3.2 Расчет удельной себестоимости нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки скважины шгну.

Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки оборудования и режима его работы необходимо рассчитывать экономические показатели для каждого из вариантов.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

3.2.1 Расчет амортизации.

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».

где Na – норма годовых амортизационных отчислений, %;

Сост – остаточная стоимость обрудования;

Сп – первоначальная стоимость обрудования;

Та – срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

где Сск - стоимость станка-качалки;

Снкт – стоимость колонны НКТ;

Сшт – стоимость колонны штанг;

Сскв – стоимость скважины;

Na - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Стоимость одноступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг С, массы одного погонного метра q и их длины l:

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ С, массы одного погонного метра q и глубины спуска насоса L:

Для существующего варианта компоновки оборудования стоимости оборудования рассчитаны по тем же формулам:

3.2.2 Расчет фонда оплаты труда.

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК – 15609 тенге (на март 2011 года).

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ППП работает повременной форме оплаты труда – 10,85.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату – 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК – 1,14

Районный коэффициент – 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ППП

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 15606 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 6 = 32834507,4 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 15606 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 8 = 43779343,3 тг

3.2.3 Отчисления от фот.

Отчисления от ФОТ представляют 36% от ФОТ.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч = 0,36 ∙ 32834507,4 = 11820422,7 тг

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч = 0,36 ∙ 43779343,3 = 15760563,57 тг

3.2.4 Расчет энергетических затрат.

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

где Q – количество нефти в тоннах;

Эуд – удельный рвсход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт∙ч;

Цэ – цена одного кВт ∙ч.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл = 10375344 ∙ 45 ∙ 11,24= 116618866,7 тг

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл = 10375344 ∙ 70 ∙ 11,24 =8163320659 тг

3.2.5 Затраты на подготовку и перекачку нефти.

Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

где (Цпод + Цпер) – сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

Зэл = 10375344 ∙ (885 + 540) = 14784865200 тг

3.2.6 Затраты на ППД.

Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

где Qв – объем закачиваемой воды, м 3 ;

Цз – цена закачки 1м 3 воды, тг;

Эн/в – норма расхода электрической энергии на закачку 1м 3 воды, кВт/ч.

Зппд = 1777100 ∙ 2,5 ∙ 23 = 102183250 тг.

3.2.7 Затраты на ремонт оборудования.

Затраты на ремонт оборудования для рассчитанного и существующего вариантов рассчитываются по формуле:

где Трем – время проведения ремонта, час.;

S – стоимость 1 нормо-часа проведения ремонта, тг.

Срем = 180 ∙ 8840 = 1591200 тг.

3.2.8 Прочие затраты

Прочие затраты составляют 25 процентов от ФОТ:

Зпр = 14727768,3 ∙ 0,25 = 3681942,08 тг.

3.2.9 Годовые производственные затраты

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Згод = 3080072,28 + 14727768,3 + 5301996,59 + 2427833050 +

+ 14784865200 + 102183250 + 3681942,08 = 17341673280 тг

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Згод = 3178523,44 + 19637024,4 + 7069328,78 + 3776625216 + +14784865200 +102183250 + 3681942,08 = 18697240480 тг

3.2.10 Удельная себестоимость

Удельная себестоимость определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

3.2.11 Годовой экономический эффект

Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

где С1 – себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С2 и Q2 - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (1802,08 - 1671,43) ∙ 10375344= 1355538694 тг.

Технико-экономические показатели месторождения Центрально-Восточная для существующего и рассчитанного вариантов компоновки оборудования.