3.5.3.Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування

Прибуток від видобування газу і газоконденсату визначається за формулою (1.1).

Ефективність проведення робіт з інтенсифікації видобування зумовлю­ється фактичним додатковим об’ємом видобутку продукту (газу, газоконденса­ту, нафти) і витратами на його видобування. Тоді прибуток від додатково видо­бутого продукту внаслідок проведення робіт з інтенсифікації визначається за формулою:

П = ΔQ(Ц – С_і), (1.22)

де П – прибуток від реалізації продукту як різниця між доходом (виручкою) від реалізації продукту в діючих цінах без податку на додану вартість (ПДВ) та ви­тратами підприємства на отримання і реалізацію продукту, грн; ΔQ – додатко­вий об’єм видобутку продукту, натуральні одиниці; Ц – оптова ціна одиниці продукту (без прямих відрахувань до бюджету у вигляді рентних платежів і податку на додану вартість), грн; С_і – фактична собівартість видобутку продукту з урахуванням витрат на проведення інтенсифікації, грн. на натуральну одини­цю продукту.

Фактична собівартість видобування продукту визначається за формулою:

(1.23)

де С₁ – фактична умовно-змінна собівартість видобування продукту за розра­хунковий період роботи свердловин, на яких впроваджено заходи з інтенсифі­кації, грн. на одиницю продукту; В₁ – фактичні витрати підприємства на отри­мання і реалізацію продукту, грн.

Фактична умовно-змінна частина собівартості видобування продукції по окремих свердловинах визначається за такими елементами витрат:

а) матеріальні витрати, у т. ч. додаткові матеріали, паливо, енергія, відра­хування на геологорозвідувальні роботи;

б) інші витрати, у т. ч. невиробничі (іноваційний фонд, фонд охорони пра­ці, плата за використання надр, відрахування на дороги) і позапромислові.

Оскільки облік фактичних матеріальних витрат по кожній свердловині не ведеться, то матеріальні витрати на експлуатацію окремої свердловини, де про­ведено інтенсифікацію, беруть на рівні середніх фактичних даних родовища, промислу або підприємства (в розрахунку на натуральну одиницю – 1000 м³ газу, тонну газоконденсату або нафти).

Задача 1.6. Розрахувати прибуток від впровадження у жовтні 1998 р. технології термодинамічного діяння на пласт у газоконденсатній свердловині № 9 Східно-Полтавського родовища. Вхідні дані для розрахунку подано в табл. 1.3.

Таблиця 1.3 – Вхідні дані для розрахунку прибутку до задачі 1.6.

Найменування	База	Нова техніка
Час ремонту свердловини на рік, діб Тривалість ремонту, діб Міжремонтний період, діб Проведено ремонтів на рік Витрати на один ремонт, грн Додатковий видобуток - газу, тис. м3, у тому числі лютий березень квітень травень червень - конденсату, т у тому числі лютий березень квітень травень червень Оптова ціна без податків - газу, грн/тис. м3 - конденсату, грн/т Собівартість видобування - газу, грн/тис. м3 лютий березень квітень травень червень - конденсату, грн/т лютий березень квітень травень червень	272 170 102 – 227877 – – – – – – – – – – – – 95,8 266,67	272 79 193 1 105896 4104 24 10 290 1680 2100 142 – – 10 59 73 95,8 266,67 15,56 19,99 26,64 22,44 23,34 86,83 79,64 70,06 80,48 77,22

Розв’язування. З метою виключення впливу результатів проведення інтенсифікації на собівартість видобування продукту, що призведе до погіршення результатів, у розрахунках беруться дані про фактичну собівартість за звітний період до впровадження технології. В якості бази порівняння взято дебіт свердловини до застосування в ній технології.

Прибуток від впровадження технології визначаємо таким чином:

а) по газу

тис. грн;

б) по газоконденсату

тис. грн;

в) разом від впровадження технології

П = П_г + П_к = 283,3+64,1 = 347,4 тис. грн.