Задача 7.2. Определить отпускную цену товара по исходным данным приведенным в табл. 7.1.
Таблица 7.1
| Группа 1 | Группа 2 | ||||||||
| № варианта | 
| 
|  ,
|  ,
| № варианта |
| 
|  ,
| ,
|
Окончание табл. 7.1
| Группа 1 | Группа 2 | ||||||||
| № варианта |
|
| ,
| ,
| № варианта |
|
| ,
| ,
|
Тема 8
Экономическая оценка вариантов разработки нефтяных месторождений
Теоретические аспекты
Экономическая оценка вариантов разработки нефтяных месторождений используется для решения следующих задач:
– определение предела эксплуатации залежи (если нет технологических ограничений);
– определение конечного коэффициента нефтеотдачи пласта;
– выбор варианта новых методов разработки, обеспечивающих более полное использование ресурсов месторождения;
– проектирование и выбор варианта разработки месторождения;
– определение очередности ввода в разработку мелких и небольших месторождений.
Основной показатель экономической оценки вариантов разработки нефтяных месторождений определяется в виде разницы между ценностью конечной продукции, полученной из данного вида минерального сырья, и затратами на его получение:
(8.1)
где 
– период эксплуатации нефтяного месторождения до достижения экономического предела разработки, годы;
– цена (замыкающие затраты) нефти в t-м году, усл. руб;
– добыча нефти в t-м году, т;
– эксплуатационные затраты в t-м году, усл. руб;
– капитальные вложения в t-м году, усл. руб.;
– норматив для приведения затрат и результатов к единому моменту времени (норма дисконты принята 0,08).
За оптимальный вариант принимается тот, который отвечает требованию
.
Основными экономическими показателями, характеризующими эффективность систем разработки нефтяных и газовых месторождений, являются:
– себестоимость добычи нефти;
– капитальные удельные вложения;
– приведенные затраты.
Основные аправления капитальных вложений в разработку нефтяных месторождений следующие:
– бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин;
– промысловое обустройство;
– обустройство цехов поддержания пластового давления;
– прочие объекты (механоремонтные и производственные базы).
Капитальные удельные затраты определяются по формуле:
, (8.2)
где 
– капитальные затраты в i-м году, тыс. усл. руб.
– обьем добычи нефти в i-м году, тыс. т.
Приведенные затраты определяется следующим выражением:
, (8.3)
где 
– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
– себестоимость единицы продукции в t-м году, усл. руб.
Основная сложность заключается в определении эксплуатационных затрат, которые определяются специальным расчетом по статьям затрат и экономическим элементам на данный и последующие годы.
Капитальные вложения в i-м году определяются по данным проектно-сметной документации на ввод и строительство объектов.
Определение эксплуатационных затрат в отдельных случаях можно проводить по упрощенной схеме с использованием нормативов удельных затрат, подготовленных по плановым и отчетно-статистическим данным по статьям затрат калькуляции себестоимости добычи нефти (таблица 8.1).
Эксплуатационные затраты с использованием нормативов удельных затрат определяются в следующем порядке:
1. Расходы на энергию по извлечению нефти.
Энергетические затраты на извлечение жидкости ЭЦН:
(8.4)
где 
– удельные затраты на электроэнергию при добыче жидкости ЭЦН (таблица 8.1), усл. руб/т∙жидк.;
– добыча жидкости ЭЦН в i-м году, т.
Энергетические затраты на извлечение жидкости ШГН:
, (8.5)
где 
– удельные затраты на электроэнергию при добыче жидкости ШГН, усл. руб/т∙жидк.;
– добыча жидкости ШГН в i-м году, т.
Суммарные затраты на энергию по извлечению нефти определяются по формуле:
. (8.6)
Расходы по искусственному воздействию на пласт (на закачку воды) определяются по формуле:
, (8.7)
где 
– удельные затраты на электроэнергию на закачку воды,
усл. руб/м3;
– объём закачиваемой воды в i-м году, тыс. м3.
Основная зарплата производственных рабочих занятых обслуживанием нефтяных скважин, определяется по формуле:
, (8.8)
где 
– действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;
– удельные затраты труда на обслуживание действующего фонда нефтяных скважин, усл. руб/скв-год.
Основная зарплата производственных рабочих, занятых обслуживанием нагнетательных скважин определяется по формуле:
, (8.9)
где 
– затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин, усл. руб/скв.-год;
– действующий фонд нагнетательных скважин в i-м году, скв.
Отчисления на соцстрах от зарплаты производственных рабочих, занятых обслуживанием нефтяных скважин, определяется по формуле:
, (8.10)
где 
– действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;
– удельные отчисления на соцстрах от зарплаты рабочих, занятых обслуживанием действующего фонда нефтяных скважин, усл. руб/скв-год.
Отчисления на соцстрах от зарплаты производственных рабочих, занятых обслуживанием нагнетательных скважин, определяются по формуле:
, (8.11)
где 
– удельные отчисления на соцстрах от зарплаты рабочих, занятых обслуживанием фонда нагнетательных скважин, усл. руб/скв.-год;
– действующий фонд нагнетательных скважин в i-м году, скв.
Величина годовых амортизационных отчислений определяется по формуле:
, (8.12)
где 6, 7 – ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %.
В учебных целях величина годовых амортизационных отчислений действующего фонда скважин определяется по формуле:
, (8.13)
где 
– удельные амортизационные отчисления на скважину,
усл. руб/скв.-год.
Расходы по сбору и транспортировке нефти,
(8.14)
где 
– удельные затраты на сбор и транспортировку нефти,
усл. руб/т.;
– объем сбора и транспортировки нефти в i-м году, т.
Расходы по технологической подготовке нефти определяются по формуле:
, (8.15)
где 
– удельные затраты на технологическую подготовку нефти,
усл. руб/т.;
– объем технологической подготовки нефти в i-м году, т.
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования определяются по формуле:
, (8.16)
где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;
Тобор – удельные затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, усл. руб/скв.-год.
Налог на недра определяется по формуле:
(8.17)
где 
– удельная ставка налога на недра, усл. руб/т.;
– объем добычи нефти в году i, 
.
Цеховые расходы определяются по формуле:
, (8.18)
где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;
– удельные цеховые расходы, усл. руб/скв.-год.
Общепроизводственные расходы определяются по формуле:
, (8.19)
где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;
– удельные общепроизводственные расходы, усл. руб/скв.-год.
Капитальный ремонт скважин определяется по формуле:
, (8.20)
где 
– число капитальных ремонтов скважин в году i, скв;
– удельные затраты на один КРС, усл. руб/скв.
Подземный ремонт скважин определяется по формуле:
, (8.21)
где 
– число подземных ремонтов скважин в i-м году, скв.;
– удельные затраты на один ПРС, усл. руб/скв.
Производственная себестоимость валовой продукции определяется по формуле:
(8.22)
Себестоимость добычи 1 т нефти определяется по формуле:
. (8.23)
Выручка от реализации продукции определяется исходя из объема товарной продукции и цены по формуле
, (8.24)
где Цр – цена единицы продукции (в учебных целях
усл. руб/т).
Прибыль от реализации продукции определяется по формуле
. (8.25)
Рентабельность производства определяется по формуле
. (8.26)
Таблица 8.1
Удельные затраты (условные)
| № п/п | Наименование показателей | Единица измерения | Величина удельных затрат |
| Расход электроэнергии ЭЦН на извлечение 1 т жидкости | усл. руб/т жидк. | 0,95-1,41 | |
| Расход электроэнергии ШГН на извлечение 1 т жидкости | усл. руб/т жидк. | 1,15-1,72 | |
| Искусственное воздействие на пласт (на 1 м3 закачиваемой воды) | усл. руб/м3 воды | 0,35-0,75 | |
| Сбор и транспортировка 1 т нефти | усл. руб/т нефти | 1,51-5,63 | |
| Технологическая подготовка 1 т нефти | усл. руб/т нефти | 0,65-2,23 | |
| Прочие расходы на содержание и эксплуатацию оборудования на 1 скважину действующего фонда | усл. руб/скв. | 3600-5920 | |
| Средняя стоимость одного ремонта: | - | ||
| 7.1 | – капитальный ремонт скважин | тыс. усл. руб/КРС | 750-1200 |
| 7.2 | – подземный ремонт скважин | тыс. усл. руб/ПРС | 25-40 |
| Налог на недра на 1 т нефти | усл. руб/т нефти | 0,75-0,90 | |
| Цеховые расходы на 1 скважину действующего фонда | усл. руб/скв. | 1800-2 500 | |
| Общепроизводственные расходы на 1 скважину действующего фонда | усл. руб/скв. | 11200-14700 | |
| Основная зарплата производственных рабочих на 1 скважину действующего фонда | усл. руб/скв. | 420-640 | |
| Отчисления на соцстрах, на 1 скважину действующего фонда | усл. руб/скв. | 280-363 |
Окончание табл. 8.1
| № п/п | Наименование показателей | Единица измерения | Величина удельных затрат |
| Транспорт на переработку 1 т нефти | усл. руб/т нефти | 0,055-0,085 | |
| Сбор и транспорт на экспорт 1 т нефти | усл. руб/т нефти | 0,630-0,829 | |
| Внепроизводственные расходы по перекачке 1 т нефти до н/п «Дружба» | усл. руб/т нефти | 0,076-0,093 | |
| Таможенная пошлина при экспорте 1 т нефти | усл. руб/т нефти | 18-24 | |
| Амортизация действующего фонда скважин.* | тыс. усл. руб/скв. | 45-64 | |
| *до полной амортизации |
Задача с решением
Задача 8.1. В таблице 8.2 приведены исходные данные по вариантам разработки. необходимо по годам и вариантам разработки определить:
– производственную себестоимость валовой продукции;
– себестоимость добычи 1 т нефти;
– выручку от реализации продукции;
– балансовую прибыль;
– рентабельность производства;
– показатель экономической оценки вариантов разработки нефтяных месторождений;
– оптимальный вариант разработки нефтяного месторождения.
Таблица 8.2
Исходные данные по вариантам разработки
| Наименование показателей | Варианты разработки | Годы | ||||||||||||||
| Добыча нефти, тыс. т | I | 116,9 | 103,2 | 87,4 | 67,6 | 50,6 | 35,8 | 21,5 | 12,7 | 7,0 | 4,0 | 2,0 | 0,5 | |||
| II | 116,9 | 90,6 | 78,4 | 66,2 | 50,8 | 35,2 | 20,4 | 10,8 | 7,0 | 5,0 | 3,0 | 1,2 | 0,5 | |||
| Добыча жидкости по способам, тыс. т | Фонтанным | I | 44,2 | 36,6 | ||||||||||||
| II | 44,2 | 36,6 | ||||||||||||||
| ЭЦН | I | 261,4 | 230,7 | |||||||||||||
| II | 261,4 | 273,9 | 230,8 | 125,3 | ||||||||||||
| ШГН | I | 10,2 | 9,8 | 7,5 | 7,5 | 7,5 | ||||||||||
| II | 10,2 | 9,8 | 7,5 | 7,5 | 7,5 |
Окончание табл. 8.2
| Наименование показателей | Варианты разработки | Годы | |||||||||||||
| Закачка воды, тыс. м3 | I | 423,3 | 342,1 | 247,8 | 183,4 | 139,6 | 107,5 | 86,6 | |||||||
| II | 423,3 | 389,2 | 370,1 | 299,2 | 247,4 | 179,8 | 130,1 | 108,4 | 97,6 | ||||||
| Действующий фонд, СКВ | I | ||||||||||||||
| II | |||||||||||||||
| Нагнетательный фонд, скв. | I | ||||||||||||||
| II | |||||||||||||||
| КРС | I | ||||||||||||||
| II | |||||||||||||||
| ПРС | I | ||||||||||||||
| II |
Решение
1. Определяем расходы на энергию по извлечению нефти:
1.1. Расход энергии на извлечение добываемой ЭЦН жидкости определяется по формуле (8.4):
тыс. усл. руб.
1.2. Расход энергии на извлечение добываемой ШГН жидкости определяется по формуле (8.5):
тыс. усл. руб.
1.3. Суммарный расход энергии на извлечение добываемой жидкости определяются по формуле (8.6):
тыс. усл. руб.
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт (на закачку воды) определяются по формуле (8.7):
тыс. усл. руб.
3. Основная зарплата производственных рабочих, занятых обслуживанием нефтяных скважин, определяется по формуле (8.8):
тыс. усл. руб.
Основная зарплата производственных рабочих, занятых обслуживанием нагнетательных скважин определяется по формуле (8.9):
тыс. усл. руб.
5. Отчисления на соцстрах от зарплаты производственных рабочих, занятых обслуживанием нефтяных скважин, определяются по формуле (8.10):
тыс. усл. руб.
6. Отчисления на соцстрах от зарплаты производственных рабочих, занятых обслуживанием нагнетательных скважин, определяются по формуле (8.11):
тыс. усл. руб.
7. Величина амортизационных отчислений определяется по формуле (8.13):
тыс. усл. руб.
8. Расходы по сбору и внутрипромысловом транспорте нефти определяются по формуле (8.14):
тыс. усл. руб.
9. Расходы по технологической подготовке нефти определяются по формуле (8.15):
тыс. усл. руб.
10. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования определяются по формуле (8.16):
тыс. усл. руб.
11. Налог на недра определяется по формуле (8.17):
тыс. усл. руб.
12. Цеховые расходы определяются по формуле (8.18):
тыс. усл. руб.
13. Общепроизводственные расходы определяются по формуле (8.19):
тыс. усл. руб.
14. Капитальный ремонт скважин определяется по формуле (8.20):
тыс. усл. руб.
15. Подземный ремонт скважин определяется по формуле (8.21):
тыс. усл. руб.
16. Производственная себестоимость валовой продукции определяется по формуле (8,22):
Тпроиз = 344,6 + 211,2 + 9,7 + 4,7 + 964,9 + 427,7 + 119,6 + 88,5 + 94,5 +
+ 37,5 + 246,7 + 6931,3 + 151,2 = 9632,1 тыс. усл. руб.
17. Себестоимость добычи 1 т нефти определяется по формуле (8.23):
усл. руб/т.
18. Выручка от реализации продукции определяется исходя из объема товарной продукции и цены по формуле (8.24):
тыс. усл. руб.,
где 162 – цена реализации продукции, усл. руб/т.
19. Балансовая прибыль от реализации продукции определяется по формуле (8.25):
тыс. усл. руб.
20. Рентабельность производства определяется по формуле (8.26):
%.
21. Показатель экономической оценки вариантов разработки нефтяных месторождений определяется по формуле (8.1):
тыс. усл. руб.
Аналогично определяем проведенные выше расчеты за весь рассматриваемый период по вариантам, и результаты вписываем в таблицы 8.3 и 8.4.
После проведенных по вариантам расчетов определяем суммарный показатель экономической оценки по вариантам и сравниваем их.
тыс. усл. руб.
тыс. усл. руб.
За оптимальный вариант принимается II вариант, у которого 
больше на 4623,88 тыс. усл. руб.
