Методичка по лабам. Методичка по лабам(напечатанная). Экономическое обоснование путей повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий для подготовки студентов очной и заочной формы обучения

• Название: Экономическое обоснование путей повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий для подготовки студентов очной и заочной формы обучения
• Анкор: Методичка по лабам
• Дата: 25.01.2023
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: Методичка по лабам(напечатанная).doc
• Тип: Лабораторная работа; #905457
• страница: 5 из 6

Лабораторная работа №3 «Экономическое обоснование изменения технологических режимов работы скважин, оборудованных насосами»

Цель работы: освоить методику расчета экономической эффективности работ по изменению режима работы скважин, оборудованных насосами
Методика расчета экономического эффекта от изменения режимов работы скважин, оборудованных насосами
Изменение режима работы скважин, оборудованных насосами, как правило, заключается:

• 
  в замене приводов для СШН со станков-качалок на цепные с соответствующим подбором режима работы для них;
  
• 
  в замене подземного оборудования для ЭЦН с соответствующим подбором режима работы для них.
  

Экономический эффект от данных мероприятий предполагается получить за счет прироста добычи нефти и экономии удельных затрат на электроэнергию на подъём продукции скважин (для ШСН).

1 Основным показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта. Он определяется на всех этапах оценки мероприятия как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов:
Э_мер = Р_мер – З_мер , (28)
где Э_мер – показатель экономического эффекта, руб.;

Р_мер – стоимостная оценка результатов мероприятия, руб.;

З_мер – стоимостная оценка совокупных затрат ресурсов, руб.

2 Годовой прирост добычи нефти в результате проведенного мероприятия
, (29)

где q – суточный прирост добычи нефти, т/сут;

К_э – коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.;

К_кр – коэффициент кратности, д. ед.
К_кр = 12  (1 – k) , (30)
где k – темп снижения среднего дебита нефти одной скважины, д.ед.
3 Стоимостная оценка результатов мероприятия рассчитывается по формуле
Р_мер = Q Ц ± N, (31)

где Ц – цена одной тонны нефти, руб./т.

N – изменение затрат, связанных с платой за установленную

мощность, руб.

4 Затраты на проведение мероприятия определяются по формуле
, (32)
где З_рем– затраты на проведение ремонта, по смене скважинного

оборудования, руб.;

З_доп – затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, руб.;

К – изменение капитальных затрат, связанное со сменой

оборудования, руб.;

5 Изменение платы за установленную мощность рассчитывается по формуле
, (33)
где N_2i, N_2i – мощность, потребляемая электродвигателем привода i

скважины после и до замены оборудования, кВт;

Ц_эл – тариф 1 кВт энергии, руб./год;

n – количество скважин, скв.

6 Капитальные затраты, связанные со сменой оборудования скважин, рассчитываются по формулам

6.1 для ШСН:
, (34.1)
где Ц_цпi – цена цепного привода для насоса для i-й скважины;

Ц_насi – цена скважинного насоса для i-й скважины (при условии,

что насос прежнего диаметра необходимо заменить по

технологическим причинам);

Ц_ш2i, Ц_ш1i– цена погонного метра штанги i-й скважины после и до

замены, руб./м.;

L_ш2i, L_ш1i– длина штанг i-й скважины после и до замены, м;

Ц_НКТ2i, Ц_НКТ1i– цена погонного метра НКТ i-й скважины после и до

замены, руб./м.;

L_НКТ2i, L_НКТ1i– длина НКТ i-й скважины после и до замены, м.
6.2 для ЭЦН:
,(34.2)
где Ц_K1i , Ц_K2i – цена погонного метра кабеля i-й скважины до и после

замены соответственно, руб./м;

L_К1iL_К2i – длина кабеля i-й скважины до и после замены

соответственно, м;

Ц_Н1i Ц_Н2i – цена насоса i-й скважины до и после замены

соответственно, руб.;

Ц_ДВ1iЦ_ДВ2i – цена электродвигателя i-й скважины до и после

замены соответственно, руб.

7 Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти рассчитываются по формуле
З_доп = Q З_уп , (35)
где З_уп – условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.

8 Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования определяются по формуле
З_рем = С_ч t  n , (36)
где С_ч – стоимость 1 часа ремонта, руб./ч.;

t – средняя продолжительность ремонта по смене насоса, час.

9 Себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия рассчитывается по формуле
, (37)
Q₂ = Q₁ +Q, (38)
где А – изменение ежегодных амортизационных отчислений за счет

экономии капиталовложений, руб.

10 Прирост прибыли от реализации мероприятия определяется по формуле
ВП = (Ц – С₂) Q₂ – (Ц – С₁) Q₁, (39)
где С₁, С₂ – себестоимость одной тонны нефти до и после внедрения

мероприятия соответственно, руб./т;

Q₁,Q₂ – добыча нефти до и после внедрения мероприятия, т.

11 Изменение ежегодных амортизационных отчислений за счет экономии капиталовложений находится по формулам

11.1 для ШСН:
,(40.1)
где Ц_цп – цена цепных приводов для насосов по всем скважинам, руб.;

Н_Ацп– норма амортизации цепного привода, %;

Ц_нас – цена насосов для всех скважин, руб.;

Н_Анас– норма амортизации СШН, %;

Ц_ш2, Ц_ш1– цена штанг по всем скважинам после и до замены,

руб.;

Н_Аш– норма амортизации штанг, %;

Ц_НКТ2, Ц_НКТ1– цена НКТ после и до замены оборудования всех

скважин, руб.;

Н_АНКТ– норма амортизации НКТ, %.
11.2 для ЭЦН:
,(40.2)

где Ц_К1 , Ц_К12 – стоимость кабеля по всем скважинам до и после

замены соответственно, руб.;

Ц_{ДВ1 ,} S_ДВ2 – стоимость электродвигателей по всем скважинам до

и после замены соответственно, руб.;

Н_АК , Н_АДВ – норма амортизации соответственно кабеля и

электродвигателя, %.

12 Налог на дополнительное имущество находится по формуле
, (41)
где н_им – ставка налога на имущество, %.

13 Налог на дополнительную прибыль находится по формуле
, (42)