- •Оценка коммерческой эффективности научно-технических мероприятий на нефтегазодобывающих предприятиях (продолжение)
- •3. Оценка коммерческой эффективности научно-технических мероприятий при разработке нефтяных и газовых месторождений
- •3.1. Эффективность проведения водоизоляционных работ
- •3.1.2 Методика расчета
- •3.1.2. Пример расчёта эффективности проведения водоизоляционных работ
- •Материалы для проведения мероприятия
- •3.2. Эффективность проведения соляно-кислотной обработки
- •3.2.1. Методика расчета
- •3.2.2. Пример расчета эффективности проведения соляно-кислотной обработки на скважинах нефтяного месторождения
- •3.3. Обработка скважин «сухим» газом, перевод скважин с постоянного на периодический газлифт
- •3.3.1. Состав расчета
- •3.3.2. Пример расчёта эффективности перевода скважин с постоянной на периодическую газлифтную эксплуатацию
- •Исходные данные по газлифтным скважинам за год
- •3.4. Выбор оборудования для эксплуатации скважин
- •3.4.1.Состав расчета
- •3.4.2. Пример выбора насоса
- •3.5. Выбор реагента для глушения скважин
- •3.5.1. Методика расчета
- •3.5.2. Пример расчета эффективности применения нового реагента для глушения скважин
- •Затраты на хим. Реагенты
- •Затраты на спецтехнику
- •Затраты на оплату труда
- •Затраты на проведение мероприятия
- •3.6. Эффективность применения ингибитора коррозии
- •3.6.1. Методика расчета
- •3.6.2. Пример расчета эффективности применения ингибитора коррозии
- •Объемы добычи ув продукции
- •Смета затрат на капитальный ремонт
- •Затраты на хим. Реагенты
- •Годовые эксплуатационные расходы, тыс. Руб.
- •Расчет выручки от реализации, тыс. Руб.
- •Финансовые потоки, тыс. Руб.
- •3.7. Эффективность проведения грп
- •3.7.1. Методика расчета
- •3.7.2. Пример расчета эффективности проведения грп
- •Исходные данные
- •Сопоставление вариантов
- •3.8. Эффективность мероприятий по удалению и предотвращению от аспо в стволе скважин
- •3.8.1. Состав и методика расчета
- •Затраты на очистку нкт скребками в ручном режиме
- •Затраты на внедрение электронагревательного кабеля
- •Затраты на закачку теплоносителя (конденсата)
- •Затраты на очистку нкт скребками в автоматическом режиме
- •Затраты на очистку нкт путем электропрогрева нкт
- •3.8.2. Пример расчета при сравнении очистки скребками вручную и с помощью электронагревательного кабеля
- •Объемы добычи нефти
- •Расчет затрат на капремонт
- •Расходы на электроэнергию для кабеля
- •Расчет затрат на спуск скребка
- •Эксплуатационные затраты, тыс. Руб.
- •Показатели экономической эффективности, тыс. Руб.
- •3.8.3. Пример расчета при сравнении очистки скребками вручную и в случае закачки конденсата
- •Объемы добычи нефти
- •Расчет затрат на капремонт
- •Расчет затрат на спуск скребка
- •Расходы на обработку конденсатом
- •Эксплуатационные затраты, тыс. Руб.
- •Показатели экономической эффективности, тыс. Руб.
- •3.8.4 Пример расчета при сравнении очистки скребками и с использованием электропрогрева нкт
- •Исходные данные
- •Капитальные вложения, тыс. Руб.
- •Дополнительные эксплуатационные затраты
- •Расчет затрат на капремонт
- •Расчет эффективности, тыс. Руб.
- •3.8.5. Пример расчета при сравнении очистки скребками в автоматическом режиме и с использованием электронагревательного кабеля
- •Капитальные затраты и амортизационные отчисления на эку "Фонтан"
- •Затраты на тепловые обработки
- •Расчет заработной платы и есн
- •Затраты на электроэнергию, потребляемую удс и эку "Фонтан"
- •Затраты на материалы
- •Затраты на ремонт удс
- •Эксплуатационные затраты на дополнительную добычу нефти
- •Экономическая эффективность
- •4. Оценка технико-экономических показателей при проведении научно-исследовательских работ (нир)
- •4.1. Состав сметного расчета затрат на нир
- •4.2. Методика расчета статей основных расходов
- •4.3. Пример расчета расходов на проведение нир с помощью вычислительной техники
- •4.3.1. Цель проведения нир
- •4.3.2. Исходные данные для составления сметы затрат
- •4.3.3. Расчет сметы затрат
- •4.4. Пример расчета расходов на проведение нир с целью изучения газоконденсатной и продуктивной характеристики
- •4.4.1. Цель проведения нир
- •4.4.2. Расчёт затрат на электроэнергию и амортизационных отчислений при выполнении анализа исследований
- •4.4.3. Затраты на проведение комплексных газоконденсатных и газодинамических исследований
- •4.5. Пример расчета расходов на проведение нир в случае проведения промысловых исследований
- •5. Коммерческая оценка научно-технических мероприятий в производственных подразделениях по сбору, подготовке и транспорту углеводородной продукции
- •5.1. Определение экономически выгодного реагента для подготовки нефти
- •5.1.1. Методика расчета
- •5.2.2. Пример определения наиболее выгодного реагента для подготовки нефти
- •5.2. Расчет эффективности капитальных вложений на дооснащение станции подготовки нефти
- •5.2.1. Основные формулы и определения
- •5.2.2. Пример расчета эффективности капитальных вложений на дооснащение станции подготовки нефти диспергатором и смесителем
- •5.3. Обоснование коммерческой эффективности подготовки ловушечной нефти
- •5.4. Оценка эффективности системы сбора и подготовки нефти с учетом утилизации попутного газа
- •5.4.1. Затраты на утилизацию попутного газа
- •5.4.2. Пример оценки эффективности утилизации попутного газа на электростанциях
- •5.5. Расчет затрат на внутрипромысловый транспорт ув
- •5.5.1. Состав расчета
- •Расчет затрат на эксплуатацию нефтепровода
- •Расчет затрат на вывоз нефти автоцистернами
- •5.5.2. Пример расчета затрат на внутрипромысловый транспорт ув
- •Содержание
3.3. Обработка скважин «сухим» газом, перевод скважин с постоянного на периодический газлифт
3.3.1. Состав расчета
В данном разделе рассматривается экономическая эффективность закачки «сухого» газа в продуктивный пласт с целью улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны скважин и случаи перевода скважин с постоянного на периодический газлифт для качественного удаления жидкости с забоя скважин.
В результате проведения указанных мероприятий увеличивается объем добычи газа и конденсата, то есть по сравнению с первоначальным состоянием скважин получаем дополнительную добычу углеводородов и (или) сокращение объемов расходуемого энергетического газа, что необходимо отразить в исходных данных по каждой скважине.
Все расчеты выполнены в соответствии с разделом 2.
В эксплуатационных расходах учтены следующие основные статьи затрат:
Сырьё, топливо, основные и вспомогательные материалы;
Заработная плата;
Затраты на экологию;
Затраты на капремонт (при закачке газа в пласт);
Затраты на газлифт.
При определении показателей экономической эффективности проекта учтены следующие налоги и отчисления:
Единый социальный налог;
Отчисления на НИОКР;
Налог на добычу газа и конденсата;
НДС;
Налог на прибыль.
Экономическая эффективность определяется как разница в прибыли после и до обработки скважин «сухим» газом:
ΔП = П2 – П1 (3.4)
где П2 – прибыль после обработки; П1 – прибыль до обработки.
По результатам оценки эффективности проведения мероприятий делается вывод о целесообразности их дальнейшего применения.
3.3.2. Пример расчёта эффективности перевода скважин с постоянной на периодическую газлифтную эксплуатацию
Рассмотрим случай перевода скважин с постоянного на периодический газлифт. В качестве примера выбраны две газоконденсатные скважины № 158 и 194, на забоях которых скапливаются столбы жидкости (конденсата и воды)
Исходными данными являются объемы добычи газа и конденсата, объемы закачки энергетического газлифтного газа до и после мероприятия (таблицы 3.10 и 3.11).
Таблица 3.10
Исходные данные по газлифтным скважинам за год
|
Постоянный газлифт |
Периодический газлифт |
||||
№ СКВ. |
Объем газа, тыс. м3 |
Объем конденсата, т |
Объем газлифтного газа, тыс. м3 |
Объем газа, тыс. м3 |
Объем конденсата, т |
Объем газлифтного газа, тыс. м3 |
158 |
4340 |
0 |
3161 |
9796 |
335 |
3410 |
194 |
1054 |
0 |
0 |
3100 |
31 |
1860 |
Таблица 3.11
Исходные данные
Наименование параметров |
Единица измерения |
Значение |
Цена газа (без НДС) |
руб./тыс. м3 |
923 |
Цена конденсата (без НДС) |
руб./т |
4000 |
|
|
|
НОРМАТИВЫ капитальных ЗАТРАТ |
- |
- |
|
|
|
НОРМАТИВЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ |
|
|
Энергия |
руб./1000 м3 |
6,36 |
Цена метанола |
руб./т |
3150 |
Удельный расход метанола |
кг/1000 м3 газа |
0,05 |
Численность персонала на обсл. добыв. скв. |
чел./скв. |
4 |
Среднегодовая зарплата 1 работника |
тыс. руб./год |
120 |
Затраты на закачку газа |
руб./1000 м3 |
58,3 |
Прочие прямые затраты |
% |
30% |
|
|
|
НОРМАТИВЫ НА НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ в себестоимости |
|
|
ЕСН |
% |
26 |
Налог на добычу газа |
руб./1000 м3 |
135 |
Налог на добычу конденсата |
% |
17.5 |
НИОКР |
% |
4 |
|
|
|
НОРМАТИВЫ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ |
млн. руб./скв. год |
0.002 |
|
|
|
НОРМАТИВЫ НАЛОГОВ ИЗ ПРИБЫЛИ |
|
|
НДС |
% |
18 |
Налог на прибыль |
% |
24 |
Налог на имущество предприятий |
% |
2.2 |
Расчеты выполнены в соответствии с подразделом 2.3.
Выручка от реализации складывается из денежных поступлений от продажи газа и конденсата. В случае периодического газлифта возрастает количество добываемого газа и конденсата, что обеспечивает наибольшую выручку как по каждой скважине, так и в целом по группе (таблицы 3.12 и 3.13).
Таблица 3.12
Выручка от реализации (постоянный газлифт), млн. руб.
№ скважин
|
Объем реализ. газа, тыс. м3 |
Объем реализ. конденсата (тонн) |
Без ндс всего |
НДС
|
Всего
|
158 |
4340 |
0 |
4,006 |
0,721 |
4,727 |
194 |
1054 |
0 |
0,973 |
0,175 |
1,148 |
ИТОГО |
5394 |
0 |
4,979 |
0,896 |
5,875 |
Таблица 3.13
Выручка от реализации (периодический газлифт), млн. руб.
№ скважин
|
Объем реализ. газа (тыс. м3) |
Объем реализ. конденсата (тонн) |
Без НДС всего |
НДС
|
Всего
|
158 |
9796 |
335 |
10,381 |
1,869 |
12,249 |
194 |
3100 |
31 |
2,985 |
0,537 |
3,523 |
ИТОГО |
12896 |
366 |
13,366 |
2,406 |
15,772 |
Эксплуатационные затраты определены по статьям затрат с учетом расходов на закачку энергетического газа. В случае периодического газлифта сокращаются расходы на закачку газа, но возрастают прямые затраты связанные с объемами добычи, а так же налог на добычу газа и конденсата (НДПИ). Результаты расчетов приведены в таблицах 3.14 и 3.15.
Расчет чистой прибыли и чистого дохода по вариантам представлен в таблицах 3.16 и 3.17.
Видно, что при периодическом газлифте предприятие получит прибыль в размере 15,772 млн. руб., а при постоянном – эксплуатация скважин не рентабельна (или убыточна).
После перевода скважин с постоянного на периодический газлифт чистый доход составит 6,317 млн. руб.
Доход государства составит: по варианту с постоянным газлифтом – 1,953 млн. руб. (таблица 3.18); по варианту с периодическим газлифтом – 6,665 млн. руб. (таблица 3.19)
Сопоставление расчетных вариантов приведено в таблице 3.20. Наибольший эффект отмечается по скв. 158. Скв. 194 тоже характеризуется положительными показателями чистой прибыли и чистого дохода.
Таблица 3.14
Эксплуатационные затраты (постоянный газлифт), млн. руб.
№ скв
|
Вспомо- гатель- ные ма- териалы
|
Энергия
|
ЗП
|
Прочие
|
Итого прямых затрат
|
ЕСН
|
НИОКР
|
Налог на добычу
|
Итого налогов
|
Итого теку- щих затрат без аморт. отчислений
|
Амортиза- ционные отчисле- ния
|
Затраты на газлифт
|
Всего эксплуат затрат
|
||
газа |
конден. |
итого |
|||||||||||||
158 |
0,684 |
0,028 |
0,48 |
0,357 |
1,548 |
0,125 |
0,015 |
0,586 |
0,000 |
0,586 |
0,726 |
2,275 |
0,002 |
0,189 |
2,465 |
194 |
4,292 |
0,007 |
0,48 |
1,434 |
6,212 |
0,125 |
0,062 |
0,142 |
0,000 |
0,142 |
0,329 |
6,541 |
0,002 |
0,000 |
6,543 |
итого |
4,976 |
0,035 |
0,96 |
1,791 |
7,76 |
0,25 |
0,077 |
0,728 |
0,000 |
0,728 |
1,055 |
8,816 |
0,004 |
0,189 |
9,009 |
Таблица 3.15
Эксплуатационные затраты (периодический газлифт), млн. руб.
№ скв
|
Вспомо- гатель- ные ма- териалы |
Энергия
|
ЗП
|
Прочие
|
Итого прямых затрат
|
ЕСН
|
НИОКР
|
Налог на добычу
|
Итого налогов
|
Итого теку- щих затрат без аморт. отчислений |
Амортиза- ционные отчисле- ния |
Затраты на газлифт
|
Всего эксплуат затрат
|
||
газа |
конден. |
итого |
|||||||||||||
158 |
1,543 |
0,062 |
0,48 |
0,626 |
2,711 |
0,125 |
0,027 |
1,322 |
0,205 |
1,528 |
1,679 |
4,390 |
0,002 |
0,204 |
4,596 |
194 |
0,488 |
0,020 |
0,48 |
0,296 |
1,284 |
0,125 |
0,013 |
0,419 |
0,019 |
0,437 |
0,575 |
1,859 |
0,002 |
0,111 |
1,973 |
итого |
2,031 |
0,082 |
0,96 |
0,922 |
3,995 |
0,25 |
0,04 |
1,741 |
0,224 |
1,965 |
2,254 |
6,249 |
0,004 |
0,315 |
6,568 |
Таблица 3.16
Выручка и прибыль предприятия (постоянный газлифт), млн. руб
№ скважин
|
Выручка от реали- зации
|
НДС
|
Экспл. затраты с уч. аморт отчислен |
Налог на иму-щество
|
Балан- совая прибыль
|
Налог на прибыль
|
Чистая прибыль
|
Чистый денежный поток
|
158 |
4,727 |
0,721 |
5,270 |
0,0006 |
-1,263 |
0,000 |
-1,265 |
-1,263 |
194 |
1,148 |
0,175 |
1,046 |
0,0006 |
-0,074 |
0,000 |
-0,074 |
-0,072 |
итого |
5,875 |
0,896 |
6,317 |
0,0012 |
-1,339 |
0 |
-1,339 |
-1,335 |
Таблица 3.17
Выручка и прибыль предприятия (периодический газлифт), млн. руб.
№ скважин
|
Выручка от реали- зации
|
НДС
|
Экспл. затраты с уч. аморт отчислен |
Налог на иму-щество
|
Балан- совая прибыль
|
Налог на прибыль
|
Чистая прибыль
|
Чистый денежный поток
|
158 |
12,249 |
0,721 |
4,596 |
0,0006 |
6,932 |
1,664 |
5,268 |
5,270 |
194 |
3,523 |
0,175 |
1,973 |
0,0006 |
1,374 |
0,330 |
1,044 |
1,046 |
итого |
15,772 |
0,896 |
6,568 |
0,0012 |
8,306 |
1,994 |
6,313 |
6,317 |
Таблица 3.18
Доход государства (постоянный газлифт), млн. руб.
№ скважины |
НДС |
Налог на |
Налог на |
Налог на |
ЕСН |
НИОКР |
Всего |
|
|
добычу |
прибыль |
имущество |
|
|
|
158 |
0,721 |
0,586 |
0,000 |
0,0006 |
0,125 |
0,015 |
1,448 |
194 |
0,175 |
0,142 |
0,000 |
0,0006 |
0,125 |
0,062 |
0,505 |
ИТОГО |
0,896 |
0,728 |
0,000 |
0,0012 |
0,250 |
0,078 |
1,953 |
Таблица 3.19
Доход государства (периодический газлифт), млн.руб.
№ скважины |
НДС |
Налог на |
Налог на |
Налог на |
ЕСН |
НИОКР |
Всего |
|
|
добычу |
прибыль |
имущество |
|
|
|
158 |
1,869 |
1,528 |
1,664 |
0,0006 |
0,125 |
0,027 |
5,212 |
194 |
0,537 |
0,437 |
0,330 |
0,0006 |
0,125 |
0,013 |
1,443 |
ИТОГО |
2,406 |
1,965 |
1,994 |
0,0012 |
0,250 |
0,040 |
6,655 |
Таблица 3.20
Сопоставление показателей эксплуатации скважин
Показатели |
Единицы |
скв. 158 |
скв. 194 |
||
|
изм. |
постоянный |
периодический |
постоянный |
периодический |
Расчетный период |
год |
1 |
1 |
1 |
1 |
Объем реализации газа |
млн. м3 |
4340 |
9796 |
1054 |
3100 |
Объем реализации конденсата |
тонн |
0 |
335 |
0 |
31 |
Объём энергетического газа |
млн. м3 |
3161 |
3410 |
0 |
1860 |
Выручка от реализации (с НДС) |
млн. руб. |
4,727 |
12,249 |
1,148 |
3,523 |
НДС |
млн. руб. |
0,721 |
1,869 |
0,175 |
0,537 |
Эксплуатационные затраты |
млн. руб. |
2,465 |
4,596 |
6,543 |
1,973 |
Амортизационные отчисления |
млн. руб. |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
Налоги, относимые на финансовый результат |
млн. руб. |
0,722 |
0,722 |
0,176 |
0,176 |
Балансовая прибыль |
млн. руб. |
-1,263 |
6,932 |
-0,072 |
1,374 |
Налог на прибыль |
млн. руб. |
0,000 |
1,664 |
0,000 |
0,330 |
Чистая прибыль предприятия |
млн. руб. |
-1,263 |
5,268 |
-0,072 |
1,044 |
Чистый денежный поток |
млн. руб. |
-1,261 |
5,270 |
-0,070 |
1,046 |
Доход государства |
млн. руб. |
1,448 |
5,212 |
0,505 |
1,443 |
Таким образом, перевод скважин с периодического газлифта на постоянный позволит, сократить убытки, повысить доход предприятия и продлить срок эксплуатации скважин, а также увеличить коэффициент извлечения углеводородов.