 ´ 6,33 + 679,90 ´ 7,53 = 6765,45	260 ´ 5,24 + 507 ´ 5,03 = 3912,61
на время мехбурения, СПО, ПЗВР	223,06 ´ 91,19 = 20340,84	174,67 ´ 93,41 = 16315,92
на эл/энергию (приложение 1)	4942,38	4340,84
на ремонт турбобуров ТРМ-195 (приложение 2)	1600	1340
на прокат т/б ЗТСШ1-195	202,65	168,90
12. Итого затрат на интервал, руб.	33851,32	26078,27
13. Экономия эксплуатационных затрат, руб./скв.	-	7773,05
14. Экономия себестоимости 1 м прох., руб./м
- на интервал		7773,05 : 2250 = 3,45
- в среднем на скважину	-	7773,05 : 2750 = 2,83
15. Себестоимость метра проходки, руб./м	83,65	80,82
16. Суммарное снижение себестоимости по годам, тыс. руб.
3-й		3,45 ´ 100 = 345,0
4-й		3,45 ´ 200 = 690,0
5-й		3,45 ´ 300 = 1035,0
6-й		3,45 ´ 350 = 1207,5
7-й		3,45 ´ 400 = 1380,0
8-й		3,45 ´ 450 = 1552,5

Таблица 12.3

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ ДИАМЕТРОМ 195 мм (на стадии ТЭО)

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1. Коэффициент приведения	1,21	1,100	1,00	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621
2. Приведенная стоимостная оценка	-	-	345	627,3	855,3	907,2	942,5	963,9
3. Приведенные единовременные затраты на реализацию технологии, тыс. руб.	70,18	89,32	-	-	-	-	-	-
4. Экономический эффект, тыс. руб.	-70,18	-89,32	345,0	627,3	855,3	907,2	942,5	963,9

Таблица 12.4

Хозрасчетный экономический эффект от применения технологии бурения скважин забойным двигателем

тыс. руб.

	Годы расчетного периода
	3-й	4-й	5-й
1. Балансовая прибыль (экономия эксплуатационных затрат от применения новой технологии)	345	690	1035
2. Суммарные выплаты из балансовой прибыли предприятия	120,75	241,5	362,2
3. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия	224,25	448,5	672,8

Пример 13

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН ДОЛОТА Ш215, 9МЗ-ГВ-3

1. Аннотация

Долото трехшарошечное гидромониторное предназначено для бурения скважин в неабразивных мягких породах турбинным способом. Долото обеспечивает повышение проходки на долото по сравнению с долотом аналогичного назначения Ш215, 9МЗ-ГВ-2 в 1,5 раза и механической скорости проходки на 15 % в интервале 400 - 2500 м. Это достигается за счет усовершенствования конструкции опоры и вооружения долота.

2. Сравниваемые варианты

В качестве сравниваемых вариантов рассматриваются технико-экономические показатели отработки долота Ш215, 9МЗ-ГВ-2 и нового долота Ш215, 9МЗ-ГВ-3.

Повышение проходки на долото и рост механической скорости проходки приводят к экономии времени на механическое бурение, спуско-подъемные операции, подготовительно-заключительные и вспомогательные работы. Кроме того, возникает экономия расхода долот в расчете на метр проходки или скважину. Все эти положительные эффекты находят свое выражение в экономии затрат у потребителя (УБР, УРБ) при реализации мероприятия НТП. Таким образом, при неизменном объеме буровых работ в натуральном и стоимостном выражении (динамика числа бурящихся скважин задается проектом разведки или разработки) в качестве критерия выбора наилучшего варианта новой техники применяется минимум затрат на производство продукции НТП и ее использование.

3. Методика определения экономического эффекта от использования при бурении скважин долота Ш215, 9МЗ-ГВ-3 (на этапе ТЭО)

Проектом разработки нефтяного месторождения предусматривается разбуривание месторождения добывающими и нагнетательными скважинами в течение 4-х лет (табл. 13.1).

Таблица 13.1

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4
1. Число скважин, скв.	25	35	35	20
2. Глубина типовой скважины, м	2800	2800	2800	2800
3. Годовой объем проходки, тыс. м	70,0	98,0	98,0	56,0
4. Годовой объем проходки в интервале 400 - 2500 м, тыс. м	52,5	73,5	73,5	42,0

Расчет затрат на производство и использование долот по вариантам (I вариант - долото Ш215, 9МЗ-ГВ-2, II вариант - долото Ш215, 9МЗ-ГВ-3) целесообразно проводить на единицу продукции бурового предприятия - законченную строительством скважину. В таблице 13.2 приведены исходные данные для расчета затрат на бурение скважины (в части, изменяющейся в результате пользования долот) в первом году рассматриваемого периода (для остальных лет расчет проводится аналогично).

Расчет технико-экономических показателей приведен в таблице 13.3.

Таблица 13.2

Показатели	Варианты
Показатели	I	II
1. Цель бурения	добывающее
2. Способ бурения	турбинный
3. Вид привода	электрический
4. Интервал бурения, м	400 - 2500	400 - 2500
5. Скорость бурения, м/ст. мес.	2867	-
6. Себестоимость 1 м проходки, руб./м	104,36	-
7. Проходка на долото, м	264,5	396,8
8. Механическая скорость проходки, м/час	38,2	43,9
9. Время рейса, час	3,91	3,91
10. Время ПЗВР на рейс, час	1,03	1,03
11. Проходка в интервале, м	2100	2100

Таблица 13.3

Показатели	Варианты
Показатели	I	II
1. Количество долот, необходимых для бурения интервала, шт.	2100 : 264,5 = 7,9	2100 : 396,8 = 5,3
2. Время, час
механического бурения	2100 : 38,2 = 54,97	2100 : 43,9 = 47,84
СПО	3,91 ´ 7,9 = 30,89	3,91 ´ 5,3 = 20,72
ПЗВР	1,03 ´ 7,9 = 8,14	1,03 ´ 5,3 = 5,46
Итого:	94,0	74,02
3. Экономия времени, час	-	19,98
4. Себестоимость часа эксплуатации буровой установки (при значении скорости 3753 м/ст. мес.), руб./час (Временная методика, том II с. 15 - 16)	92,39	-
5. Станко-месяцы бурения, ст. мес.	2800 : 2867 = 0,977	(0,977 ´ 720 - 19,98) : 720 = 0,949
6. Скорость бурения, м/ст. мес.	2867	2800 : 0,949 = 2950
7. Откорректированная себестоимость часа эксплуатации буровой установки, руб./час. (Временная методика, том I, с. 55 - 61)	92,39 ´ 0,928 = 85,74	2950 - 2867 = 83,0^*)
8. Изменяющиеся эксплуатационные затраты на механическое бурение, СПО, ПЗВР	85,74 ´ 94,0 = 8059,56	85,74 ´ 74,02 = 6346,47
9. Экономия эксплуатационных затрат, руб.	-	1713,09

^*) Корректировка себестоимости часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, для варианта с использованием новой техники не производится, т.к. скорость бурения изменилась менее чем на 7 % (при величине скорости по варианту I от 1001 м до 3000 м/ст. мес.).

Таким образом, как показывают результаты расчетов, приведенные в табл. 13.3 (без учета затрат на производство долот), использование новых долот позволяет снизить эксплуатационные расходы на 1,7 тыс. руб. на одну скважину. В таблице 13.4 показаны результаты расчета затрат при производстве и использовании долот за весь срок осуществления мероприятия на стадии ТЭО. Расчет произведен в соответствии с формулой (1).

Суммарные затраты за расчетный период при реализации вариантов составят:

I вариант 875,8 тыс. руб.;

II вариант 807,4 тыс. руб.

Таким образом, II вариант (производство и использование долот Ш215, 9МЗ-ГВ-3) является более предпочтительным, так как обеспечивает достижение равных с I вариантом результатов при наименьших совокупных затратах.

Таблица 13.4

Показатели	Годы
Показатели	t_н = 0 = t_р	1	2	3	t_к = 4
1. Число долот, необходимое для бурения интервала 400 - 2500 в одной скважине, шт.
I вариант	-	7,9	7,9	7,9	7,9
II вариант	-	5,3	5,3	5,3	5,3
2. Число долот, необходимое для бурения интервала 400 - 2500 во всех скважинах, шт.
I вариант	-	197,5	276,5	276,5	158,0
II вариант	-	132,5	185,5	185,5	106,0
3. Затраты на реализацию мероприятий, тыс. руб.
- затраты на НИОКР (для II варианта)	85,0	-	-	-	-
- затраты при производстве долот (текущие и единовременные у завода-изготовителя)
I вариант	-	37,5	52,5	52,5	30,0
II вариант	-	61,0	43,4	43,4	24,8
- затраты при использовании долот
I вариант	-	8,06 ´ 25 = 201,5	282,1	282,1	161,2
II вариант	-	6,35 ´ 25 = 158,75	222,25	222,25	127,0
Итого затрат
I вариант	-	239,0	334,6	334,6	191,2
II вариант	85,0	219,75	265,65	265,65	151,8
4. Коэффициент приведения к расчетному году, доли единицы	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830
5. Итого затрат с учетом приведения, тыс. руб.
I вариант	-	217,3	276,5	251,4	130,6
II вариант	85,0	199,8	219,5	199,6	103,5

4. Отражение экономического эффекта от использования долота Ш215, 9МЗ-ГВ-3 в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный эффект бурового предприятия будет выражаться в приросте прибыли в результате экономии эксплуатационных расходов (при неизменной сметной стоимости скважин).

Оптовая цена долота с учетом транспортно-заготовительных расходов составляет:

долото Ш215, 9МЗ-ГВ-2 - 286 руб.;

долото Ш215, 9МЗ-ГВ-3 - 343,2 руб. (с учетом эффективности его использования).

Экономия себестоимости складывается из экономии эксплуатационных затрат (1713,09 руб. на одну скважину) и экономии затрат на приобретение долот (286 ´ 7,9 - 343,2 ´ 5,3 = 2259,4 - 1818,06 = 440,44 руб. на одну скважину).

Общая экономия в этом случае в расчете на одну скважину составит 1713,09 + 440,44 = 2153,53 руб., в расчете на 1 м проходки 2153,53 : 2800 = 0,77 руб.

Тогда себестоимость 1 м проходки для варианта II равна 104,36 - 0,77 = 103,59 руб./м.

В интервале 400 - 2500 м экономия себестоимости составит (в расчете на 1 м проходки) 2153,53 : 2100 = 1,025 руб./м.

Прирост балансовой прибыли бурового предприятия равен общей экономии от снижения себестоимости бурения в интервале от 400 до 2500 м. По годам расчетного периода (первые три года) прирост прибыли составит:

1 год - 1,025 ´ 52,5 = 53,8 тыс. руб.

2 год = 75,3 тыс. руб.

3 год = 75,3 тыс. руб.

После определения прироста балансовой прибыли исходя из установленных по годам периода нормативов выплат бурового предприятия, определяется прирост прибыли, остающейся в его распоряжении.

Аналогично проводятся расчеты показателей хозрасчетной эффективности предприятия - изготовителя долот и научной организации - разработчика мероприятия НТП.

Пример 14

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА РАЗРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТАМПОНАЖНОГО АРМИРОВАННОГО ЦЕМЕНТА ШПЦА-120

1. Аннотация

Для качественного цементирования нефтяных и газовых скважин необходимо применять цементы, обладающие высокими прочностными свойствами, деформационной способностью, коррозионностойкостью.

Тампонажный армированный цемент типа ШПЦА-120, получаемый смешением вяжущего компонента с армирующей добавкой, дает высокопрочный, ударостойкий, коррозионно-устойчивый камень с повышенной деформационной способностью. Применение подобных материалов позволит обеспечить надежность крепи, исключить межпластовые перетоки и газоводопроявления, улучшить охрану недр и окружающей среды.

2. Сравниваемые варианты

Сравниваются технико-экономические показатели применения нового тампонажного армированного цемента ШПЦА-12 и показатели ранее применяемого тампонажного цемента ШПЦС-120.

3. Методика определения экономического эффекта от использования тампонажного армированного цемента ШПЦА-120

Экономический эффект от использования тампонажного армированного цемента ШПЦА-120 определяется снижением затрат на строительство скважин и проведение капитальных ремонтов скважин за счет сокращения среднегодового количества капитальных ремонтов в расчете на одну добывающую скважину после применения данного мероприятия НТП.

Расчетный период оценки эффекта составляет 3 года. Исходные данные, расчет затрат на строительство и эксплуатацию 1-й скважины, расчет эффекта от применения нового цемента приводятся соответственно в таблицах 14.1 - 14.3.

В соответствии с методическими рекомендациями прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия уменьшается на величину затрат на НИР пропорционально объему применения мероприятия по годам.

Таблица 14.1

Исходные данные для расчета эффекта

Показатели	Заменяемый цемент ШПЦС-120	Новый цемент ШПЦА-120
1. Цель бурения	добывающее
2. Способ бурения	роторный
3. Вид привода	электрический
4. Глубина скважины, м	2729	2729
5. Интервал применения, м	1248 - 2713	1248 - 2713
6. Высота подъема цемента, м	1465	1465
7. Диаметр обсадной колонны, мм	194	194
8. Диаметр скважины, мм	216	216
9. Расход материалов на цементирование скважины, т
- цемента	18,6	18,0
- ССБ	0,094	0,088
- хромпика	0,049	0,047
10. Оптовая цена 1 т материалов, руб./т
- ШПЦС-120	28,0	-
- ШПЦА-120	-	31,0
- ССБ	180,0	180,0
- хромпика	310,0	310,0
11. Среднегодовое количество проводимых капремонтов на одну скважину	0,67	0,48
12. Стоимость капремонта, тыс. руб.	11,0	11,0
13. Продолжительность капитального ремонта, сут.	10,5	10,5
14. Единовременные затраты на НИР, тыс. руб.	-	45

Таблица 14.2

Затраты на строительство и эксплуатации 1-ой скважины при использовании заменяемого и нового тампонажного цемента

(тыс. руб. на 1 скв.)

Показатели	Заменяемый цемент ШПЦС-120	Новый цемент ШПЦА-120
1. Эксплуатационные затраты при строительстве скважин, всего	0,592	0,630
в том числе:
- стоимость материалов для цементирования скважины:
ШПЦС-120	0,520	-
ШПЦА-120	-	0,558
ССБ	0,017	0,016
хромпик	0,015	0,014
Транспортно-заготовительные расходы	0,040	0,042
2. Затраты на капитальный ремонт при эксплуатации скважины	7,38	5,28
3. Итого затрат при строительстве и эксплуатации скважины (стр. 1 + стр. 2)	7,972	5,91

Таблица 14.3

Расчет экономического эффекта от разработки и использования тампонажного цемента ШПЦА-120

Показатели	Годы применения
Показатели	1	2	3
1. Число скважин, строящихся с использованием ШПЦА-120, скв.	20	25	30
2. Эксплуатационные текущие затраты, тыс. руб. (табл. 16.2, стр. 3 ´ табл. 16.3 ´ стр. 1)
- старый цемент	159,4	199,3	239,2
- новый цемент	118,2	147,7	177,3
3. Прирост балансовой прибыли (снижение затрат при строительстве и эксплуатации скважин), тыс. руб.	41,2	51,6	61,9
4. Прирост прибыли (30 % составляют нормативные отчисления), тыс. руб.	28,84	36,12	43,33
5. Возмещение затрат на НИР, тыс. руб.	12,0	15,0	18,0
6. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (хозрасчетный эффект), тыс. руб.	26,84	21,12	25,33

Пример 15

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

1. Аннотация

Новая технология заканчивания скважин обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивных пластов, освоения скважин и обработки призабойной зоны в различных геолого-технических условиях (пластовое давление, проницаемость, глинистость, нефтеводонасыщенность, близость газоводонасыщенных пластов).

Применение новой технологии заканчивания скважин предусматривает первичное и вторичное вскрытие пласта с использованием химреагентов, кумулятивной и гидропескоструйной перфорации в процессе строительства скважин. В результате проведения комплекса работ по заканчиванию скважин будут сокращены в начальный период эксплуатации скважин фильтрационные сопротивления при течении нефти в призабойной зоне, что повышает начальные дебиты скважин на 10 - 30 % по сравнению с имеющейся технологией заканчивания.

2. Сравниваемые варианты

В качестве одного из сравниваемых вариантов приняты технико-экономические показатели применявшейся технологии заканчивания скважин, для которой не решены вопросы выбора жидкости для первичного вскрытия продуктивных пластов с высокой и средней проницаемостью, а также для сильнозаглинизированных нефтяных коллекторов, не решены вопросы обработок призабойной зоны на стадии строительства скважин применительно к различным горно-геологическим условиям. С другой стороны, в расчетах использованы технико-экономические показатели новой технологии заканчивания скважин, обеспечивающей повышение начальных дебитов.

3. Методика определения хозрасчетного экономического эффекта от использования новой технологии заканчивания скважин

Экономический эффект от применения новой технологии заканчивания скважин определяется, как уже отмечалось, в сравнении с показателями при старой технологии заканчивания скважин и выражается приростом прибыли за счет дополнительной добычи нефти (формула 11).

Исходные данные и расчет экономического эффекта приведен в таблице 15.1.

Затраты на проведение комплекса работ по заканчиванию скважин при использовании старой и новой технологии складываются из затрат на эксплуатацию оборудования, химреагенты, кумулятивную и гидропескоструйную перфорацию и т.д. Они определяются исходя из действующих норм расходования ресурсов, расценок за единицу ресурсов (работ), норм времени и т.п. Затраты на проведение комплекса работ по заканчиванию одной скважины составили:

при старой технологии 2,1 тыс. руб.

при новой технологии 2,7 тыс. руб.

Затраты на НИР составляют 200 тыс. руб. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, уменьшается на величину этих затрат пропорционально объему дополнительной добычи нефти.

Таблица 15.1

Исходные данные и расчет экономического эффекта

Показатели	Годы
Показатели	3	4	5
1. Число скважин, заканчиваемых с использованием новой технологии, скв.	167	200	250
2. Относительное увеличение продуктивности скважин за счет мероприятия, %	10	10	10
3. Среднесуточный дебит скважины до использования мероприятия, т/сут.	20,8	18,9	17,2
4. Среднесуточный дебит скважины после использования мероприятия, т/сут.	22,9	20,8	18,9
5. Время действия эффекта, сут.	160	160	160
6. Коэффициент эксплуатации скважин	0,9	0,9	0,9
7. Дополнительная добыча нефти за счет новой технологии, тыс. т	50,5	54,7	61,2
8. Себестоимость добычи 1 т нефти с использованием мероприятия, руб./т	17,7	19,3	21,2
9. Экономический эффект (прирост балансовой прибыли от реализации дополнительной нефти при цене 60 руб./т), млн. руб.	2,1	2,2	2,4
10. Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, млн. руб.	1,40	1,43	1,56

Пример 16

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ РАЗРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА, СОДЕРЖАЩЕГО СМАЗОЧНУЮ ДОБАВКУ НА ОСНОВЕ РЫБОЖИРОВЫХ ОТХОДОВ

1. Аннотация

Применение бурового раствора с добавкой смазочного компонента на основе рыбожировых отходов взамен нефти обеспечивает следующие преимущества: улучшаются реологические свойства раствора, снижается расход химических реагентов, устраняются прихваты инструмента, сокращается время промывки ствола скважин при спуско-подъемных операциях. Применение бурового раствора без смазочной добавки нефти (до 40 т на скважину) снижает пожароопасность, загрязнение окружающей среды и обеспечивает экономию ценного минерального сырья.

2. Сравниваемые варианты

В качестве сравниваемых вариантов рассматриваются технико-экономические показатели бурения скважин с использованием традиционного глинистого раствора, в состав которого входит нефть и технико-экономические показатели бурения с использованием бурового раствора, содержащего смазочную добавку на основе рыбожировых отходов.

3. Методика определения хозрасчетного экономического эффекта от использования технологии приготовления бурового раствора, содержащего смазочную добавку на основе рыбожировых отходов

Экономический эффект рассчитывается по формуле (13) и представляет собой экономию эксплуатационных затрат от применения нового бурового раствора по сравнению с затратами при использовании традиционного глинистого раствора, содержащего нефть.

Экономический эффект рассчитан за период, равный 7 годам: первый год - разработка нового раствора (НИР) и шесть лет его использования. За расчетный год принят первый год использования раствора.

Исходные данные для расчета эффективности мероприятия приведены в таблице 16.1. В таблице 16.2 дан расчет себестоимости часа эксплуатации буровой установки, скорректированный по скорости бурения по сравниваемым вариантам.

В таблице 16.3 представлен расчет затрат на химреагенты, расходуемые на 1 м проходки. (Итоговые значения по вариантам соответственно составляют 1,47 и 1,77 руб./м).

В таблице 16.4 приведен расчет экономии эксплуатационных затрат от применяемой новой технологии под влиянием следующих основных факторов:

- себестоимости часа эксплуатации буровой установки;

- времени бурения интервала;

- затрат на материалы и химреагенты с учетом транспортных расходов.

В таблице 16.5 показаны результаты расчета экономического эффекта за 6 лет использования нового раствора.

Таблица 16.1

Исходные данные для расчета

Показатели	Значения показателей
Показатели	традиционный раствор	новый раствор
1	2	3
1. Цель бурения	эксплуатация
2. Способ бурения	турбинный
3. Вид привода	электрический
4. Глубина скважины, м		2440
5. Интервал применения акрилового полимера, м	420 - 2440
6. Тип буровой установки	БУ 3000ЭУК
7. Проходка на долото, м	264,9	264,9
8. Механическая скорость бурения, м/час	35,86	41,24
9. Стоимость 1 м проходки, р/м	82,32	-
10. Время промывки скважин в расчете на 1 м проходки, час/м	0,0065	0,0039
11. Время ликвидации осложнений в расчете на 1 м, час/м	0,0016	-
12. Время заготовки, обработки, утяжеления и выравнивания бурового раствора в расчете на 1 м проходки, час/м	0,0031	0,0025
13. Коммерческая скорость, м/ст. мес.	7861
14. Расход химреагентов на 1 м проходки, кг/м
а) КМЦ-600	0,26	0,20
б) сульфанол	0,09	-
в) нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ)	0,022	0,022
г) нефть	8,42	-
д) рыбожировые отходы	-	2,5
Итого: кг/м	8,792	2,722
т/м	0,0088	0,0027
15. Цена 1 т материалов и химреагентов с учетом транспортно-заготовительных расходов по доставке их с завода-изготовителя до склада потребителя, руб.
а) КМЦ-600	1900 руб. ´ 1,3 = 2470	2470
б) сульфанол 4 гр.	700 руб. ´ 1,3 = 910	-
в) НТФ	8500 руб. ´ 1,5 = 11050	11050
г) нефть	60,0 руб.	-
д) рыбожировые отходы	-	320 руб. ´ 1,3 = 416
16. Транспортные расходы по доставке химреагентов со склада на буровую и обратно (120 км), руб./т
КМЦ, графит - (IV группа грузов)	18,51	18,51
НТФ, сульфанол (V группа грузов)	19,13	19,13
нефть (VI группа грузов)	22,08	22,08
17. Затраты на НИР, тыс. руб.	-	180

Таблица 16.2

Расчет себестоимости часа эксплуатации буровой установки

Показатели	Значения показателей
Показатели	традиционный раствор	новый раствор
1	2	3
1. Проходка в интервале, м		2440 - 420 = 2020
2. Время механического бурения, час.	2020 : 35,86 = 56,33	2020 : 41,24 = 48,98
3. Время промывки ствола скважины, час.	0,0065 ´ 2020 = 13,13	0,0039 ´ 2020 = 7,88
4. Время ликвидации осложнений, час.	0,0016 ´ 2020 = 3,23
5. Время заготовки, обработки, утяжеления и выравнивания бурового раствора, час.	0,0031 ´ 2020 = 6,26	0,0025 ´ 2020 = 5,05
6. Итого времени, час.	78,95	61,91
7. Экономия времени, час.		17,04
8. Скорость бурения, м/ст. мес.	78,61	2440 : 0,286 = 8531
- станко-месяцы	2440 : 7861 = 0,310	206,16 : 720 = 0,286
- календарное время, час.	0,310 ´ 720 = 223,2	223,2-17,04 = 206,16 (DV = 670 м/ст. мес. - 8,5 % более 5 % производится корректировка)
9. Себестоимость часа эксплуатации буровой установки при базовой скорости бурения, руб.	95,84	95,84
10. Откорректированная себестоимость часа эксплуатации буровой установки, руб./час	1 + (7861 - 5009)/100 ´ (0,7/100) = 1,200 95,84 ´ 1,2 = 115,01	1 + (8531 - 7861)/100 ´ (0,7/100) = 1,047 95,84 ´ 1,047 = 100,34

Таблица 16.3

Расчет затрат на химреагенты на 1 м проходки

Показатели	Значения показателей
Показатели	традиционный раствор	новый раствор
1	2	3
1. Стоимость материалов и химреагентов, расходуемых на 1 м проходки, руб./м
- КМЦ-600	(0,26/1000) ´ 2470 = 0,64	(0,20/1000) ´ 2470 = 0,49
- сульфанол	(0,09/1000) ´ 910 = 0,08	-
- НТФ	(0,022/1000) ´ 11050 = 0,24	(0,22/1000) ´ 11050 = 0,24
- нефть	(8,42/1000) ´ 60 = 0,51	-
- рыбные жировые отходы	-	(2,5/1000) ´ 416 = 1,04
2. Итого затрат на химреагенты, расходуемые на 1 м проходки, руб./м	1,47	1,77

Таблица 16.4

Расчет экономии эксплуатационных затрат на 1 скважину

Показатели	Значения показателей
Показатели	традиционный раствор	новый раствор
1	2	3
1. Изменяющиеся эксплуатационные затраты, руб. на:
- эксплуатацию буровой установки	115,01 руб./час ´ 78,95 час= 9080,0 руб.	100,34 руб./час ´ 61,91 час = 6212,0 руб.
- материалы и химреагенты	1,47 руб./м ´ 2020 м = 2969,4 руб.	1,77 руб./м ´ 2020 = 3575,4 руб.
- транспорт материалов и химреагентов
КМЦ, графит	18,51 руб./т ´ (0,26 кг/м : 1000 кг) ´ 2020 = 9,7 руб.	18,51 руб./т ´ (0,20 кг/м : 1000 кг) ´ 2020 = 7,5 руб.
НТФ, сульфанол	19,13 руб./т ´ ((0,022 + 0,09) кг/м : 1000 кг) ´ 2020 м = 4,3 руб.	19,13 руб./т ´ ((0,022 + 2,5) кг/м : 1000 кг) ´ 2020 м = 97,5 руб.
нефть	22,08 руб./т ´ (8,42 кг/м : 1000 кг) = 375,5 руб.	-
ИТОГО:	12438,9 руб.	9892,0 руб.
2. Экономия эксплуатационных затрат, руб./скв. (С₁ - С₂)		2546,9
3. Снижение себестоимости метра проходки, руб./м	-	2546,9
- в интервале бурения	-	2546,9 : 2020 = 1,26
- в среднем по скважине	-	2546,9 : 2440 = 1,04

Таблица 16.5

Хозрасчетный экономический эффект от использования бурового раствора на основе рыбожировых отходов

Показатели	Годы применения технологии
Показатели	1	2	3
1. Объем применения, скв.	100	200	300
2. Экономический эффект (снижение эксплуатационных затрат), тыс. руб. (2546,9 руб./скв. ´ 100 скв. = 254,7 тыс. руб.)	254,7	509,4	764,1
3. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб. с учетом:	168,7	336,4	589,4
а) нормативных отчислений из балансовой прибыли (30 %)	76,0	153,0	229,0
б) уменьшения прибыли на величину затрат на НИР, рассчитанных пропорционально объему применения мероприятия	10,0	20,0	30,0

Пример 17

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРОИЗВОДСТВА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИБОРА ГАММА-ПЛОТНОМЕРА-ТОЛЩИНОМЕРА СКВАЖИННОГО СГДТ-НВ

1. Аннотация

Гамма-плотномер-толщиномер скважинный СГДТ-НВ предназначен для одновременного контроля качества цементирования и технического состояния обсадных колонн с наружным диаметром 146 - 168 мм.

Новые технические решения, реализованные в приборе СГДТ-НВ, по сравнению с заменяемым прибором, позволяют:

- определить плотность вещества в затрубном пространстве и толщину стенок трубообсадных колонн;

- обеспечить центрацию прибора в скважинах с углами наклона до 50° при одновременном расширении диапазона диаметров исследуемых колонн;

- значительно повысить скорость измерения;

- контролировать качество цементирования при использовании как обычных, так и аэрированных тампонажных приборов.

2. Сравниваемые варианты

Рассматриваются два варианта приборов. В первом варианте предусматривается применение прибора СГДТ-3, во втором - прибора СТДТ-НВ. Эти варианты, как видно из таблицы 17.1, различаются между собой стоимостью приборов, продолжительностью работ по исследованию скважин, затратами на радиокаротажные работы.

3. Методика определения экономического эффекта для выбора приборов (на этапе ТЭО)

Расчет экономического эффекта произведен за восьмилетний период (3 года - научно-исследовательские работы и изготовление опытного образца и 5 лет - использование прибора). Срок службы прибора СГДТ - 5 лет. Расчетным годом является 4-й год, предшествующий началу использования приборов.

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) производится с целью выбора наиболее рационального варианта производства и использования прибора.

Экономический эффект рассчитывается по формуле (1) и представляет собой разницу в совокупных затратах между рассматриваемыми вариантами.

Затраты (З_т), участвующие в расчете эффекта (Э_т), включают в себя затраты на научно-исследовательские работы, стоимость приобретенных приборов и текущие затраты без амортизационных отчислений на их использование. Количество приборов и исследуемых скважин приняты равными по вариантам. Экономический эффект за весь расчетный период определяется с учетом коэффициента приведения.

Ниже приведен расчет текущих издержек на 1 скважину при использовании приборов в буровом предприятии, выполненный на основе исходных данных, приведенных в таблице 17.1.

1. Стоимость геофизических исследований, руб.

I вариант - 23,81 ´ 4,66 + 17,39 ´ 2,60 + 38,62 ´ 3,43 ´ 1,15 = 308,5

II вариант - 24,15 ´ 4,66 + 17,73 ´ 2,60 + 39,0 ´ 2,2 = 244,44

2. Эксплуатационные затраты бурового предприятия, руб.

I вариант - 49,0 ´ 4,33 = 212,17

II вариант - 49,0 ´ 3,10 = 151,90

3. Итого издержек, руб.

I вариант - 308,5 + 212,17 = 520,67

II вариант - 244,44 + 151,90 = 396,34

4. Сокращение издержек в расчете на 1 скважину, руб.

520,67 - 396,34 = 124,33

В таблице 17.2 приведен расчет суммарных текущих издержек при использовании приборов.

Расчет единовременных затрат на приобретение приборов, выполненный по вариантам на основе данных о количестве приобретенных приборов и их оптовой цене, приводится в таблице 17.3.

В соответствии с расчетной формулой (8) был выполнен расчет по определению остаточной стоимости основных производственных фондов на конец расчетного периода. Результаты этого расчета приведены в таблице 17.4.

Итоговые показатели для определения эффекта от применения прибора СГДТ-НВ приводятся в таблице 17.5.

Таблица 17.1

Исходные данные

Показатели	Варианты
Показатели	I СГДТ-3	II СГДТ-НВ
1. Годовой объем исследования одним прибором, скв.	70	70
2. Оптовая цена, руб.	6200	5900
3. Норма амортизационных отчислений на реновацию, %	20	20
4. Стоимость часа работы радиокаротажной партии, руб.
- переезды	23,81	24,15
- ПЭР	17,39	17,73
- исследование	38,62	39,00
5 .Затраты на исследование одной скважины, час.
- переезды	4,66	4,66
- ПЗР	2,60	2,60
- исследование	3,43	2,20
6. Время простоя буровой установки под геофизическими исследованиями, час.	4,33	3,10
7. Стоимость часа простоя буровой установки, руб.	49,0	49,0
8. Коэффициент эффективности и сложности геофизической техники (по нормативным документам)	1,15	-

Таблица 17.2

Расчет текущих издержек при использовании приборов

Показатели	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1. Количество приборов в эксплуатации, компл.	-	70	170	270	370	470
2. Количество скважин, обслуживаемых одним прибором, скв.	-	70	70	70	70	70
3 Скважино-приборы эксплуатации в I-м и II-м вариантах (п. 1 ´ п. 2)	-	4900	11900	18900	25900	32900
4. Текущие издержки при использовании одного прибора на одной скважине, руб.
I-й вариант	-	520,67	520,67	520,67	520,67	520,67
II-й вариант	-	396,34	396,34	396,34	396,34	396,34
5. Суммарные текущие издержки при использовании приборов (И_т), тыс. руб.
I-й вариант	-	2551,3	6195,9	9840,6	13485,4	17130,0
II-й вариант	-	1942,1	4716,4	7490,8	10265,2	13039,6

Таблица 17.3

Расчет единовременных затрат на приобретение приборов

Показатели	Годы
Показатели	4	5	6
1. Количество приобретаемых приборов, компл.	70	100	100
2. Оптовая цена прибора, тыс. руб.
I-й вариант	6,2	6,2	6,2
II-й вариант	5,9	5,9	5,9
3. Стоимость приобретенных приборов, тыс. руб.
I-й вариант	434	620	620
II-й вариант	413	590	590
4. Снижение единовременных затрат на приобретение приборов, тыс. руб.	31,0	30,0	30,0

Таблица 17.4

Расчет остаточной стоимости основных фондов (приборов) на конец расчетного периода

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
1. Число лет работы вводимых по годам приборов (Г_t)	5	4	3	2	1
2. Норматив, амортизационных отчислений при сроке службы 5 лет (n_а)	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
3. Основные фонды (стоимость приборов) (К_t), тыс. руб.
I-й вариант	434	620	620	620	620
II-й вариант	413	590	590	590	590
4. Остаточная стоимость основных фондов (приборов) на конец расчетного периода (Л_t), тыс. руб.
I-й вариант	0	124	248	372	496
II-й вариант	0	118	236	354	472

Таблица 17.5

Расчет экономического эффекта от применения прибора СГДТ-НВ (на этапе ТЭО)

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	Итого
I. Затраты на научно-исследовательские работы (НИР), тыс. руб.	121,0	77,0	50,0	-	-	-	-	-	-
II. Текущие издержки при использовании приборов (И_t), тыс. руб.
I-й вариант	-	-	-	2551,3	6195,9	9840,6	13485,4	17130,0	-
II-й вариант	-	-	-	1942,1	4716,4	7490,8	10265,2	13039,6	-
III. Единовременные затраты на приобретение приборов, тыс. руб.
I-й вариант	-	-	-	434	620	620	620	620	-
II-й вариант	-	-	-	413	590	590	590	590	-
IV. Остаточная ликвидационная стоимость выбывших основных фондов (приборов) на конец расчетного периода (Л_t), тыс. руб.
I-й вариант	-	-	-	-	-	-	-	1240	-
II-й вариант	-	-	-	-	-	-	-	1180	-
V. Затраты при использовании приборов (З_т^и), тыс. руб. (п. I + п. III - п. IV)					.
I-й вариант	-	-	-	2985,3	6815,9	10460,6	14105,4	16510	50877,2
II-й вариант	121,0	77,0	50,0	2355,1	5306,4	8080,8	10855,2	12449,6	39295,1
VI. Экономический эффект (Э_т) (снижение совокупных затрат), тыс. руб.	-121,0	-77,0	-50,0	630,2	1509,5	2379,8	3350,2	4060,4	11582,1
Коэффициент приведения к расчетному году (a)	1,21	1,1	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209
VII. Экономический эффект (Э_т) с учетом коэффициента приведения, тыс. руб.	-146,41	-84,7	-50,0	572,91	1247,45	1787,94	2219,88	2521,1	8068,17

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный эффект, рассчитанный с целью определения его влияния на хозрасчетную деятельность предприятия, приведен в таблице 17.6. Этот эффект определен за первые 3 года применения прибора СГДТ-НВ и выражен снижением эксплуатационных затрат от его использования. В состав эксплуатационных затрат включены амортизационные отчисления на реновацию основных фондов.

Расчет экономического эффекта произведен по формуле (13).

Таблица 17.6

Хозрасчетный эффект от использования прибора СГДТ-НВ в буровом предприятии

Показатели	Годы
Показатели	4-й	5-й	6-й
1. Количество приборов в эксплуатации, компл.	70	170	270
2. Скважино-приборы в эксплуатации	4900	11900	18900
3. Сокращение эксплуатационных затрат на 1 скважину при использовании нового прибора, руб.	127,0	127,0	127,0
4. Суммарное сокращение эксплуатационных затрат (прирост прибыли), тыс. руб. (п. 2 ´ п. 3)	622,3	1511,3	2400,3
5. Сумма налогов и выплат из балансовой прибыли (20 %), тыс. руб.	124,5	302,3	480,0
6. Снижение расходов из фонда развития науки и техники за счет уменьшения единовременных затрат на приобретение приборов, тыс. руб.	21,0	30,0	30,0
7. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	476,8	1179,0	1890,3

Пример 18

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ СЫРЬЯ НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕМ ЗАВОДЕ

1. Аннотация

При действующей технологии на газоперерабатывающем заводе перерабатывается 500 млн. м³ нефтяного газа в год по схеме низкотемпературной абсорбции (НТА). На компрессорной станции (КС), территориально совмещенной с ГПЗ, компримируется и осушается еще 1000 млн. м³ нефтяного газа. Оба потока смешиваются и направляются потребителю - ГРЭС, при этом имеет место выпадение конденсата по пути следования газа, что затрудняет транспорт газа и безвозвратно теряется конденсат.

Новая усовершенствованная схема переработки сырья достигается небольшой реконструкцией на ГПЗ путем переобвязки оборудования. В результате появляется возможность на существующих мощностях завода дополнительно перерабатывать 1000 м³ компримированного и осушенного газа, поступающего с компрессорной станции, что обеспечивает увеличение выхода жидкой продукции и отбензиненного газа, и прирост прибыли по сравнению с действующей технологией.

2. Сравниваемые варианты

Рассматривается два варианта переработки сырья. Первый вариант - действующая технология на газоперерабатывающем заводе и новая усовершенствованная схема переработки сырья.

3. Методика определения экономического эффекта

Хозрасчетный эффект от применения новой схемы переработки сырья на газоперерабатывающем заводе рассчитывается по формуле (12) и представляет собой разницу в размере прибыли при старой и новой технологии переработки газа. Экономический эффект в примере определен по годам за трехлетний период без учета коэффициента приведения результатов и затрат.

В таблице 18.1 приведены исходные показатели для расчета эффекта по двум рассматриваемым схемам переработки нефтяного газа.

Себестоимость товарной продукции по каждому варианту технологии определяется в зависимости от объемов и видов товарной продукции по уровням условно переменных и условно постоянных затрат в соответствии с действующей инструкцией по калькулированию продукции на предприятиях газоперерабатывающей промышленности. При расчете себестоимости жидких продуктов учитываются дополнительные затраты по переобвязке оборудования (DК = 375 тыс. руб.) в части амортизационных отчислений (375 ´ 0,139 = 52,1 тыс. руб. и текущего ремонта оборудования (52,1 ´ 0,1 = 5,2 тыс. руб.).

Для определения размера прибыли от применения действующей и новой схемы переработки газа были выполнены расчеты, в результате которых было установлено суммарное значение эксплуатационных затрат по этим схемам (табл. 18.2). Далее была произведена стоимостная оценка всех видов товарной продукции исходя из объемов этой продукции и ее оптовой цены.

Расчеты показали, что применение новой схемы переработки обеспечивает прирост прибыли за три года по сравнению с действующей схемой переработки нефтяного газа в размере 5,68 млн. руб. (табл. 18.2).

В соответствии с методическими рекомендациями для определения прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, определяется сумма налогов и выплат в госбюджет и вышестоящие организации по нормативам, действующим на газоперерабатывающих предприятиях.

Таблица 18.1

Исходные данные для расчета эффекта

Показатели	Расчетный период
Показатели	1-й год	2-й год	3-й год
1. Количество сырья для переработки (нефтяной газ), млн. м³	1500	1500	1500
2. Товарная продукция
- жидкие продукты (ШФЛУ), тыс. т
действующая схема	318,4	325,6	338,1
новая схема	380,5	405,6	434,2
- отбензиненный газ, млн. м³
действующая схема	302,1	304,2	306,0
новая схема	1101,9	1119,8	1129,6
- компримированный газ
действующая схема	851,8	864,3	876,4
новая схема	-	-	-
3. Себестоимость жидких продуктов (ШФЛУ), руб./т
действующая схема	14,21	14,17	14,13
новая схема	12,76	12,73	12,69
4. Себестоимость отбензиненного (компримированного) газа, руб./1000 м³
действующая схема	14,48	14,41	14,36
новая схема	14,72	14,69	14,65
5. Цена продукции, руб./т
- жидкие продукты (ШФЛУ)	32,30	32,30	32,30
- отбензиненный газ	11,0	11,0	11,0

Таблица 18.2

Хозрасчетный экономический эффект от применения усовершенствованной схемы переработки нефтяного газа

Показатели	Расчетный период
Показатели	1-й год	2-й год	3-й год
1. Стоимостная оценка товарной продукции, млн. руб.
- жидкие продукты (ШФЛУ)
действующая схема	10,28	10,52	10,92
новая схема	12,29	13,10	14,02
- отбензиненный газ
действующая схема	3,32	3,35	3,37
новая схема	12,12	12,32	12,42
- компримированный газ
действующая схема	9,37	9,51	9,64
новая схема	-	-	-
Итого, млн. руб.
действующая схема	22,97	23,38	23,93
новая схема	24,4	25,42	26,44
2. Эксплуатационные затраты, всего, млн. руб.
действующая схема	21,23	21,45	21,76
новая схема	21,08	21,61	22,06
3. Прибыль, млн. руб.
действующая схема	1,74	1,93	2,17
новая схема	3,33	3,81	4,33
4. Прирост прибыли от использования новой схемы переработки газа, млн. руб.	1,59	1,88	2,21

Пример 19

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ РВС-50000 м³ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ

1. Аннотация

Наибольшие потери нефти при перекачке по магистральным нефтепроводам имеют место при хранении ее в резервуарах нефтеперекачивающих станций, необорудованных средствами защиты от испарения.

Наиболее распространенным типом резервуаров на магистральных нефтепроводах больших диаметров являются резервуары РВС-20 тыс. м³, оборудованные плавающими понтонами. Однако эти резервуары не лишены конструктивных недостатков, теряют герметичность и не обеспечивают должного сокращения потерь нефти.

Новый тип резервуара РВС-50 тыс. м³ оборудован плавающей крышей вместо понтонов. По сравнению с резервуаром РВС-20 тыс. м³ новый резервуар более надежен и экономичен в эксплуатации и позволяет сократить потери нефти в два раза.

2. Сравниваемые варианты

Сравниваются два варианта применения резервуаров для хранения нефти. Первый вариант - резервуар РВС-20 тыс. м³, оборудованный плавающими понтонами. Второй вариант - новый тип резервуара РВС-50 тыс. м³, оборудованный плавающей крышей.

3. Методика определения экономического эффекта для выбора наилучшего варианта (на этапе ТЭО)

Экономический эффект представляет собой экономию затрат на создание и использование резервуара РВС-50 тыс. м³, а также экономию от сокращения потерь нефти при хранении.

В данном примере технико-экономические показатели - единовременные затраты, текущие издержки, потери нефти по каждому варианту характеризуются стабильностью по годам расчетного периода.

Расчет экономического эффекта за весь срок эксплуатации резервуара выполняется по формуле (9)

Исходные данные для расчета приведены в таблице 19.1. Стоимость резервуарного парка, комплектуемого из резервуаров PВC-20000 м, рассчитана на сопоставимый объем по вариантам - 50000 м³.

В расчете текущих издержек участвуют затраты, изменяющиеся по вариантам, а именно, затраты на капитальный и текущий ремонт резервуаров.

Таблица 19.1

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатели	Вариант с РВС-20000 м³	Вариант с РВС-50000 м³
1. Стоимость резервуарного парка при равной емкости по вариантам - 50000 м³, тыс. руб.	506	339
2. Срок службы резервуаров, лет	20	20
3. Норма амортизационных отчислений на ремонт, %
- капитальный	2,5	2,5
- текущий	1,3	1,3
4. Затраты на капитальный и текущий ремонт, тыс. руб.	19,23	12,89
5. Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, доли ед.	0,1	0,1
6. Норма реноваций основных фондов при использовании резервуаров, определяемая с учетом фактора времени для срока службы 20 лет (см. приложение 2)	0,0175	0,0175
7. Потери нефти при хранении в резервуарах, т	207	103

Расчет экономического эффекта от применения резервуара РВС-50000 м³

1. Затраты при использовании резервуара РВС-20000 м³

З_г1 = 19,23 + (0,0175 + 0,1)·506 = 78,69 тыс. руб.

2. Затраты при использовании резервуара РВС-50000 м³

З_г2 = 12,89 + (0,0175 + 0,1)·339 = 57,72 тыс. руб.

3. Сокращение потерь нефти за один год эксплуатации резервуаров РВС-50000 м³ в денежном выражении при оптовой цене 60 руб./т составляют: (207 - 103) ´ 60 = 6,24 тыс. руб.

4. Экономический эффект от применения нового резервуара за расчетный период (20 лет) равен:

= 231,6 тыс. руб.

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный экономический эффект от использования резервуара РВС-50000 м³ определяется по формуле (13) и представляет собой прирост прибыли за счет экономии эксплуатационных затрат при использовании этого резервуара и снижения потерь нефти. В соответствии с действующей на транспортном предприятии системой экономических нормативов определяется прирост прибыли, остающейся в его распоряжении после реализации данного мероприятия.

Таблица 19.2

Расчет годового хозрасчетного эффекта от использования резервуара РВС-50000 м³

	Старый вариант	Новый вариант
1. Стоимость резервуарного парка, тыс. руб.	506	339
2. Амортизационные отчисления на реновацию при норме 0,05, тыс. руб.	25,3	16,9
3. Затраты на капитальный и текущий ремонт, тыс. руб.	19,2	12,9
Итого эксплуатационных затрат, изменяющихся по вариантам, тыс. руб.	44,5	29,8
4. Снижение потерь нефти, тыс. т	-	104
5. Стоимостная оценка снижения потерь нефти при оптовой цене 60 руб./т, тыс. руб.	-	6,2
6. Годовой экономический эффект, тыс. руб. 44,5 - 29,8 + 6,2		20,9

Пример 20

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ БЛОЧНЫХ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ДИСТАНЦИОННО-УПРАВЛЯЕМЫХ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ (НПС) НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

1. Аннотация

Эксплуатация нефтеперекачивающих станций в автоматическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала возможна при условии повышенной надежности работы основного насосного и вспомогательного оборудования, систем автоматики и телемеханики, сокращения числа вспомогательных систем, увеличения продолжительности межремонтных циклов и сокращения сроков ремонта. Эти цели реализуются путем создания блочно-комплектных автоматизированных дистанционно-управляемых НПС, позволяющих отказаться от постоянного присутствия на них эксплуатационного персонала и выполнять операции техобслуживания и ремонта оборудования нефтеперекачивающих станций силами оперативных выездных бригад.

2. Сравниваемые варианты

Экономическая оценка применения нефтеперекачивающих станций осуществляется по двум вариантам. В первом варианте рассматривается применение блочно-компрессорной станции (БКНС-3,6) без дистанционного управления, во втором - применение БКНС-3,6 м с автоматизированным дистанционным управлением. Экономические показатели этих вариантов определяются применительно к нефтепроводу диаметром 820 мм.

3. Методика определения экономического эффекта для выбора рационального варианта (на стадии ТЭО)

Эффект от применения БКНС определяется по формуле (1).

Расчетный период определения эффекта составляет 12 лет, в том числе три года НИОКР и строительство станции, девять лет ее эксплуатации, что соответствует нормативному сроку службы насосных агрегатов. За расчетный год принят третий год расчетного периода, предшествующий началу эксплуатации БКНС. Показатели для расчета эффекта по вариантам приведены в таблице 20.1

Таблица 20.1

Исходные данные для расчета эффекта

Показатели	(Вариант I) БКНС-3,6	(Вариант II) БКНС-3,6 м
1. Насос (тип), шт.	НМ 3600/230	НМ 3600/230 м
2. Электродвигатель (тип), шт.	СТД 2500-2	АТД-2500
1. Капитальные вложения, всего тыс. руб. в том числе:	4181	4775
- на сооружение БКНС	3668	4775
- соц. инфраструктуру	513	-
2. Численность обслуживающего персонала, чел.	134	25
3. Среднегодовая зарплата 1 работника, тыс. руб.	2,9	3,1
4. Стоимость перекачки 10 т нефти, коп/км	2,2	2,2
5. Объем перекачки нефти за период (9 лет), млн. т	100,3	100,3
6. Средняя протяженность участка нефтепровода, км	85	85

В таблице 20.2 приведен расчет экономического эффекта от использования блочной автоматизированной нефтеперекачивающей станции БКНС-3,6 м.

4. Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

Хозрасчетный экономический эффект от применения блочной автоматизированной нефтеперекачивающей станции определен по годам за пятилетний период. Этот эффект рассчитывается без учета коэффициента приведения по формуле (13) и выражен разницей эксплуатационных затрат в вариантах без применения автоматизированной станции и с применением. В эксплуатационных затратах учитываются амортизационные отчисления на реновацию оборудования. Результаты расчета хозрасчетного эффекта приведены в таблице 20.3.

Таблица 20.3

Показатели	Годы
Показатели	4-й	5-й	6-й
1. Эксплуатационные затраты при использовании БКНС, тыс. руб.
I вариант	1427	1465	1528
II вариант	1185	1212	1265
2. Прибыль (экономия эксплуатационных затрат), тыс. руб.	242	253	263
3. Сумма платежей предприятия из прибыли, тыс. руб.	72,6	75,9	81,9
4. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	169,4	177,1	184,1

Пример 21

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА РАЗРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕЦЕПТУРЫ ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

1. Аннотация

Перфорационная среда на водной основе предназначена для предотвращения ухудшения коллекторских свойств пласта при вторичном вскрытии и повышения продуктивности скважин. По сравнению с инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР) на нефтяной основе перфорационная среда на водной основе дешевле и улучшает условия труда работающих.

2. Сравниваемые варианты

Экономический эффект определяется по двум вариантам. В I варианте рассматривается технология освоения скважин на нефтяной основе, во II - на водной.

3. Методика определения экономического эффекта для выбора рационального варианта (на стадии ТЭО)

Экономический эффект от использования технологии освоения скважин с применением рецептуры перфорационной среды на водной основе образуется за счет сокращения времени освоения скважин, уменьшения расхода химреагентов и материалов, сокращения затрат на их транспортировку, сокращения услуг тампонажной конторы по приготовлению раствора, получения дополнительного количества нефти за счет сокращения ее потерь. Экономический эффект определяется по формуле (1).

Расчетный период составляет 5 лет, в том числе проведение исследовательских работ - 2 года.

Исходные данные и результаты расчетов приведены в таблице 21.1.

Таблица 21.1

Исходные данные

Показатели	Вариант - технология освоения с применением рецептуры перфорационной среды на нефтяной основе	Новый вариант - технология освоения с применением рецептуры перфорационной среды на водной основе
1	2	3
1. Цель бурения	эксплуатация
2. Способ бурения	турбинный
3. Вид привода	электрический
4. Глубина скважины, м	2300
5. Время освоения, сутки	12	10
в т.ч. производительное время	2,4	2,0
6. Расход материалов и химреагентов на 1 скважину, т
- нефть	1,2	-
- эмульгатор ОП-4	0,84	-
- CaCl₂	2,4	-
- NаCl	-	0,938
- КМЦ-600	-	0,045
- NaOH	-	0,008
- окзил	-	0,563
7. Время работы тампонажной техники по приготовлению раствора, час:
- цементирование агрегата	6	5
- передвижной паровой установки ППУ	3	-
8. Фактическое время эксплуатации в среднем одной скважины, сутки	300	300
9. Среднесуточный дебит на скважину, т	54,0	58,5
10. Дополнительная добыча нефти, т/скв.	-	1350
11. Оптовая цена 1 т нефти, руб./т	23	23
12. Цена химреагентов с учетом ТЗР, руб./т
- нефть	29,9	-
- эмульгатор ОП-4	585,0	-
- CaCl₂	93,6	-
- NаCl	-	7,54
- КМЦ-600	-	2405,0
- NaOH	-	71,5
- окзил	-	85,8
13. Стоимость транспортировки материалов и химреагентов на расстояние 50 км, руб./т
- нефти	6,81	6,81
- химреагентов	5,49	5,49
14. Откорректированная себестоимость часа эксплуатации буровой установки при освоении, руб./час	57,5	57,5
15. Стоимость часа работы тампонажной техники по приготовлению раствора, руб./час
- цементировочного агрегата	24,91	24,91
- ППУ	4,46	4,46
16. Условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти, руб./т	7,0	7,0

Таблица 21.2

Затраты на скважину при использовании заменяемой и новой технологии

(руб./скв.)

Показатели	Вариант
Показатели	базовый	новый
Изменяющиеся эксплуатационные затраты на:
- материалы и химреагенты	751,92	164,17
- транспорт материалов и химреагентов	25,90	8,53
- приготовление раствора с помощью цементировочного агрегата и ППУ	162,84	124,55
- время	3312	2760
Итого:	4252,72	3057,25

Таблица 21.3

Технико-экономическое обоснование использования технологии освоения скважин с применением рецептуры перфорационной среды на водной основе

Показатели	Расчетный период (годы)					Итого
Показатели	t_н = 1	t_р = 2	3	4	t_к = 5	Итого
1	2	3	4	5	6	7
1. Коэффициент приведения к расчетному году, доли единицы	1,1	1,0	0,9091	0,8264	0,7513
2. Число скважин, освоенных с применением рецептуры перфорационной среды на водной основе, скв.	-	-	20	30	50	100
3. Дополнительная добыча нефти, тыс. т	-	-	27,0	40,5	67,5	135,0
4. Стоимостной результат внедрения, тыс. руб.	-	-	1620,0	2430,0	4050,0	8100,0
5. Затраты на мероприятие (З_т)
а) Единовременные затраты, по варианту 1 тыс. руб.	50,0	50,0	-	-	-	100,0
б) Текущие затраты, на освоение технологии, тыс. руб.
I вариант	-	-	85,0	127,6	212,6	425,2
II вариант	-	-	61,1	91,7	152,8	305,6
6. Дополнительные эксплуатационные затраты (условно-переменные) на дополнительную добычу нефти, тыс. руб. по варианту I	-	-	189,0	283,5	472,5	945,0
Всего затрат, тыс. руб.
I вариант	-	-	85,0	127,6	212,6	425,2
II вариант	50,0	50,0	250,1	375,2	625,3	1250,6
9. Разница суммарных затрат между вариантами, тыс. руб.	50,0	50,0	165,1	247,6	412,7	825,4
10. Экономический эффект от использования новой технологии освоения скважин, тыс. руб. (стр. 4 - стр. 9)	-50,0	-50,0	-1454,9	2182,4	3637,3	7174,6
11. Экономический эффект с учетом коэффициента приведенных тыс. руб.	-55,0	-50,0	1322,6	1803,5	2732,7	5753,8

Таблица 21.4

Хозрасчетный экономический эффект от использования технологии освоения скважин с применением рецептуры перфорационной среды на водной основе

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	3-й	4-й	5-й
1. Дополнительная добыча нефти, тыс. т	27,0	40,5	67,5
2. Стоимость реализованной продукции (по цене 60 руб./т) тыс. руб.	1620	2430	4050
3. Дополнительные эксплуатационные, затраты на применение мероприятия НТП, тыс. руб.	165,1	247,6	412,7
4. Балансовая прибыль, тыс. руб. (стр. 2 - стр. 3)	1454,9	2182,4	3637,3
5. Суммарные выплаты из балансовой прибыли, тыс. руб.	509,2	763,8	1273,1
6. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб. (стр. 4 - стр. 5)	945,7	1418,6	2364,2

Пример 22

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОСТИ И ПЕРИОДА ВОЗВРАТА ЕДИНОВРЕМЕННЫХ ЗАТРАТ ПО МЕРОПРИЯТИЮ НТП «ЗАКАЧКА ГАЗА ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ»

1. Аннотация

Закачка газа высокого давления производится 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.

В соответствии с методикой расчета экономического эффекта и выбора наилучшего варианта (раздел 2) были проведены расчеты экономического эффекта при базовой (закачка воды) и предлагаемой технологии, показавшие эффективность данного мероприятия НТП. Затем на основании методических положений, изложенных в разделе 3, были проведены расчеты прибыли, остающейся в распоряжении предприятия (НГДУ), также подтвердившие хозрасчетную эффективность использования при разработке объекта закачки газа высокого давления.

2. Сравниваемые варианты

Исходные технико-экономические показатели принимаются на основе проекта разработки объекта с использованием имеющейся технологии и результатов расчета динамики этих показателей, представленных НГДУ проектной организацией.

3. Методика определения экономического эффекта от использования закачки газа высокого давления в нефтяные пласты

Длительность расчетного периода составляет 8 лет, в том числе 1-й год - НИР, 2 и 3 годы - промысловое строительство, 4 - 8 годы - реализация мероприятия до достижения экономического предела эксплуатации объекта. В качестве расчетного года выбран 3-ий год, предшествующий началу использования новой технологии разработки.

Капитальные вложения складываются из остаточной стоимости основных производственных фондов (добывающих скважин, оборудования скважин, элементов обустройства и т.д.), созданных до начала расчетного периода и привлекаемых для реализации данного мероприятия и дополнительных капитальных вложений, необходимых для осуществления закачки газа (затраты на строительство компрессорных станций, установок по закачке газа, газопроводов, оборудование скважин для закачки газа и пр.).

На основании калькуляции себестоимости добычи нефти рассчитаны текущие издержки (безамортизационных отчислений на реновацию) на добычу нефти.

Выручка от реализации продукции определена на основе товарной добычи нефти по годам расчетного периода и оптовых цен на нефть.

В таблице 22.1 приведены исходные данные, необходимые для определения коэффициента эффективности единовременных затрат.

Таблица 22.1

Исходные данные для расчета коэффициента эффективности и периода возврата единовременных затрат при использовании закачки газа высокого давления

Показатели	Годы
Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8
1. Единовременные затраты, всего, млн. руб. в том числе
затраты на НИР	0,01	-	-	-	-	-	-	-
капитальные вложения	-	150,0	60,0	-	-	-	-	-
2. Текущие издержки (без амортизационных отчислений на реновацию) на добычу нефти, млн. руб.	-	-	-	24,0	27,0	29,0	30,0	33,0
3. Выручка от реализации продукции, млн. руб.	-	-	-	88,0	90,0	91,0	90,0	88,0

В соответствии с 4.1 коэффициент эффективности единовременных затрат е определяется методом постепенных приближений. Изменяя значения е, рассчитываются значения функции до тех пор, пока оно не будет равно 0. Для данного примера имеем:

1) Пусть(1 + е) = (1 + 0,15) = 1,15.

Определим значение функции F:

- [0,01·1,15² + 150·1,15 + 60·1] = (64,0/1,15) + (63,0/1,32) + (62,0/1,52) + (60,0/1,75) + (55,0/2,01) - 0,013 - 172,5 - 60 = 55,6 + 47,7 + 40,8 + 34,3 + 27,4 - 0,013 - 172,5 - 60 = 205,8 - 232,5 = -26,7 млн. руб.

Значение F < 0, следовательно значение е = 0,15 завышено.

2) Пусть (1 + е) = (1 + 0,14) = 1,14

Определим значение функции F:

F = 64,0/1,14 + 63,0/1,30 + 62,0/1,48 + 60,0/1,69 + 55,0/1,93 - 0,13 - 171,0 - 60 = 56,1 + 48,5 + 41,9 + 35,5 + 28,5 - 0,013 - 171,0 - 60 = -20,5 млн. руб.

Значение F < 0, следовательно значение е = 0,14 завышено.

3) Зададимся следующими значениями е с шагом 0,01. При е = 0,13 и е = 0,12 получим F < 0.

Пусть (1 + е) = (1 + 0,11) = 1,11.

Определим значение функции F:

F = 64,0/1,11 + 63,0/1,23 + 62,0/1,37 + 60,0/1,52 +55,0/1,68 - [0,0123 + 166,2 + 60] = 57,6 + 51,2 + 45,3 + 39,5 + 32,7 - 0,0123 - 166,2 - 60 = 0.

Следовательно, е = 0,11 > Е_н, т.е. использование данного мероприятия с точки зрения народного хозяйства эффективно.

Коэффициент 0,11 действительно характеризует эффективность единовременных затрат, так как все они в рассматриваемом примере предшествуют получению результата и совпадают с авансированными затратами. Экономический смысл этого коэффициента может быть проиллюстрирован следующим образом.

Если коэффициент эффективности единовременных затрат равен 0,11, то будучи вложенными в народнохозяйственный оборот в периоды времени, соответствующими данным примера - конец первого, конец второго и конец третьего годов, эти средства вместе с получаемым эффектом их использования (0,11) к концу четвертого года должны составить (млн. руб.):

0,01 ´ 1,11³ = 0,01 ´ 1,37 = 0,014

150 ´ 1,11² = 150 ´ 1,23 = 184,5

60 ´ 1,11¹ = 60 ´ 1,11 = 66,6

0,014 + 184,5 + 60,0 = 251,1

В четвертом году в соответствии с данными примера получаемый результат осуществления единовременных затрат составляет 64 млн. руб. (выручка от реализации минус текущие затраты). Поэтому оставшаяся часть народнохозяйственных ресурсов, которая продолжает функционировать равна

251,1 - 64,0 = 187,1 млн. руб.

К концу пятого года вместе с получаемым эффектом их использования эти средства должны составить: 187,1 ´ 1,11 = 207,7 млн. руб.

Тогда за вычетом результата пятого года остающиеся функционировать средства составят: 207,7 - 63 = 144,7 млн. руб.

Соответственно, к концу шестого года:

144,7 ´ 1,11 = 160,6; 160,6 - 62,0 = 98,6 млн. руб.

а к концу седьмого:

98,6 ´ 1,11 = 109,5; 109,5 - 60 = 49,5 млн. руб.

Наконец, к концу восьмого года стоимостная величина функционирующих средств вместе с эффектом их использования составит: 49,5 ´ 1,11 = 55,0 млн. руб., т.е. ровно столько, сколько оцениваются в стоимостной форме результаты восьмого года в рассматриваемом примере: 88,0 - 33,0 = 55,0 млн. руб.

Таким образом, расчет коэффициента эффективности единовременных затрат показывает, что использование закачки газа высокого давления с народнохозяйственных позиций является целесообразным.

Определим период возврата единовременных затрат. В соответствии с 4.2 период возврата единовременных затрат определяется последовательным сложением величин до момента, пока получаемая сумма не сравняется с величиной единовременных вложений, приведенных к расчетному году, т.е.

1) Определим величину единовременных затрат, приведенных к расчетному году:

= 0,01·1,1² + 150·1,1 + 60·1 = 0,0121 + 165 + 60 = 225,01 млн. руб.

2) Определим накопленные величины левой части уравнения по годам расчетного периода, начиная с 4-го года:

4-й год 64,0/1,1 = 58,2 млн. руб. 225,01 млн. руб.

5-й год 58,2 + 63,0/1,33 = 110,3 млн. руб. 225 млн. руб.

6-й год 110,3 + 62,0/1,33 = 156,9 млн. руб. 225 млн. руб.

7-й год 156,9 + 60,0/1,46 = 198,0 млн. руб. 225 млн. руб.

8-й год 198,0 + 55/1,61 = 232,2 млн. руб. 225,01 млн. руб.

Таким образом, за 5 лет реализации мероприятия будет получен дисконтированный доход в сумме 232,2 млн. руб. Дисконтированные единовременные затраты на реализацию данного мероприятия составляют 225,01 млн. руб.

Следовательно, срок возврата единовременных затрат наступает в 8-ом году расчетного периода, в тот момент, когда годовой доход составит 43,5 млн. руб., а дисконтированный суммарный доход за период 198,0 + 43,5/1,61 = 225,01 млн. руб. Т.е. во второй половине 8-го расчетного года единовременные затраты на закачку газа высокого давления будут возмещены с одновременным получением нормативного эффекта - 0,1 за счет получения дохода от реализации продукции.

При равномерном в течение 8-го года получении дохода период возврата составляет 7 + 43,5 ´ 12/55,0 = 7,8 года.

Литература

1. Закон СССР о государственном предприятии (объединении). М.: Политиздат, 1987.

2. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса. Постановление ГКНТ и Президиума АН СССР от 3 марта 1988 г. № 60/52.

3. Методика определения оптовых цен на новую машиностроительную продукцию производственно-технического назначения. Постановление Госкомцен СССР от 30 октября 1987 г. № 760.

4. Методика определения оптовых цен на продукцию производственно-технического назначения сырьевых отраслей тяжелой промышленности. Постановление Госкомцен СССР от 16 декабря 1987 г. № 858.

5. О переводе научных организаций на полный хозяйственный расчет и самофинансирование. Постановление ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 30 сентября 1987 г. № 1102.

6. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности (РД 39-0147035-202-86). М.: МНП, 1986.

7. Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений (РД 39-01148052-547-87). М.: МНП, 1987.

8. Методические материалы по экономической оценке нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: МНП, 1985.

9. Методические материалы по вопросам работы научных организаций нефтяной промышленности в условиях полного хозрасчета и самофинансирования. М.: МНП, 1987.

10. Методика расчета энергетических затрат при термических методах повышения нефтеотдачи пластов (РД 39-0148290-202-85). М.: МНП, 1985.

11. Методические указания по определению экономической эффективности прямых связей. М.: Госплан СССР, 1987.

12. Сборник методических материалов для объединений, предприятий и организаций министерства нефтяной промышленности СССР, переведенных на полный хозяйственный расчет и самофинансирование. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

13. Прейскурант № 04-01-57. Оптовые цены предприятий министерства нефтяной промышленности СССР на нефть. М.: МНП, 1989.

СОДЕРЖАНИЕ

Раздел 1. Общие положения. 2

Раздел 2. Порядок расчета экономического эффекта мероприятия НТП и выбор наилучшего варианта. 5

Раздел 3. Отражение экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях. 9

Раздел 4. Анализ эффективности единовременных затрат. 11

Приложение 1. Информационное обеспечение расчетов. 12

Приложение 2. Схема проведения комплексной оценки эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. 13

Приложение 3. Схема проведения расчетов по отражению экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях предприятий и организаций нефтедобывающей промышленности (при нормативном распределении прибыли) 14

Приложение 4. Схема проведения расчетов по отражению экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях предприятий и организаций нефтяной промышленности (при нормативном распределении дохода) 14

Приложение 5. Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчетному году. 15

Приложение 6. Дифференцированные нормативы сроков обновления для бурового и нефтепромыслового оборудования. 15

Примеры расчетов. 18

Пример 1. Расчет экономического эффекта от применения метода увеличения нефтеотдачи пластов при паротепловом воздействии. 18

Пример 2. Расчет экономического эффекта от применения метода внутрипластового горения. 23

Пример 3. Расчет экономического эффекта от использования технологии применения ПАВ (неонол АФ-12) на нефтяном объекте. 27

Пример 4. Расчет экономического эффекта от разработки и применения ингибитора для борьбы с парафиноотложениями. 29

Пример 5. Расчет экономического эффекта от применения технологии глубокопроникающего гидроразрыва пласта при разработке нефтяного месторождения. 33

Пример 6. Расчет экономического эффекта от разработки и внедрения новой технологии сепарации нефти с легким углеводородным составом на концевой ступени. 35

Пример 7. Расчет экономического эффекта от применения струйных установок при эксплуатации добывающих скважин. 37

Пример 8. Расчет экономического эффекта от применения гибких полимерно-металлических труб (ГПМТ) при сооружении выкидных линий высокообводненных нефтяных скважин. 40

Пример 9. Экономическое обоснование создания и использования морской глубоководной стационарной платформы (МСП) для бурения и эксплуатации куста скважин. 45

Пример 10. Расчет экономического эффекта от применения промысловой энергетической блочной установки, работающей на попутном газе. 50

Пример 11. Расчет экономической эффективности использования при бурении скважин буровой установки «Уралмаш 6500 Э». 53

Пример 12. Расчет экономического эффекта от усовершенствования технологии бурения скважин гидравлическими забойными двигателями. 57

Пример 13. Расчет экономического эффекта от использования при бурении скважин долота Ш215, 9МЗ-ГВ-3. 60

Пример 14. Расчет экономического эффекта разработки и использования тампонажного армированного цемента ШПЦА-120. 63

Пример 15. Расчет экономического эффекта от применения новой технологии заканчивания скважин. 64

Пример 16. Расчет экономического эффекта от разработки и использования технологии приготовления бурового раствора, содержащего смазочную добавку на основе рыбожировых отходов. 65

Пример 17. Расчет экономического эффекта от производства и использования прибора гамма-плотномера-толщиномера скважинного СГДТ-НВ.. 68

Пример 18. Расчет экономического эффекта от применения усовершенствованной схемы переработки сырья на газоперерабатывающем заводе. 71

Пример 19. Расчет экономического эффекта от применения резервуара с плавающей крышей рвс-50000 м³ для хранения нефти. 72

Пример 20. Расчет экономического эффекта от применения блочных автоматизированных дистанционно-управляемых нефтеперекачивающих станций (НПС) на магистральных нефтепроводах. 74

Пример 21. Расчет экономического эффекта разработки и использования технологии освоения скважин с применением рецептуры перфорационной среды на водной основе. 77

Пример 22. Расчет коэффициента эффективности и периода возврата единовременных затрат по мероприятию НТП «закачка газа высокого давления в нефтяные пласты». 79

Литература. 82

Показатели	Годы расчетного периода
Показатели	1-4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	Итого
Годовая добыча нефти, млн. т.
I вариант	-	0,268	0,312	0,339	0,341	0,327	0,276	0,232	0,193	0,158	0,128	0,108	0,092	0,077	0,065	0,055	2,971
II вариант	-	0,523	0,590	0,692	0,844	1,022	1,225	1,400	1,400	1,400	1,400	1,400	1,400	1,400	1,270	1,105	17,071
I. Стоимостная оценка добычи нефти (P_t), млн. руб.
I вариант	-	16,06	18,72	20,34	20,45	19,62	16,56	13,91	11,57	9,48	7,68	6,48	5,52	4,62	3,9	3,3	178,23
II вариант	-	31,38	35,39	41,51	50,64	61,31	73,49	84,00	84,00	84,00	84,0	84,0	84,0	84,0	76,2	66,3	1024,22
II. Затраты на применение технологий разработки нефтяного объекта, млн. руб.
I вариант	59,5	29,87	30,59	31,25	31,63	32,47	13,89	11,7	11,48	10,95	10,42	10,32	10,32	10,3	10,3	-13,98	300,71
II вариант	65,10	37,56	39,81	41,84	44,08	45,94	51,39	48,54	56,73	39,1	39,79	39,36	31,43	27,15	26,91	-39,18	595,55
в т.ч.
1. Затраты на НИР, млн. руб.
II вариант	0,56
2. Основные фонды на начало расчетного периода, млн. руб.
I вариант	59,50	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	59,50
II вариант	65,56	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	65,56
3. Дополнительные капитальные вложения (Кт), млн. руб.
I вариант	-	22,30	22,39	22,47	22,52	22,60	3,89	1,79	1,76	1,69	1,61	1,57	1,57	1,57	1,57	1,57	130,87
II вариант	-	22,83	23,81	24,76	25,11	25,29	27,22	24,37	30,97	13,06	18,33	13,44	5,65	2,45	3,27	3,36	259,41
4. Остаточная стоимость основных фондов на конец расчетного периода, млн. руб.
I вариант (Л_t)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	24,57	24,57
II вариант	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	65,10	65,10
5. Текущие издержки, млн. руб. (И_t)
I вариант	-	7,57	8,20	8,78	9,11	9,87	10,00	9,91	9,72	9,26	8,81	8,75	8,75	8,73	8,73	8,72	134,91
II вариант	-	14,73	16,00	17,08	18,97	20,65	24,17	24,17	25,76	26,04	25,96	25,92	25,78	24,70	23,64	22,57	336,14
III. Экономический эффект (Э_т), млн. руб.
I вариант	-59,5	-13,79	-11,87	-10,91	-11,18	-12,85	2,67	2,21	0,09	-1,47	-2,74	-3,84	-4,8	-5,68	-6,4	17,28
II вариант	-66,1	-6,2	-4,42	-0,37	+6,56	15,37	22,1	35,46	27,27	44,9	44,21	44,64	52,57	56,85	49,29	105,48
Коэффициент приведения	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209	0,5645	0,5132	0,4665	0,4241	0,3855	0,3505	0,3186	0,2897	0,2633	0,2394
IV. Экономический эффект с коэфф. приведения, млн. руб.
I вариант	-59,5	-12,53	-9,81	-8,20	-7,63	-7,98	1,51	1,13	0,04	-0,62	-1,06	-1,35	-1,53	-1,64	-1,68	4,14	-106,71
II вариант	-66,1	-5,63	-3,67	-0,26	4,48	9,54	12,47	18,20	12,72	19,04	17,04	15,64	16,74	16,47	12,97	25,25	104,9

Расчетные показатели	Расчетный период (срок научной разработки + срок службы трубопровода)
	Годы научной разработки ГПМТ			Годы использования мероприятия
	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-а	13-й	Итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1. Коэффициент приведения по фактору времени (a_t)	1,21	1,1	1,0	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209	0,5645	0,5132	0,4665	0,4241	0,3855
2. Годовой объем применения ГПМТ (А_t), км (период эффективного использования)	-	-	-	50	100	150	200	300	400
3. Число замен стального трубопровода за срок службы трубопровода из ГПМТ				1-я замена		2-я замена		3-я замена		4-я замена		5-я замена		10 : 2 = 5 замен
4. Стоимостная оценка результата работы (экономия в затратах на 1 км ГПМТ за вес срок службы - 10 лет), тыс. руб. (стр. 4.1 + стр. 4.2) в том числе:				10,2		8,6		7,1		5,8		4,7		36,4
4.1. стоимость замененных трубопроводов				8,6 ´ 0,9091 - 0,6 ´ 0,8284 = 7,3		8,6 ´ 0,7513 - 0,6 ´ 0,6830 = 6,1		8,6 ´ 0,6209 - 0,6 ´ 0,5645 = 5,0		8,6 ´ 0,5132 - 0,6 ´ 0,4665 = 4,1		8,6 ´ 0,4241 - 0,6 ´ 0,3855 = 3,4		25,9
4.2. Экономия эксплуатационных издержек за счет снижения числа отказов и выплаты штрафных санкций из-за коррозии трубопровода				(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,9091 = 1,5	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,8264 = 1,4	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,7513 = 1,3	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,6830 = 1,2	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,6209 = 1,1	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,5645 = 1,0	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,5132 = 0,9	(0,3 ´ 4 + 0,5 ´ 0,4665 = 0,8	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,4241 = 0,7	(0,3 ´ 4 + 0,5) ´ 0,3855 = 0,6	10,5
5. Затраты на 1 км трубопровода, тыс. руб.: (стр. 5.1 + стр. 5.2) в том числе:			17,1 = (16,6 + 0,5)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	17,1
5.1. на проведение научных исследований (стр. 1 ´ стр. 2), всего	1,21 ´ 150 = 182	1,1 ´ 180 = 198	1,0 ´ 230 = 230
- в среднем на 1 км трубопровода	610 : (50 + 100 + 150 + 200 + 300 + 400) = 0,5
5.2. Стоимость сооружения трубопровода из ГПМТ				18,3 ´ 0,9091 = 16,6
6. Экономический эффект, тыс. руб. (стр. 4 - стр. 5)
- на 1 км трубопровода	Э = 36,4 - 17,1 = 19,3
- на годовой объем применения (стр. 2 ´ стр. 6)				965	1980	2895,0	3860,0	5790	7720