Файл: Экономическое обоснование путей повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий для подготовки студентов очной и заочной формы обучения.doc

Цель работы: освоить методику расчета экономической эффективности работ по изменению режима работы скважин, оборудованных насосами
Методика расчета экономического эффекта от изменения режимов работы скважин, оборудованных насосами
Изменение режима работы скважин, оборудованных насосами, как правило, заключается:

в замене приводов для СШН со станков-качалок на цепные с соответствующим подбором режима работы для них;
в замене подземного оборудования для ЭЦН с соответствующим подбором режима работы для них.

Экономический эффект от данных мероприятий предполагается получить за счет прироста добычи нефти и экономии удельных затрат на электроэнергию на подъём продукции скважин (для ШСН).

1 Основным показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта. Он определяется на всех этапах оценки мероприятия как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов:
Э_мер = Р_мер – З_мер , (28)
где Э_мер – показатель экономического эффекта, руб.;

Р_мер– стоимостная оценка результатов мероприятия, руб.;

З_мер– стоимостная оценка совокупных затрат ресурсов, руб.

2 Годовой прирост добычи нефти в результате проведенного мероприятия

, (29)

где q – суточный прирост добычи нефти, т/сут;

К_э – коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.;

К_кр – коэффициент кратности, д. ед.
К_кр = 12  (1 – k) , (30)
где k – темп снижения среднего дебита нефти одной скважины, д.ед.
3 Стоимостная оценка результатов мероприятия рассчитывается по формуле
Р_мер = Q Ц ± N, (31)

где Ц – цена одной тонны нефти, руб./т.

N – изменение затрат, связанных с платой за установленную

мощность, руб.

4 Затраты на проведение мероприятия определяются по формуле

, (32)
где З_рем– затраты на проведение ремонта, по смене скважинного

оборудования, руб.;

З_доп – затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, руб.;

К – изменение капитальных затрат, связанное со сменой

оборудования, руб.;

5 Изменение платы за установленную мощность рассчитывается по формуле

, (33)
где N_2i, N_2i – мощность, потребляемая электродвигателем привода i

скважины после и до замены оборудования, кВт;

Ц_эл – тариф 1 кВт энергии, руб./год;

n – количество скважин, скв.

6 Капитальные затраты, связанные со сменой оборудования скважин, рассчитываются по формулам

6.1 для ШСН:

, (34.1)
где Ц_цпi– цена цепного привода для насоса для i-й скважины;

Ц_насi – цена скважинного насоса для i-й скважины (при условии,

что насос прежнего диаметра необходимо заменить по

технологическим причинам);

Ц_ш2i, Ц_ш1i– цена погонного метра штанги i-й скважины после и до

замены, руб./м.;

L_ш2i, L_ш1i– длина штанг i-й скважины после и до замены, м;

Ц_НКТ2i, Ц_НКТ1i– цена погонного метра НКТ i-й скважины после и до

замены, руб./м.;

L_НКТ2i, L_НКТ1i– длина НКТ i-й скважины после и до замены, м.
6.2 для ЭЦН:

,(34.2)
где Ц_K₁_i , Ц_K₂_i – цена погонного метра кабеля i-й скважины до и после

замены соответственно, руб./м;

L_К1_iL_К2_i – длина кабеля i-й скважины до и после замены

соответственно, м;

Ц_Н1_i Ц_Н2_i – цена насоса i-й скважины до и после замены

соответственно, руб.;

Ц_ДВ1_iЦ_ДВ2_i– цена электродвигателя i-й скважины до и после

замены соответственно, руб.

7 Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти рассчитываются по формуле
З_доп= Q З_уп, (35)
где З_уп– условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.

8 Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования определяются по формуле
З_рем = С_ч t  n , (36)
где С_ч– стоимость 1 часа ремонта, руб./ч.;

t – средняя продолжительность ремонта по смене насоса, час.

9 Себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия рассчитывается по формуле
, (37)
Q₂ = Q₁+Q, (38)
где А – изменение ежегодных амортизационных отчислений за счет

экономии капиталовложений, руб.

10 Прирост прибыли от реализации мероприятия определяется по формуле
ВП = (Ц – С₂) Q₂– (Ц – С₁) Q₁, (39)
где С₁, С₂– себестоимость одной тонны нефти до и после внедрения

мероприятия соответственно, руб./т;

Q₁,Q₂– добыча нефти до и после внедрения мероприятия, т.

11 Изменение ежегодных амортизационных отчислений за счет экономии капиталовложений находится по формулам

11.1 для ШСН:

,(40.1)
где Ц_цп – цена цепных приводов для насосов по всем скважинам, руб.;

Н_Ацп– норма амортизации цепного привода, %;

Ц_нас – цена насосов для всех скважин, руб.;

Н_Анас– норма амортизации СШН, %;

Ц_ш2, Ц_ш1– цена штанг по всем скважинам после и до замены,

руб.;

Н_Аш– норма амортизации штанг, %;

Ц_НКТ2, Ц_НКТ1– цена НКТ после и до замены оборудования всех

скважин, руб.;

Н_АНКТ– норма амортизации НКТ, %.
11.2 для ЭЦН:

,(40.2)

где Ц_К1 , Ц_К12

– стоимость кабеля по всем скважинам до и после

замены соответственно, руб.;

Ц_{ДВ1 ,}S_ДВ2– стоимость электродвигателей по всем скважинам до

и после замены соответственно, руб.;

Н_АК , Н_АДВ – норма амортизации соответственно кабеля и

электродвигателя, %.

12 Налог на дополнительное имущество находится по формуле

, (41)
где н_им– ставка налога на имущество, %.

13 Налог на дополнительную прибыль находится по формуле

, (42)

где н_пр– ставка налога на прибыль, %.

14 Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, находится по формуле

. (43)

Пример расчета экономической эффективности от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ
В результате изменения технологического режима работы 15 скважин путём замены станков-качалок на цепные приводы с соответствующим подбором их режима работы предполагается получить среднесуточный прирост добычи нефти на одной скважине на уровне 3,65 т/сут (темп снижения добычи нефти для одной скважины составляет 1,1%). Коэффициент эксплуатации скважин составляет 0,99. Годовая добыча нефти до мероприятия составляет 834,8 тыс. т. Цена реализации равна 2950 руб./т. Себестоимость добычи одной тонны нефти до мероприятия равна 1138 руб./т, в том числе условно-переменные затраты – 396,8 руб./т.

Другие исходные данные для расчета экономического эффекта от оптимизации 15 скважин, оборудованных ШСНУ, приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатель	Значение
1 Налог на имущество, %	2
2 Налог на прибыль, %	24
3 Средняя стоимость одного часа ремонта, руб./ч	1570
4 Средняя продолжительность ремонта по смене ШСН бригадой ТРС, ч	48
5 Стоимость и количество цепных приводов, руб.: ЦП 40-3-0,5/2,5 (5 штук) ЦП 60-3-0,5/2,5 (5 штук) СКН-5 СКН-6 СК-6 UP-12T ОПНШ-30	260000 270000 345600 366000 380000 410000 350000
5 Стоимость насосов, руб.: НСВ1- 32 НСВ1- 38 НСВ1- 44 НСВ1- 57	7222 8558 9140 9820
6 Стоимость НКТ, руб./м	228
7 Длина НКТ всех скважин после оптимизации, м	11830
8 Длина НКТ всех скважин до оптимизации, м	12042
9 Стоимость штанги, руб./м	180
10 Длина штанг всех скважин после оптимизации, м	18981
11 Длина штанг всех скважин до оптимизации, м.	19717
12 Стоимость установленной мощности за 1 кВт в год, руб.	7700

Продолжение таблицы 5

Показатель	Значение
13 Потребляемая мощность после оптимизации всех скважин, кВт	703
14 Потребляемая мощность до оптимизации всех скважин. кВт	1176
15 Норма амортизации, %: НКТ штанг цепного привода насоса	12,0 13,6 10,0 5,0

1 Годовой прирост по добыче нефти в результате проведенного мероприятия определим по формуле (29):

;

К_кр = 12  (1 – 0,011) = 11,87.
2 Изменение платы за электроэнергию определяются по формуле (33):
N = (1176 кВт – 703 кВт)  7700 руб./кВт = 3650488 руб.
3 Стоимостная оценка результатов мероприятия рассчитывается по формуле (31):
Р_мер= 2950 руб./т 19575 т + 3650488 руб. = 61396738 руб.
4 Капитальные затраты складываются из затраченных средств на покупку цепных приводов, насосов, НКТ и штанг. Определим

по формуле (34):

.
5 Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, определяются по формуле (35):
З_доп= 19575 т  396,8 руб./т = 7767360 руб.
6 Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования находятся по формуле (36):
З_рем = 1570 руб./ч  48 ч  15 скв = 1130400 руб.
7 Затраты на мероприятие определяем по формуле (32):
З_мер= 7767360 руб. + 1130400 руб. + 4717156 руб. = 13614916 руб.
8 Экономический эффект мероприятия находим по формуле (28):
Э_мер= 61396738 руб. – 13614916 руб. = 47781822 руб.
9 Изменение ежегодных амортизационных отчислений рассчитаем по формуле (40):

.
10 Себестоимость добычи одной тонны нефти после проведения мероприятия находим по формуле (37):
С₂ = (1138 руб./т * 834800 т + 7767360 руб. + 1130400 руб. + 475715,6 руб.) /

/ (834800 т + 19575 т) = 1118,63 руб./т.
11 Прирост прибыли от реализации мероприятия определим по формуле (39):

12 Налог на имущество определим по формуле (41):

13 Налог на дополнительную прибыль найдем по формуле (42):

.
14 Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, определим по формуле (43):

Результаты расчета экономической эффективности от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ, приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Результаты расчета экономической эффективности от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ, тыс. руб.

Показатель	Значение
1 Количество оптимизируемых скважин, шт.	15
2 Годовой прирост добычи нефти, т	19575,00
3 Прирост выручки от реализации дополнительно добытой нефти	57746,25
4 Затраты на проведение мероприятия	13614,92
5 Экономия затрат на электроэнергию	3650,49
6 Экономический эффект	47781,82
7 Изменение амортизационных отчислений	475,72
8 Бюджетная эффективность (отчисления налога на прибыль и налога на имущество)	12556,30
7 Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия	39462,85
8 Снижение себестоимости добычи нефти, руб./т	19,37

Вывод: В результате изменения работы 15 скважин путём замены станков-качалок на цепные приводы с соответствующим подбором технологического режима их работы, себестоимость добычи одной тонны нефти уменьшилась с 1138 руб./т до 1118,63 руб./т, т.е. на 19 рублей 37 копеек за одну тонну добываемой нефти. Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, составил более 39 миллионов рублей. Показатель экономического эффекта составил более 47 миллионов рублей, а бюджетная эффективность – 12,56 миллионов рублей. На основании вышеизложенных расчетов экономической эффективности можно считать целесообразным проведение замены оборудования ШСНУ по всему фонду скважин.

Пример расчета экономической эффективности от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН
Анализ работы скважин предприятия показал, что на 9 скважинах целесообразна смена технологического режима работы. Исходные данные для расчета экономического эффекта от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, приведены в таблице 7 – 8.
Таблица 7 – Исходные данные для расчета экономического эффекта

Показатель	Значение
1 Средняя стоимость одного ремонта, руб.	72050
2 Коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, д. ед.	0,91
3 Стоимость УЭЦН, руб.: УЭЦН 50 УЭЦН 125 УЭЦН 200 УЭЦН 250	201030 219320 230940 250765

Продолжение таблицы 7

Показатель	Значение
4 Стоимость ПЭД, руб.: ПЭД 22 ПЭД 45 ПЭД 63	33600 49500 142500
5 Стоимость НКТ, руб./м.	204
6 Стоимость кабеля, руб./м.	52
7 Норма амортизации, %: насоса НКТ кабеля ПЭД	11,0 12,0 13,6 12,0
8 Годовая добыча нефти до мероприятия, т	1110500
9 Цена реализации 1 тонны нефти, руб./т	1520
10 Себестоимость добычи нефти, руб./т в т.ч. условно-переменные затраты, руб./т	430 202,4
11 Налог на прибыль, %	24
12 Налог на имущество. %	2
13 Среднесуточный прирост добычи нефти на одной скважине, т/сут.	49,75
14 Темп снижения среднего дебита по нефти, %	2,30

Таблица 8 – Стоимостная оценка затрат, необходимых для покупки

нового оборудования для скважин

Скважина	Дополнительная добыча нефти, т/сут	До оптимизации				После оптимизации
Скважина	Дополнительная добыча нефти, т/сут	Стоимость насоса, руб.	Стоимость НКТ, руб.	Стоимость кабеля, руб.	Стоимость ПЭД, руб.	Стоимость насоса, руб.	Стоимость НКТ, руб.	Стоимость кабеля, руб.	Стоимость ПЭД, руб.
1	2,88	201030	298248	76024	33600	201030	285600	72800	33600
2	13,86	219320	288048	73424	49500	230940	272136	69368	49500
3	5,16	219320	308048	78520	49500	230940	297024	75712	49500
4	9,88	219320	304572	77636	49500	230940	315792	80496	49500
5	1,26	201030	374544	95472	33600	201030	369036	94068	33600
6	7,04	201030	314160	80080	33600	201030	304164	77532	33600
7	2,55	230940	303144	77272	49500	250765	272748	69524	142500
8	2,72	219320	311508	79404	49500	230940	287028	73164	49500
9	4,4	201030	366384	93392	33600	201030	376992	96096	33600
Итого	49,75	1912340	2868654	731224	381900	1978645	2780520	708760	474900

1 Годовой прирост добычи нефти в результате мероприятия по формуле (29):

Q = 49,75 т/сут.  30,4 сут.  0,91  11,72 = 16130,05 т.

К_кр = 12  (1 – 0,023) = 11,72.

2 Стоимостная оценка результатов мероприятия рассчитывается по формуле (31):

Р_мер = 16130,05 т  1520 руб./т = 24517676 руб.
3 Капитальные затраты складываются из цены на НКТ, кабель, насос, ПЭД по формуле (34):
К = (1978645 руб. + 2780520 руб. + 708760 руб. + 474900 руб.) –

– (1912340 руб. + 2868654 руб. + 731224 руб. + 381900 руб.) = 48707 руб.
4 Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, определяются по формуле (35):
З_доп= 202,4 руб/т * 16130,05 т = 3264722,12 руб.
5 Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования находятся по формуле (36):
З_рем= 72050 руб. * 9 скв. = 648450 руб.
6 Затраты на мероприятие определяются по формуле (32):
З_мер= 3264722,1 руб. + 648450 руб. + 48707 руб. = 3961879,1 руб.
7 Экономический эффект мероприятия находится по формуле (28):
Э_мер= 24517676 руб. – 3961879,1 руб. = 20555796,9 руб.
8 Изменение ежегодных амортизационных отчислений рассчитывается по формуле (40):
А = (708760 руб. – 731224 руб.) 0,136 + (2780520 руб. – 2868654 руб.)  0,12 +

+ (1978645 руб. – 1912340 руб.)  0,11 + (474900 руб. – 381900 руб.)  0,12 =

= 4822 руб.
9 Себестоимость добычи одной тонны нефти после проведения мероприятия находится по формуле (37):
С₂=(430 руб./т 1110500 т + 3264722,1 руб. + 648450 руб. + 4822 руб.) /

/ (1110500 т + 16130,05 т) = 427,3 руб./т.
10 Прирост прибыли от реализации мероприятия определяется по формуле (39):
ΔВП=(1520 руб./т – 427,3 руб./т)  (1110500 т + 16130,05 т) –

– (1520 руб./т – 430 руб./т)  1110500 т = 20623655,6 руб.
11 Налог на имущество определим по формуле (41):

12 Налог на дополнительную прибыль найдем по формуле (42):

13 Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, определим по формуле (43):

Результаты расчета экономической эффективности от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, приведены в таблице 9.
Таблица 9 – Результаты расчета экономического эффекта от изменения технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, тыс. руб.

Показатель	Значение
1 Дополнительная добыча нефти, т.	16130,05
2 Количество оптимизируемых скважин, скв	9
3 Капитальные затраты	48,71
4 Затраты на дополнительную добычу нефти	3264,72
5 Затраты на проведение ремонта	648,450
6 Затраты на проведение мероприятия	3961,88
7 Себестоимость до мероприятия, руб./т	430,00
8 Себестоимость после мероприятия, руб./т	427,30
9 Экономический эффект	20555,80
10 Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия	15673,24

Вывод: После изменения режима работы девяти скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов, себестоимость одной тонны нефти уменьшилась на 2 рубля 70 копеек за тонну добываемой нефти; прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, увеличилась на 15,673 млн руб. Показатель экономического эффекта составил более 20 млн руб. при капиталовложениях 48,71 тыс. руб.

На основании вышеизложенного, проведение замены оборудования по добывающему фонду скважин нефтегазового месторождения предприятия, оборудованных УЭЦН, считается целесообразным.

Исходные данные

Исходные данные для расчета экономической эффективности работы скважин, оборудованных насосами, по вариантам приведены в таблице 10. Ставки налогов, нормы амортизации, стоимость сменяемых насосов, цепных приводов и электродвигателей применять на уровнях, указанных в вышеизложенных примерах расчета.

Вариант 1: применяются 6 единиц цепных приводов типа ЦП 40-3-0,5/2,5 и по одной типа ЦП 60-3-0,5/2,5, СКН-5, СКН-6, СК-6, UP-12T, ОПНШ-30 и 4 насоса типа НСВ1- 32, НСВ1- 38, НСВ1- 44 и НСВ1- 57

Вариант 2: применяются 2 единицы цепных приводов типа ЦП 40-3-0,5/2,5; 5 единиц типа ЦП 60-3-0,5/2,5 и по одной СКН-5, СКН-6 и СК-6, а также по 2 насоса типов НСВ1- 32 и НСВ1- 38.

Вариант 3: применяются 3 единицы цепных приводов типа ЦП 40-3-0,5/2,5; 3 единицы типа ЦП 60-3-0,5/2,5 и по одной СК-6, UP-12T, ОПНШ-30, а также по 3 насоса типов НСВ1- 32, НСВ1- 44 и НСВ1- 38.

Вариант 4: применяются по одной единицы цепных приводов типа СКН-5, СКН-6, СК-6, UP-12T, ОПНШ-30; а также 2 насоса типов НСВ1- 32 и НСВ1- 57.

Вариант 5: применяются 3 единицы цепных приводов типа ЦП 60-3-0,5/2,5ЦП и по одной типа СКН-5, СКН-6, СК-6, UP-12T, а также 4 насоса типа НСВ1- 32, НСВ1- 38, НСВ1- 44 и НСВ1- 57.

Вариант 6:на 4 скважинах насос УЭЦН 50 сменяется на УЭЦН 125, на 2 скважинах УЭЦН 200 – на УЭЦН 250, на 5 скважинах УЭЦН 125 – на УЭЦН 250. Кроме того, ПЭД 22 сменяется на ПЭД 45 на 8 скважинах, а на 3 скважинах ПЭД 63 заменяется ПЭД 22.

Вариант 7:на 5 скважинах насос УЭЦН 125 сменяется на УЭЦН 200, на 4 скважинах УЭЦН 200 – на УЭЦН 250, на 5 скважинах УЭЦН 125 – на УЭЦН 250. Кроме того, ПЭД 22 сменяется на ПЭД 63 на 10 скважинах, а на 4 скважинах ПЭД 63 заменяется ПЭД 45.

Вариант 8:на 3 скважинах насос УЭЦН 50 сменяется на УЭЦН 200, на 2 скважинах УЭЦН 200 – на УЭЦН 125, на 5 скважинах УЭЦН 125 – на УЭЦН 250. Кроме того, ПЭД 22 сменяется на ПЭД 63 на 4 скважинах, а на 6 скважинах ПЭД 45 заменяется ПЭД 22.

Вариант 9:на 2 скважинах насос УЭЦН 50 сменяется на УЭЦН 125, на 2 скважинах УЭЦН 200 – на УЭЦН 250, на 4 скважинах УЭЦН 125 – на УЭЦН 250. Кроме того, ПЭД 22 сменяется на ПЭД 45 на 3 скважинах, а на 5 скважинах ПЭД 63 заменяется ПЭД 22.

Вариант 10:на 4 скважинах насос УЭЦН 125 сменяется на УЭЦН 200, на 2 скважинах УЭЦН 200 – на УЭЦН 250. Кроме того, ПЭД 22 сменяется на ПЭД 63 на 1 скважине, а на 5 скважинах ПЭД 63 заменяется ПЭД 45.