Вариант 4

1. Понятие основных фондов, их классификация. Структура основных производственных фондов. Показатели эффективности использования основных фондов предприятия.

2. Проблемы и перспективы развития ТЭК Российской Федерации.

3. Производительность труда и методы её измерения в нефтегазовом производстве.

Задача 1.

В нефтегазодобывающем управлении планируется провести соляно-кислотные обработки на трех скважинах. Суммарный среднесуточный дебит по трем скважинам до проведения мероприятия 27 т/сут, а после проведения – 50 т/сут. Обработка скважин проводится равномерно в течение года. Коэффициент эксплуатации скважин 0,985.

Продолжительность проведения СКО на одной скважине –15 часов, стоимость одного вахто-часа бригады капитального ремонта скважины 5100 руб. Себестоимость добычи 1 т нефти до проведения СКО в НГДУ 7200 руб., цена 1 т нефти без НДС 9500 руб. Удельный вес условно-переменных затрат в себестоимости добычи 1 т нефти 85 %.

Ставка налога на прибыль 20 %.

Определить показатели эффективности соляно-кислотной обработки скважин:

- приток денежных средств;

- отток денежных средств;

- прибыль от продаж;

- чистую прибыль.

Вариант 5

1. Понятие оборотных фондов и фондов обращения. Состав и структура оборотных средств на предприятии.

2. Производительность труда и методы её измерения в нефтегазовом производстве. Пути повышения производительности труда на буровых предприятиях.

3. Оценка эффективности инновационных проектов в нефтегазовом производстве.

Задача 1.

Определить годовой экономический эффект разработки и использования новой технологии вскрытия продуктивного пласта с применением специального бурового раствора и режима промывки по исходным данным, приведенным в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Технико-экономические показатели базовой и новой технологии вскрытия продуктивного пласта

№ п/п	Показатели	Вариант
		Базовый	новый
1	Глубина скважины, м	4000	4000
2	Время освоения скважины, сутки	30	20
3	Фактическое время эксплуатации по новому варианту в среднем одной скважины, сут.	-	180
4	Среднесуточный дебит нефти на 1 скважину, т	8,9	9,8
5	Себестоимость одного часа эксплуатации буровой установки при освоении скважины, руб./час.	16799*0,6 =10079,4
6	Условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти (затраты на электроэнергию, перекачку, деэмульсацию, искусственное воздействие на пласт, налог на добычу полезных ископаемых), руб./т	6120	6120
7	Цена 1 т нефти, руб./т	-	9500
8	Годовой объем внедрения, скважин		15
9	Затраты на материалы и химреагенты, расходуемые в процессе вскрытия продуктивного пласта, и их транспортировку, руб.	3318188	2169255
10	Предпроизводственные затраты в расчете на 1 скважину, руб.		40000

Методические указания к решению задачи

Стоящие перед заканчиванием скважин задачи определяют следующие эффектообразующие показатели, учитываемые при определении эксплуатационных затрат:

- экономия времени в результате сокращения операций по заканчиванию скважин;

- экономия материальных, трудовых и энергетических затрат;

- дополнительная добыча нефти за счёт повышения продуктивности скважин.

Годовой экономический эффект от разработки и использования мероприятий в заканчивании скважин исчисляется по формуле:

, (3.8)

где С₄ – себестоимость часа эксплуатации буровой установки (с учётом понижающего коэффициента 0.6) по затратам, зависящим от времени, руб./ч.;

Т₁, Т₂ – среднее время испытания одной скважины по базовому и новому вариантам, час.;

М₁, М₂ – стоимость материалов и другие текущие затраты на скважину, не зависящие от времени, по базовому и новому вариантам, руб.;

Ц – цена 1 т нефти, руб.;

З_уп – условно-переменные затраты, приходящиеся на 1т добываемой нефти, руб.;

_∆Q – дополнительная добыча нефти на скважине от применения новой техники (технологии), т;

Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,15);

_∆К – дополнительные капитальные вложения, руб.;

А₂ – количество скважин, освоенных за год с применением новой техники (технологии).

Дополнительная добыча нефти (_∆Q) исчисляется по формуле:

, (3.9)

где q₁, q₂ – среднесуточные дебиты на скважину по месторождению соответственно до и после применения новой техники, т/сут.;

t₁, t₂ – фактическое время эксплуатации скважин в расчётном году по базовому и новому вариантам, сут.