- •Введение
- •1 Техническая часть
- •1.1 Цели и виды исследования скважин
- •1.2 Анализ конструкций оборудования для исследования скважин
- •1.3 Комплекс оборудования для исследования скважин
- •1.3.1 Самоходный подъемник
- •1.4 Составные части комплекса оборудования и их назначение.
- •1.6 Устьевой лубрикатор для исследования скважин
- •1.6.1 Назначение и область применения
- •1.6.2 Требования к маркировке, упаковке и транспортировке
- •1.6.3 Сальниковое устройство
- •1.6.4 Устьевое оборудование
- •1.7 Канатный инструмент и оборудование для проведения работ
- •1.8 Лубрикатор устьевой скважинный л 65х14, лу 65х21, лс 65х35, 70 мПа
- •2 Специальная часть
- •2.1 Анализ авторских свидетельств
- •3 Расчетный раздел
- •3.1 Расчет корпуса лубрикатора, находящийся под действием внутреннего давления газа
- •3.2 Расчет и конструирование фланцевых соединений
- •4 Безопасность и охрана труда
- •4.1 Причины и характер возникновения осложнений при канатных работах
- •4.2 Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при работе инструментом, спускаемым на проволоке (тросе)
- •4.3 Техника безопасности при проведении канатных работ
- •4.4 Общие требования безопасности и охраны труда
- •4.5 Электробезопастность
- •4.6 Противопожарная безопасность.
- •4.7 Микроклимат
- •4.8 Мероприятия по борьбе с шумом, вибрацией
- •4.9 План ликвидации чрезвычайных ситуаций
- •5 Охрана окружающей среды
- •5.1 Анализ воздействия нефтегазопромысла на компоненты биосферы
- •5.1.1 Воздействие на атмосферу
- •5.1.2 Воздействие на гидросферу
- •5.1.3 Воздействие на литосферу
- •5.2 Организационные мероприятия
- •5.3 Инженерные и природоохранные мероприятия по защите окружающей среды
- •5.3.1 Защита атмосферы
- •5.3.2 Защита гидросферы
- •5.3.3 Защита литосферы
- •6 Экономический раздел
- •6.1 Структура нефтегазодобывающих предприятий
- •6.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятия
- •6.3 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия
- •Заключение
- •Список использованной литературы
6.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятия
При расчетах экономической эффективности в качестве исходной информации используют величину текущих и капитальных затрат.
Текущие затраты - производимые постоянно в течение года, затраты живого и овеществленного труда при изготовлении продукции.
Капитальные затраты (инвестиции) - средства в форме капитальных вложений на создание производственных фондов и их расширенное воспроизводство, на техническое перевооружение производства.
Фонд оплаты труда определим по средней заработной плате работников:
Зпп = Nч·Sз/п·Фскв (6.5)
где Nч – норматив численности на 1 скважину действующего фонда, чел/скв;
Sз/п – среднегодовая заработная плата работника, тг/чел;
Фскв - среднедействующий фонд скважин.
Зпп = 3·892 526·26 = 69 617 028 тг
Отчисления работодателя на социальные страхование, пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31 % от ФОТ, т.е.
Зор = Зпп· 0,3 (6.6)
Зор = 69 617 028·0,31 = 21 581 278 тг
где Nч – норматив численности на 1 скважину действующего фонда, чел/скв;
Sз/п – среднегодовая заработная плата работника, тг/чел;
Фскв - среднедействующий фонд скважин.
Таблица 6.2 - Нормативы для подсчета эксплуатационных затрат
Наименование |
Величина |
Удельный расход электроэнергии на 1000 м3 добываемого газа, кВт·ч/м3 |
11,55 |
Удельный расход электроэнергии на закачку 1 м3 воды, кВт·ч/м3 |
10,5 |
Стоимость электроэнергии, тг/кВт·ч |
3,56 |
Численность рабочих на 1 скважину действующего фонда, раб/скв |
3 |
Оплата труда, тг/раб в год |
892 526 |
Социальные страхования, пенсионный фонд, фонд занятости, % от ФОТ |
31 |
Удельные затраты на сбор, транспортировку, подготовку 1000 м3 газа, тг/1000 м3 газа |
493 |
Норма амортизации ОПФ, % от стоимости ОПФ |
6,7 |
Текущий ремонт, % от стоимости ОПФ |
1,2 |
Общие производственные затраты, % от суммы прямых и косвенных затрат |
21 |
Внепроизводственные затраты, % от полной себестоимости |
0,5 |
Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации. Амортизационные отчисления по скважине начисляют по установленной норме 6,7 % от первоначальной стоимости скважины:
Аr = (Сп·Nа)/100 % (6.7)
где Сп - первоначальная стоимость скважины, тг;
Na - годовая норма амортизации скважины, %.
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе расходы по подземному текущему ремонту скважин, включает в себя затраты связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования всех типов скважин, включая амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования, а также с текущим подземным ремонтом скважин. Расходы по текущему ремонту наземного и подземного оборудования включают ряд затрат (заработная плата, прокат транспортных средств и др.). Для укрупненного расчета затрат на данную статью примем затраты на текущий ремонт 1,2% от первоначальной стоимости скважин, т.е.:
Зтр=1,2%·С/100% (6.9)
Зтр = 1,2·417 036 010/100 = 5 004 432 тг
Общепроизводственные расходы включают затраты связанные с управлением предприятия и организации производства в целом.
Они относятся к накладным расходам и составляют 21% от суммы прямых и косвенных затрат, т.е.:
Зопр=21%•(Зэ+Ззв+Зпп+Зор+Аг+Зстп+Зтр)/100% (6.10)
Зопр=21·(592 728 716 + 781 324 217 + 69 617 028 + 21 581 278 + 27 941 412 +
+7106 747 830 + 5 004 432) / 100 = 1 807 038 432 тг.
Внепроизводственные затраты - это затраты связанные с коммерческой реализацией продукции. Удельный вес этих затрат составляет 0,5% от полной себестоимости. По результатам вычислений строим таблицу 6.2 куда сведены все затраты по статьям калькуляции, приходящиеся на одну скважину до внедрения мероприятия.
Звп = 0,5% • ∑З/100% (6.11)
Звп = 0,5·8 604 944 914/100 = 43 024 724 тг
Таблица 6.3 - Годовые эксплуатационные затраты до внедрения исследования
Наименование статей калькуляции |
Сумма, тг |
Электроэнергия |
592 728 716 |
ФОТ |
69 617 028 |
Социальные отчисления (31 %) |
21 581 278 |
Амортизация скважины |
27 941 412 |
Сбор, транспортировка и подготовка газа |
7 106 747 830 |
Текущий ремонт |
5 004 432 |
Общепроизводственные расходы |
1 807 038 432 |
Внепроизводственные расходы |
43 024 724 |
Итого, млн. тг. |
10 455,008 |
Исходя из результатов таблицы и вычислений, определим себестоимость 1000 м3 газа по скважине до внедрения мероприятия по повышению производительности скважины;
C1 = Зг/Q1, (6.12)
где Зг – сумма годовых эксплуатационных затрат по статьям калькуляции, тг.
С1= 1,0488·1010/14415 = 725 271 тг
Таким образом, себестоимость 1000 м3 газа без обработки скважины составит на конец года 725 271 тг.
По результатам сведены все затраты по статьям калькуляции, приходящиеся на одну скважину до внедрения мероприятия. Внепроизводственные затраты - это затраты связанные с коммерческой реализацией продукции.