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_tк 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_бt) и расчетной (DН_рt) прибыли (при использовании 1-ой формы хозрасчета):

±DН_t = ±DН_бt ± DН_рt,                                                  (15)

где:   ±DН_бt = DН_фt ± DН_трt ± DН_бкt

DН_фt - изменение платы за производственные фонды;

DН_трt - изменение платы за трудовые ресурсы;

DН_бкt - изменение платы за краткосрочный банковский кредит;

±DН_рt = DН_гt ± DН_мt

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

DН_мt - 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_аt по мероприятию НТП определяются как превышение единовременных затрат К_t над результатом P_t^*

З_аt = 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.

Б. Коэффициент ,

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

Приложение 6

Дифференцированные нормативы сроков обновления для бурового и нефтепромыслового оборудования

*) 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].

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

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

Таблица 1.3

Основные показатели энергетической эффективности разработки залежи

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

Таблица 1.5

Отражение экономического эффекта в хозрасчетных показателях предприятия

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

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

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

Таблица 2.4

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

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

Таблица 2.6

Расчет дополнительных капитальных вложений для применения метода ВГ

Таблица 2.7

Расчет остаточной стоимости основных производственных фондов на конечный год расчетного периода

Таблица 2.8

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

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

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.

Таблица 3.1.

Технико-экономическое обоснование использования технологии с закачкой ПАВ на нефтяном объекте

Таблица 3.2

Хозрасчетный экономический эффект от использования технологии закачки ПАВ в НГДУ

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

Таблица 4.2

Технико-экономическое обоснование создания и использования нового ингибитора

Таблица 4.3

РАСЧЕТ
остаточной стоимости основных производственных фондов на конец расчетного периода

Таблица 4.4

Хозрасчетный экономический эффект от производства нового ингибитора у предприятия-изготовителя

Таблица 4.5

Хозрасчетный экономический эффект от применения нового ингибитора у потребителя

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

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

Таблица 5.3

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

Таблица 5.4

Хозрасчетный эффект от внедрения глубокопроникающего гидроразрыва пласта

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

Таблица 6.2

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

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

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

Таблица 7.2

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

^*) 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

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

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