Сопоставление коммерческих показателей

Наиболее экономичным по эксплуатационным затратам является насос НСН–2-56 3402,47 тыс. руб. против 3498,74 тыс. руб. при использовании насоса НСН–2–43.

По коммерческим показателям эффективности можно сказать, что лучшим оказался насос типа НСН–2-56, так как чистая прибыль при его использовании составит 2982,73 тыс. руб. за год эксплуатации, чистый доход – 2986,59 тыс. руб.

3.5. Выбор реагента для глушения скважин

3.5.1. Методика расчета

Для скважин газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, качественное глушение при проведении ремонтных работ, то есть обеспечивающее как надёжную задавку пласта на весь период ремонта, так и сохранение фильтрационных свойств призабойной зоны – важнейшая проблема, от решения которой зависит максимальное использование добывных возможностей скважин. Особенно сложные условия для проведения ремонтных работ создаются, когда пластовое давление в залежи составляет ОД – 0,5 от гидростатического.

В данном разделе могут сравниваться различные модификации растворов, сопоставление результатов от применения жидких и твёрдых реагентов, а также возможные усовершенствования существующих технологий.

Экономический эффект от внедрения предлагаемой технологии глушения скважин определяется экономией за счет снижения затрат на проведение работ.

Для сопоставления необходимо определить основные затраты на проведение мероприятия, которые включают: затраты на химреагенты; заработную плату обслуживающего персонала; затраты на работу спецтехники.

, (3.29)

где Змер – затраты на мероприятие; Зм – затраты на расходные материалы или химреагенты; Зтр – затраты на оплату труда; Зтехн. – затраты на работу спецтехники; N - количество скважино-операций.

, (3.30)

где Вi – количество i –того вида химреагента; Цi – цена i –того вида химреагента; i – порядковый номер данного вида химреагента; m - количество видов химреагентов.

, (3.31)

где Сi – среднечасовая заработная плата бригады по тарифу (окладу), включая доплаты и надбавки; Тi – суммарное время работы бригады (бригадочас); Кр, Кс, Кпр – соответственно районный, северный и премиальный коэффициент надбавки.

Расчет заработной платы бригады может быть произведен соответствующим образом с учетом должности и оклада каждого специалиста.

, (3.32)

где ЕСН – единый социальный налог; Сесн – ставка налога.

, (3.33)

где Тмi – время работы i –того вида спецтехники; Сi – стоимость одного машино-часа
i –того вида спецтехники; i – порядковый номер вида техники; m - количество видов спецтехники.

Экономический эффект за счет сокращения расходов на проведение глушения и восстановления скважины составит:

Э = С₁ - С₂ , (3.34)

где Э₁ – экономический эффект; С₁ – затраты на проведение мероприятия по базовому варианту; С₂ - затраты на проведение мероприятия по внедряемому варианту.

Экономический эффект это дополнительный приток денежных средств, поэтому необходимо определить прибыль.

Поскольку в данном случае нет нового оборудования, то сразу определяем налог на прибыль (Нпр):

Нпр = Э · Спр. (3.35)

где Спр. – ставка налога на прибыль.

Дополнительная чистая прибыль (DЧП):

DЧП = Э – Нпр. (3.36)

В случае получения дополнительного объема углеводородной продукции следует добавить расчет эксплуатационных затрат на основе удельно-переменных затрат.

3.5.2. Пример расчета эффективности применения нового реагента для глушения скважин

При эксплуатации месторождения рассматривается новая технология проведения капитального ремонта скважин, а именно внедрение новой технологии (внедряемой) вместо существующей (базовой).

Расчет затрат на хим. реагенты представлен в таблице 3.25.

Таблица 3.25

Затраты на хим. реагенты

Расчет затрат на спецтехнику и заработную плату представлен в
таблицах 3.26 и 3.27.

Таблица 3.26

Затраты на спецтехнику

Таблица 3.27

Затраты на оплату труда

Сводный расчет затрат на проведение мероприятия приведен в таблице 3.28.

Таблица 3.28

Затраты на проведение мероприятия

Экономический эффект за счет сокращения расходов составит:

Э = 525 111,56 – 446 414,86 = 78 696,69 руб.

Налог на прибыль:

Нпр = 78 696,69 · 24% = 18 887,21 руб.

Дополнительная чистая прибыль:

DЧП = 78 696,69 – 18 887,21 = 59 809,49 руб.

Таким образом, в результате использования новой технологии глушения скважин ожидается сокращение затрат на проведение мероприятия, что позволит предприятию получить дополнительную чистую прибыль в размере 59,81 тыс. руб.

3.6. Эффективность применения ингибитора коррозии

3.6.1. Методика расчета

Эксплуатация скважин связана с такими проявлениями как коррозия оборудования. Капитальный ремонт предусматривает извлечение оборванных НКТ и замену их на новые, что является дорогостоящим мероприятием.

Применение ингибитора коррозии позволит сократить количество ремонтов, то есть увеличить межремонтный период эксплуатации скважин и оборудования, что позволит получить дополнительные объемы углеводородной продукции, сократить расходы на проведение ремонтных работ и получить дополнительную прибыль.

Рассматриваются два варианта: первый – эксплуатация скважин по технологическому режиму; второй – эксплуатация скважин с применением ингибитора коррозии.

Исходными данными являются объемы добычи углеводородов по вариантам и соответствующие затраты на капитальный ремонт скважин и на обработку скважин ингибитором коррозии, а также удельные затраты на добычу продукции промысла.

Расчет включает в себя определение следующих показателей:

· затрат на хим. реагенты;

· затрат на капитальный ремонт;

· годовых эксплуатационных затрат;

· выручки от реализации продукции скважин;

· чистой прибыли;

· чистого дохода.

Затраты на хим. реагенты рассчитываются :

, (3.37)

где Вi – количество i –того вида химреагента; Цi – цена i –того вида химреагента; i – порядковый номер данного вида химреагента; m - количество видов химреагентов.

Смета затрат на капитальный ремонт составляется по основным статьям расходов и относится на капитальные затраты:

· Заработная плата;

· Начисления на зарплату (ЕСН);

· Резерв на отпуск;

· Затраты на спецтранспорт;

· Амортизация бурового оборудования;

· Затраты на материалы;

· Накладные расходы.

В состав эксплутационных включаются следующие статьи расходов:

· электроэнергия;

· теплоэнергия;

· заработная плата основная и дополнительная (ФОТ);

· прочие расходы;

· затраты на экологию;

· затраты на метанол;

· затраты на ингибитор коррозии;

· отчисления на социальные нужды (ЕСН);

· НДПИ;

· амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления:

(3.38)

где БС – балансовая стоимость оборудования или капитальные затраты; На – норма амортизационных отчислений.

Налог на имущество

(3.39)

(3.40)

где Ср.г.ст. – среднегодовая стоимость оборудования; ОС – остаточная стоимость на конец года; Ним – налог на имущество; Сим – ставка налога на имущество.

Выручка от реализации определяется по цене реализации каждого вида продукции с учетом НДС.

(3.41)

где ВЫР – выручка от реализации продукции без НДС; ВЫР_j – выручка от реализации j–того вида продукции без НДС; Q_j – объём реализации j–того вида продукции; – цена реализации без НДС j–того вида продукции соответственно на внутреннем и внешнем рынке; j – вид реализуемой продукции; j – количество видов реализуемой продукции.

Налог на добавленную стоимость (НДС):

НДС = ВЫР · С_НДС (3.42)

где С_НДС – ставка налога на добавленную стоимость, %.

Выручка с НДС:

(3.43)

где ВЫР^НДС – выручка от реализации продукции с учетом НДС.

Налогооблагаемая прибыль (Поб):

Поб = ВЫР^НДС - НДС - ЭЗ - Ним, (3.44)

где ЭЗ – эксплуатационные затраты; Ним – налог на имущество.

Налог на прибыль (Нпр):

Нпр = Поб · Спр, (3.45)

где Спр – ставка налога на прибыль.

Чистая прибыль (ЧП):

ЧП = Поб - Нпр (3.46)

Чистый доход (ЧД):

ЧД = ЧП + АО – КЗ, (3.47)

где КЗ – капитальные затраты (затраты на капитальный ремонт).

Анализ вариантов осуществляется по следующим показателям:

· выручка от реализации

· прибыль предприятия

· чистый доход

3.6.2. Пример расчета эффективности применения ингибитора коррозии

В качестве примера рассматриваются два варианта эксплуатации газоконденсатной скважины: первый – эксплуатация скважин по технологическому режиму (без ввода ингибитора коррозии); второй – эксплуатация скважин с применением ингибитора коррозии СНПХ- 1003.

Исходные данные для расчета приведены в таблицах 3.29 – 3.30.

Таблица 3.29

Объемы добычи УВ продукции

Смета затрат на капитальный ремонт по первому варианту приведена в
таблице 3.31. Расходы по данной статье составят 2667,67 тыс. руб. По второму варианту капитальный ремонт не предусматривается, так как значительно снижается скорость коррозии и замена оборудования потребуется через более длительное время.

Расходы на хим. реагенты учитываются следующим образом: по первому варианту – на метанол (для предотвращения гидратообразований), по второму варианту – на метанол и ингибитор коррозии (таблица 3.32).

Таблица 3.30

Исходные данные

Таблица 3.31

Смета затрат на капитальный ремонт

Таблица 3.32

Затраты на хим. реагенты

Годовые эксплуатационные затраты с учетом налогов и амортизационных отчислений приведены в таблице 3.33. Видно, что годовые расходы по второму варианту возрастают до 20111 тыс. руб., что связано с увеличением объёмов добычи.

Таблица 3.33

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Расчет выручки и налога на добавленную стоимость приведен по вариантам в таблице 3.34. Объём выручки по первому варианту составит 101893 тыс. руб, по второму – 113058 тыс. руб.

Таблица 3.34

Расчет выручки от реализации, тыс. руб.

Итоговые показатели коммерческой эффективности приведены в таблице 3.35.

Таблица 3.35

Финансовые потоки, тыс. руб.

Наиболее эффективным является вариант 2, так как ЧД составляет 57532 тыс. руб. против 48933 тыс. руб. по первому варианту. По результатам оценки рекомендуется эксплуатировать скважину с подачей ингибитора коррозии.

3.7. Эффективность проведения ГРП

3.7.1. Методика расчета

Гидроразрыв пласта (ГРП) проводится с целью интенсификации добычи углеводородной продукции скважин.

В данном разделе приводится расчет затрат на проведение ГРП и расчет изменения себестоимости добычи продукции в результате проведенного мероприятия.

Для расчета экономического эффекта от мероприятия необходимы следующие данные: количество скважино-операций, их продолжительность, затраты на реагенты, затраты на спецтехнику и на оплату труда бригады. Для сопоставления результатов следует в качестве исходных данных необходимо привести объем добычи углеводородной продукции скважин в течение года без проведения мероприятия и после проведения ГРП.

Расчет затрат на химреагенты, на спецтехнику и на оплату труда приведен ранее в предыдущих подразделах.

Дополнительная добыча нефти:

DQ = Q_ГРП - Qбаз, (3.48)

где Qбаз, Q_ГРП – объем добычи скважинной продукции до и после мероприятия соответственно; DQ – дополнительная добыча углеводородной продукции.

Общие затраты на проведение всего объема работ составят:

Змер = ЦГРП · N, (3.49)

где Змер – общие затраты на проведение запланированного объема работ; Ц_ГРП – Стоимость одной скважино-операции (одного ГРП); N – количество скважино-операций, т.е. скважин в которых необходимо произвести или уже выполнен ГРП.

Базовые условно-переменные и условно-постоянные затраты определяются следующим образом:

Сб_у-пер = Сб · d _у-пер (3.50)

Сб_у-пост = Сб · (1 - d _у-пер), (3.51)

где Сб, Сб_у-пер, Сб_у-пер – себестоимость соответственно общая и условно-переменные и условно-постоянные затраты; d_у-пер – доля условно-переменных затрат в базовой себестоимости добычи Углеводородной продукции промысла.

Годовые эксплуатационные затраты по базовому варианту (ЭЗб) составят:

ЭЗб = Сб · Qбаз (3.52)

Годовые эксплуатационные затраты после проведения ГРП (ЭЗ_ГРП) составят:

ЭЗ_ГРП = Сб_у-пост · Qбаз + Сб_у-пер · Q_ГРП + Змер (3.53)

Себестоимость добычи после мероприятия (С_ГРП) составит:

(3.54)

Дополнительные затраты на добычу продукции скважин после проведения мероприятия (ЭЗдоп) определяются следующим образом:

ЭЗдоп = DQ · СГРП (3. 55)

Выручка от реализации продукции определяется по цене предприятия:

(3.56)

где ВЫР – выручка от реализации продукции; ВЫР_j – выручка от реализации j–того вида продукции ; Q_j – объём реализации j–того вида продукции; – цена реализации без НДС j–того вида продукции соответственно на внутреннем и внешнем рынке; j – вид реализуемой продукции; j – количество видов реализуемой продукции.

Налог на добавленную стоимость (НДС):

НДС = ВЫР · СНДС (3.57)

Налогооблагаемая прибыль (Поб):

Поб = ВЫР - ЭЗ, (3.58)

где ЭЗ – эксплуатационные затраты; Выр – выручка без НДС.

Налог на прибыль (Нпр):

Нпр = Поб · Спр, (3.59)

где Спр – ставка налога на прибыль, 24%.

Чистая прибыль (ЧП): ЧП = Поб - Нпр (3.60)

Прирост чистой прибыли составит (DЧП):

DЧП = ЧП_ГРП - ЧПбаз (3. 61)

где ЧП_ГРП, ЧПбаз – чистая прибыль после и до проведения ГРП.

Удельный прирост чистой прибыли составит (DЧПуд):

(3. 62)

По результатам расчетов делается вывод об эффективности данного мероприятия.

3.7.2. Пример расчета эффективности проведения ГРП

Рассмотрим расчет эффективности гидроразрыва нефтяного пласта. Исходные данные приведены в таблице 3.36.

Таблица 3.36

Исходные данные

Дополнительная добыча нефти:

DQ = 132840 – 100751 = 32089 т

Общие затраты на проведение всего объема работ составят:

Змер = 3712,5 · 7 = 25,99 млн. руб.

Базовые условно-переменные и условно-постоянные затраты :

Сб_у-пер = 3000 · 60% = 1800 руб./т

Сб_у-пост = 3000 · (1 – 0,6) = 1200 руб./т

Эксплуатационные затраты по базовому варианту и после проведения ГРП :

ЭЗб = 3000 · 100751 = 302,25 млн. руб.

ЭЗ_ГРП = 1200 · 100751 + 1800 · 132840 + 25,99 = 386,00 млн. руб.

Себестоимость добычи после мероприятия (С_ГРП) составит:

руб./т

Дополнительные затраты на добычу продукции скважин после проведения мероприятия (ЭЗдоп):

ЭЗдоп = 32089 · 2906,76 = 93,24 млн. руб.

Выручкаот реализации продукции определяется по цене предприятия без НДС:

ВЫРбаз = 100751 · 5000 = 503,76 млн. руб.

ВЫР_ГРП = 132840 · 5000 = 664,00 млн. руб.

Налог на добавленную стоимость (НДС):

НДСбаз = 503,76 · 18% = 90,66 млн. руб.

НДС_ГРП = 664,00 · 18% = 119,56 млн. руб.

Налогооблагаемая прибыль (Поб):

Поб_баз = 503,76 - 5000 = 302,25 млн. руб.

Поб_ГРП = 664,00 - 5000 = 386,00 млн. руб.

Налог на прибыль (Нпр):

Нпр_баз = 302,25 · 24% = 48,36 млн. руб.

Нпр_баз = 386,00 · 24% = 66,77 млн. руб.

Чистая прибыль (ЧП):

ЧПбаз = 302,25 – 48,36 = 153,14 млн. руб.

ЧП_ГРП = 386,00 – 66,77 = 211,43 млн. руб.

Прирост чистой прибыли составит (DЧП):

DЧП = 211,43 – 153,14 = 58,29 млн. руб.

Удельный прирост чистой прибыли составит (DЧПуд):

руб./т

Результаты расчетов приведены в таблице 3.37.

Таблица 3.37

Сопоставление вариантов

Применение гидроразрыва пласта является эффективным мероприятием, так как в результате его проведения была получена (или ожидается получение) дополнительной добычи нефти в количестве 32089 т, снижение себестоимости до 2905,76 руб./т и получение дополнительной чистой прибыли в размере 58,29 млн. руб.

3.8. Эффективность мероприятий по удалению и предотвращению от АСПО в стволе скважин

3.8.1. Состав и методика расчета

Очистка НКТ от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) является одной из основных проблем при добыче нефти и газа. Применяются различные способы для борьбы с АСПО: очистка скребками в ручном режиме с помощью оператора или в автоматическом, закачка теплоносителя в скважину для прогрева НКТ, спуск в НКТ греющего кабеля, подача электроэнергии на колонну или использование индукционного теплового воздействия (СВЧ генератора), использование НКТ с полимерным покрытием.

Для сопоставления выбираются варианты, один из которых соответствует реальному способу очистки от АСПО, а другие рекомендуемые или находящиеся на стадии испытания.

Расчет включает в себя определение следующих показателей:

· капитальные затраты;

· затраты на проведение мероприятия;

· затраты на капитальный ремонт по очистке скважин;

· эксплуатационные затраты на добычу;

· выручка от реализации;

· налоги, относимые на финансовый результат;

· прибыль предприятия.

В качестве исходных данных используются объемы добычи УВ продукции до и после применения нового способа очистки.

Затраты на очистку НКТ скребками в ручном режиме

Данный вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины:

(3.63)

где Nсут – продолжительность 1 ремонта, сут; Nрем – количество ремонтов в год; Ч – количество часов работы в сутки; Сбч – стоимость бригадо-часа.

2. Затраты непосредственно на спуско-подъемные операции скребка: зарплата оператора (Зоп), единый социальный налог (ЕСН), транспортные расходы на доставку оборудования к скважине (Зтр).

, (3.64)

ЕСН = Зоп · СЕСН, (3.65)

(3.66)

где Сч_оп – часовая тарифная ставка оператора; t - продолжительность одной спуско-подъемной операции (СПО), час; T – количество дней в году, когда использовался скребок; Кр, Кс, Кпр – соответственно районный коэффициент, северная надбавка и премиальный коэффициент (или надбавка к основной зарплате); Смч – продолжительность одного машино-часа установки для исследования скважин (ЛС-6); T – количество дней в году, когда использовался скребок; t – продолжительность СПО в сутки.

3. Эксплуатационные затраты на добычу определяются либо по известной себестоимости либо по статьям расходов на основании удельных затрат с учетом налогов, включаемых в себестоимость.

Затраты на внедрение электронагревательного кабеля

Капитальные затраты в данном случае предполагают закупку необходимого кабеля и оборудования для его эксплуатации, а также их монтаж.

Капитальные затраты определяются следующим образом:

, (3.67)

где - затраты на кабель и площадку обслуживания; – стоимость одного метра кабеля; L_компл – длина одного комплекта греющего кабеля; N_компл – количество комплектов; С_площ – стоимость площадки обслуживания.

Амортизационные отчисления, и налог на имущество определяются по формулам (3.38 –3.40)

Этот вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины (см. выше).

2. Затраты на электроэнергию для работы кабеля (Зкаб):

, (3.68)

где Мкаб – мощность кабеля или потребление электроэнергии в час, кВт×ч; t - продолжительность работы кабеля в сутки, час; T – количество дней в году, когда использовался кабель; Цээ – цена электроэнергии.

3. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Затраты на закачку теплоносителя (конденсата)

Данный вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины (см. выше).

2. Затраты непосредственно на спуско-подъемные операции скребка (см. выше).

3. Расходы, связанные с обработкой теплоносителем (конденсатом):

, (3. 69)

где Ззак – затраты на закачку теплоносителя; С_ЦА, С_АЦН, С_ППУ – стоимость одного машино-часа установки ЦА, АЦН и ППУ соответственно, руб./час; t_ЦА, _АЦН, _ППУ - продолжительность работы каждой установки соответственно, час; n – количество обработок.

4. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Затраты на очистку НКТ скребками в автоматическом режиме

Капитальные затраты в данном случае предполагают закупку и монтаж УДС и необходимого оборудования для его эксплуатации, а так же комплектующих и запчастей.

Капитальные затраты определяются следующим образом:

, (3.70)

где - затраты на УДС и операторные площадки; , C_оп – стоимость одной установки УДС и одного операторного пункта; N_скв, N_оп – количество скважин и количество операторных пунктов.

Амортизационные отчисления, и налог на имущество определяются по формулам (3.38 –3.40)

Этот вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт.

Затраты на ТРС по причинам АСПО ( ):

, (3.71)

где - количество ТРС и ремонтов по причине АСПО; - средняя стоимость одного ТРС.

Затраты на ремонт ЭПУ по причинам АСПО ( ):

, (3.72)

где - количество ремонтов ЭПУ по причине АСПО; - средняя стоимость ремонта одного насоса.

Затраты на техническое обслуживание УДС ( ):

, (3.73)

где - количество ремонтов УДС в месяц; - средняя стоимость одного ремонта УДС; Т – количество месяцев обслуживания.

Затраты на периодическую очистку скважин ( ):

, (3.74)

где - количество подходов к скважине для очистки в месяц; N_скв – количество скважин; - средняя стоимость одного подхода к скважине; Т – количество месяцев обслуживания.

Затраты на прокат устройств ( ):

, (3.75)

где N_устр – количество арендуемых устройств; T – количество месяцев аренды оборудования; С_устр – средняя стоимость одного подхода к скважине.

Итого затрат на ремонтные работы:

, (3.76)

2. Затраты на электроэнергию для работы УДС (З_УДС):

, (3.77)

где N_удс, N_оп – количество УДС (по количеству скважин) и операторных пунктов; Мудс, Моп – удельная мощность УДС и установленная мощность оборудования операторного пункта, кВт·ч; Кнаг, Кисп – соответственно коэффициенты нагрузки и использования; t - продолжительность работы кабеля в сутки, час; T – количество дней в году, когда использовался кабель; Цээ – цена электроэнергии.

3. Затраты на материалы (проволоку, скребки, скребковый груз):

, (3.78)

, (3.79)

, (3.80)

где З_пров, З_скр, З_груз – затраты на проволоку, скребки и скребковый груз соответственно; Потр_скр, Порт_груз – годовая потребность в скребках и в скребковых грузах, шт; С_скр, С_груз – стоимость изготовления одного скребка и одного груза; L_пров – Средняя длина проволоки на барабан; В_пров – вес 1 м проволоки; N_зам – количество замен проволоки в год; Ав_зап – аварийный запас от общей потребности в проволоке, %; Ц_пров - цена проволоки.

4. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Затраты на очистку НКТ путем электропрогрева НКТ

Капитальные затраты в данном случае предполагают закупку необходимого оборудования и его монтаж. Дополнительным оборудованием является контактор, центратор и трансформатор. Также дополняется устьевое оборудование.

Капитальные затраты определяются следующим образом:

, (3.81)

где - затраты на оборудование для электропрогрева; – стоимость i-того вида оборудования; i – вид дополнительного оборудования; n - количество видов дополнительного оборудования.

Амортизационные отчисления, и налог на имущество определяются по формулам (3.38 –3.40)

Этот вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины (см. выше).

2. Затраты на электроэнергию (Зээ):

, (3.82)

где Муст – мощность установки или потребление электроэнергии в час, кВт×ч; t - продолжительность работы установки в сутки, час; T – количество дней в году, когда использовалась установка; Цээ – цена электроэнергии.

3. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Расчет эксплутационных затарт, выручки, налогов и прибыли осуществляется в соответствии с подразделом 2.1.7. В качестве критерия экономической эффективности выступает дополнительная чистая прибыль и дополнительный чистый доход, а так же удельные показатели на единицу дополнительно добытой углеводородной продукции.

3.8.2. Пример расчета при сравнении очистки скребками вручную и с помощью электронагревательного кабеля

Рассмотрим два варианта очистки: скребками с помощью ручной лебёдки и с помощью электронагревательного кабеля. Исходные данные по объемам добычи нефти приведены в таблице 3.38.

Таблица 3.38

Объемы добычи нефти

Расходы на ремонт скважины при использовании кабеля сократятся с 2821 тыс. руб. до 1881 тыс. руб. (таблица 3.39), что связано со снижением темпа накопления парафина в НКТ.

Таблица 3.39

Расчет затрат на капремонт

Расход электроэнергии при подключении кабеля возрастёт в зависимости от мощности и условий его эксплуатации и составит 31 тыс. руб. (таблица 3.40).

Таблица 3.40

Расходы на электроэнергию для кабеля

Затраты на обслуживание скребков приведены в таблице 3.41. Расчеты выполнены в соответствии со сметой затрат на производство данного вида работ.

Таблица 3.41

Расчет затрат на спуск скребка

Эксплуатационные затраты приведены в таблице таблицах 3.42. Фонд заработной платы рассчитывался исходя из численности обслуживания одной скважины в количестве двух человек при средней зарплате 240 тыс. руб. в год. Расходы, связанные непосредственно с добычей продукции скважин, определены на основе основных статей затрат с учетом единого социального налога (ЕСН) и налога на добычу нефти (НДПИ).

Наибольшие эксплутационные затраты потребуются при реализации второго варианта в объёме 38129 тыс. руб.

Таблица 3.42

Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

Расчет эффективности применения электронагревательного кабеля по сравнению с использованием скребков приведен в таблице 3.43. Цена реализации нефти на внутреннем рынке без НДС принята 5000 руб./т.

Таблица 3.43

Показатели экономической эффективности, тыс. руб.

Расчет прироста ЧП и ЧД, удельных ЧП и ЧД выполнен в соответствии с формулами 3.13 и 3.14.

Прирост чистой прибыли в случае использования электронагревательного кабеля составит 5270 тыс. руб., чистого дохода – 4973 тыс. руб. Следовательно предлагаемый способ борьбы с асфальтосмолопарфиноотложениями является эффективным и может быть рекомендован к внедрению на производстве.

3.8.3. Пример расчета при сравнении очистки скребками вручную и в случае закачки конденсата

Исходные данные по объемам добычи нефти приведены в таблице 3.44.

Расчет расходов на ремонт скважины при различных вариантах очистки НКТ от АСПО приведен в таблице 3.45, из которой видно, что при закачке конденсата количество

Таблица 3.44

Объемы добычи нефти

Таблица 3.45

Расчет затрат на капремонт

ремонтов сокращается и соответственно снижаются затраты.

Расчет расходов на обслуживание скребков приведен в таблице 3.46, затраты связанные с закачкой конденсата представлены в таблице 3.47.

Таблица 3.46

Расчет затрат на спуск скребка

Таблица 3.47

Расходы на обработку конденсатом

Эксплуатационные затраты по вариантам приведены в таблице 3.48. Фонд заработной платы рассчитывался исходя из численности обслуживания одной скважины в количестве двух человек при средней зарплате 240 тыс. руб. в год.

Таблица 3.48

Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

Как видно из расчётов в случае промывки скважины конденсатом эксплуатационные расходы возрастут, что связано с увеличением добычи нефти.

Расчет эффективности закачки конденсата по сравнению с использованием скребков приведен в таблице 3.49. Цена реализации нефти на внутреннем рынке без НДС принята 5000 руб./т.

Таблица 3.49

Показатели экономической эффективности, тыс. руб.

Эффективность использования конденсата для очистки НКТ от АСПО подтверждается такими показателями как выручка (60 800 тыс. руб.) и чистая прибыль (20 953 тыс. руб.). Ожидаемая дополнительная чистая прибыль оставит 13 754 тыс. руб.

3.8.4 Пример расчета при сравнении очистки скребками и с использованием электропрогрева НКТ

Рассматриваются два варианта: первый очистка НКТ скребками, второй – с помощью электропрогрева. Исходные данные для определения затрат по вариантам приведены в таблице 3.50.

Расчет дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат в случае внедрения электропрогрева НКТ приведены в таблицах 3.51 и 3.52. Для реализации варианта 2 потребуются дополнительные капитальные затраты на приобретение

Таблица 3.50

Исходные данные