Экономическая эффективность влияния внедрения новой техники и технологии на ТЭП НГДУ

 

 

 

 

В таблице 3.1.4. представлен расчет дополнительной добычи.

Таблица 3.1.4.

Расчет дополнительной добычи

№ п/п	№ скважины	Дата проведения мероприятия	Доп. добыча, тн	Затраты на проведение мероприятия, руб
1	951	2009г.	182
2	2352	2009г.	394
3	1618	2009г.	570
4	2072	2010г.	0	554936
5	4503	2010г.	0	492938
6	2161	2010г.	0	438984
ИТОГО			1146	1486858

 

 

3. Расчет экономического  эффекта от внедрения низковольтных косинусоидальных конденсаторов.

В настоящее время в НГДУ эксплуатируется большое количество электродвигателей СКН, мощность которых значительно превышает необходимую. При таких недогрузках электродвигатели в большом количестве потребляют реактивную энергию. Транспортировка реактивной энергии по линиям электропередачи сопровождается потерями активной энергии. За базу сравнения принимаем работу скважин, оборудованных СКН, без использования низковольтных косинусных конденсаторов.

Экономический эффект обеспечивается снижением потребления электроэнергии и рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

Эт = Рт - Зт,

где Эт-экономический эффект от внедрения мероприятия, тыс.руб.;

Рт - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия, тыс.руб.;

Зт - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия, тыс.руб.

Исходные данные представлены в таблице 3.1.5.

Таблица 3.1.5.

Исходные данные

Наименование	Ед.изм.	Основание	2010
1. Исходные данные
1.1. Объем внедрения	шт.		90
1.2. Расход э/э (баз)	кВт.час	ОГЭ	1256301
1.3. Расход э/э (нов)	кВт.час	ОГЭ	978971
1.4. Стоимость 1  кВт.час электроэнергии	руб./кВт-ч	ОГЭ	1,75
1.5. Затраты на внедрение (тек)	руб.	ОГЭ	435000
1.6. Затраты на внедрение (переходящие)	руб.		0
1.7. Ставка налога на прибыль	%	Налоговый кодекс РФ	20

 

 

Расчет экономической эффективности представлены в таблице 3.1.6.

Таблица 3.1.6.

Наименование	Ед. изм.	2010
Расчет
Ст-ть расходуемой электроэнергии на весь объем внед. (баз)	тыс.руб.	2198,527
Ст-ть расходуемой электроэнергии на весь объем внед. (нов)	тыс.руб.	1713,199
Затраты на внедрение	тыс.руб.	435
Всего затрат (баз)	тыс.руб.	2198,527
Всего затрат (нов)	тыс.руб.	2148,199
Экономия затрат	тыс.руб.	50,328
Налог на прибыль	тыс.руб.	10,066
Экономический эффект	тыс.руб.	40,262

 

 

3.3.Влияние перспективных  мероприятий по внедрению новой  техники и технологии  на ТЭП  предприятия.

В целях стабилизации и увеличения объемов нефтедобычи компания реализует программные мероприятия, направленные на повышение эффективности производственных показателей и контроль рентабельности добычи за счет применения современных технологий, оптимизации фонда скважин и систем разработки месторождений. Повышение результативности обработки данных при поиске месторождений обеспечивается новыми технологиями, применяемыми наряду с традиционными способами сейсморазведки. Ведется прогнозирование нефтеперспективных  объектов методом искусственного  интеллекта, выделение перспективных объектов методом полевой геофизики  и геохимии с использованием комплексного параметра вероятности (КПВ) нефтеперспективности. При геохимическом способе поисков залежей нефти и газа примененяются пассивная адсорбция углеводородов, низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО  ВМ), электромагнитное зондирование  (ЭМЗ), новый комплекс программ  обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic». Для выявления на малых глубинах пластов, насыщенных сверхвязкими нефтями – метод ЯМР (томографического зондирования). В бурении в 2012 году применено 43  технологии. Наиболее эффективными технологиями в части повышения качества крепления скважин являются установка силикатных ванн в интервале продуктивных пластов, применение цемента  марки G, применение устройств манжетного цементирования; в части достижения высоких дебитов нефти – строительство горизонтальных и многозабойных  скважин. Доказала свою эффективность технология бурения скважин малым диаметром.

В 2012 году в ОАО «Татнефть» пробурено 54 скважины малого диаметра (СМД),  из них 51 скважина введена для добычи нефти (добыча нефти – 54,550 тыс.т).                                                                                                       

 Средний  дебит составил – 6,3 т/сут.   

Общий фонд скважин малого диаметра составил 256 единиц.

В текущем году пробурено 27 горизонтальных и 6 многозабойных скважин, добыча нефти по ним составила 55 тыс. т.

Всего с начала проведения мероприятий количество ГС достигло 530 скважин, количество МЗС – 92 скважины.

Применение современных методов повышения нефтеотдачи пластов обеспечило компании в 2012 году дополнительную добычу 5 936,001 тыс. т, при установленном задании 5 480 тыс. т (108,3%  к заданию). 

Доля нефти, добытой за счет третичных МУН, по итогам 2012 года  составила 22,8% от общего объема  добычи. В том числе за счет третичных МУН 5,936 млн. тонн (22,8%). Всего 26,005 млн .т.(рис.3.3.1.).

 

Рис. 3.3.1.Добыча нефти по ОАО «Татнефть»

Компания «Татнефть» активно развивает технологию одновременно-раздельной добычи нефти из двух или нескольких пластов одной скважиной. В 2012 году парк таких установок расширился  до 1 179 единиц. Средний прирост нефти на 1 скважину составил 4,4 тонн в сутки.

В минувшем году на 122 скважинах  внедрена технология одновременно-

раздельной закачки (ОРЗ). Дополнительная добыча по влияющим добывающим скважинам с начала внедрения технологии ОРЗ составила 855,9 тыс. тонн нефти.Успешно выполняется программа по защите подземного оборудования нагнетательных скважин от воздействия высокого давления и коррозионного разрушения – более половины действующего фонда нагнетательных скважин оборудовано пакерами различных  конструкций.

В прошедшем году на 505 нагнетательных скважинах внедрены насосно- компрессорные трубы с полимерным  покрытием. Защищенность действующего фонда скважин от сточной и пластовой воды в настоящее время составляет 86,4%.Количество цепных приводов на добывающих скважинах компании увеличилось до 1 532 единиц.

Рис.3.3.2.Динамика фонда скважин за 2010г.,2011г.,2012г.

Рис.3.3.3.Динамика одновременно-раздельной закачки за 2010г.,2011г.,2012г.

Рис.3.3.4.Динамика внедрения пакеров М1Х за 2010г.,2011г.,2012г.

Рис.3.3.5.Динамика действующего фонда скважин, оборудованных цепными приводами за 2010г.,2011г.,2012г.  
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Исходные данные для расчета показателей представлены в таблице 4. 1.

Таблица 4.1.

№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Обозначения	Вариант № 4
1	Прирост добычи нефти	Тыс.т.	А	51
2	Прирост численности	Чел.	ЧППП	5
3	Цена 1 тонны нефти	Руб.		8200
4	Ввод скважин	Ед.	nскв	40
5	Среднегодовой процент амортизации	%	Нв	9,1

 

 

Рассчитаем себестоимость добычи товарной нефти после проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи и занесем полученные данные в таблицу4. 2.

Таблица4. 2.

№ п/п		Наименование статей затрат	Себестоимость до внедрения					Дополнительные затраты С, тыс.руб.		Себестоимость после внедрения
			Всего затрат (С1), тыс.руб.			На 1 т. Товарной нефти (С1)				Всего затрат (С2), тыс.руб.		На 1 тонну товарной нефти (С2)
1		2	3			4		5		6		7
1		Расходы на энергию по извлечению нефти	99125			66,4		3386,4		102511,4		66,4
2		Расходы по искусственному воздействию на пласт	393355			263,5		13438,5		406793,5		263,5
3		Основная  и доп.зар.плата производ.рабочих	39207			26,3		1341,3		40548,3		26,3
4		Отчисления на социальное страхование	9733			6,5		331,5		10064,5		6,5
5	Амортизация скважин			76932			51,5		2626,5		79558,5		51,5
6	Расходы по сбору и транспортировке нефти			133158			89,2		4549,2		137707,2		89,2
7	Расходы по технологической подготовке нефти			119087			79,78		1379,04		123155,7		79,78
8	Расходы на подготовку и освоение производства			-			-		-		-		-
9	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования			706396,00			473,3		24138,3		730534,3		473,3
10	В т.ч. расходы по подземному ремонту скважин			299149			200,4		10220,4		309369,4		200,4
11	Цеховые расходы			514881			345,0		17595		532476		345,0
12	Общепроизводственные расходы			277840			186,1		9491,1		287331,1		186,1
	В т.ч. транспортный налог			-			-		-		-		-
13	Прочие производственные расходы			2798449			1874,9		95619,9		2905318,3		1874,9
	В т.ч. налог на добычу полезных ископаемых			2798435			1874,9		95619,9		2894054,9		1874,86
	Регулярные платежи за пользование недрами			14			-		-		-		-
14	Потери нефти при подготовке и транспортировке			763549			511,6		-		763549		494,65
	а) потери (-)			20214			13,5		-		20214		13,09
	б) незавершенное производство			743335			498,0		-		743335		481,55
15	Производственная себестоимость
	а) валовая продукция				5168163		3462,5		173896,7		5342059,74		3460,75
	б) товарная продукция				4404614		3472,4		173896,7		4578510,74		3470,01
	Валовая нефть, т.				1492609				51000		1543609
	Товарная нефть, т.				1268451						1319451