Экономическая эффективность работы нефтегазодобывающего предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОГЛАВЛЕНИЕ

нефтегазодобывающее предприятие трудоемкость затраты

1.Введение

2. Краткая характеристика природных географо-геологических условий района работ. Производственная структура предприятия и характеристика его материальной базы. Динамика и общий анализ основных технико-экономических показателей нефтегазодобывающего предприятия

3. Анализ трудоемкости добычи нефти (газа)

3.1 Расчет объемов добычи нефти (газа)

3.2 Расчет добычи нефти в стоимостном выражении

3.3 Расчет численности производственно-промышленного персонала

3.4 Расчет показателей производительности труда

4. Факторы, влияющие на уровень производительности труда и трудоемкости обслуживания скважин

5. Анализ численности и состава промышленно-производственного персонала

6. Анализ использования рабочего времени

7. Анализ фонда заработной платы

8. Темпы изменения производительности труда и средней заработной платы

9. Расчет экономического эффекта проведения солянокислотной обработки (КСКО)

9.1 Технологический эффект

9.2 Расчет объема дополнительной нефти

9.3 Методика расчёта экономического эффекта СКО

9.4 Методика расчёта экономической эффективности от проведения солянокислотной обработки

9.5 Затраты на проведение СКО

Список использованных источников

1. Введение. Роль и значение повышения производительности труда в решении проблемы увеличении объёмов и повышении эффективности нефтегазодобывающего производства

Цель курсового проекта - рассчитать основные показатели производственной программы НГДП, проанализировать отклонения объемов добычи относительно плана и базисного периода. Разработать мероприятия по увеличению дебитов скважин и определить экономическую эффективность мероприятий по интенсификации добычи.

Под производительностью труда понимается эффективность труда, т.е. способность труда производить в единицу времени большее или меньшее количество тех или иных потребительных стоимостей. Измерение производительности труда в натуральном выражении заключается в определении выполненного объема работ (выработанной продукции) в единицу времени на одного работника:

,

где

Q_н - суммарный объем добычи нефти, т;

Ч - численность работников, чел.

Натуральный измеритель наиболее достоверен и нагляден. Его используют для сопоставления уровня производительности труда бригад, звеньев и отдельных рабочих при выполнении однородных работ или выпуске одинаковой продукции. Сопоставить производительность труда при разнородных работах по этому измерителя трудно.

Неуклонный рост производительности труда - важнейший фактор, обеспечивающий увеличение всех показателей эффективности общественного производства: повышение рентабельности, снижение себестоимости, увеличение объемов выпускаемой продукции, экономию рабочей силы и т.д.

Производительность труда - в строительстве скважин - показатель, характеризующий степень плодотворности труда, эффективность целенаправленной деятельности людей при сооружении нефтяных и газовых скважин. Производительность труда характеризуется выработкой или трудоемкостью, которые применяются в нефте- и газодобывающих предприятиях. Уровень трудовых затрат, приходящихся на одну скважину действующего фонда, определяет степень совершенствования организации труда, производства и управления и может быть использован в плановых и аналитических расчетах для определения экономии рабочего времени по факторам:

- повышение технического уровня производства;

- увеличение уровня организации производства и труда;

- изменение объёма производства и др.

Помимо перечисленных показателей, в зависимости от целей проведения экономических расчетов для оценки производительности труда, могут использоваться также следующие показатели:

- товарная или валовая продукция в единых оптовых ценах в расчете на одного работника основного производства, на оного работника промышленно-производственной группы;

- удельная численность рабочих за один скважинно-месяц; валовая добыча нефти в тоннах на одного рабочего промышленно-производственной группы, на одного рабочего основного производства и др.

При анализе и планировании производительности труда в нефтяной и газовой промышленности важно определить не только общее изменение этого показателя, но и оценить влияние на него многих факторов.

Производительность труда один из качественных важнейших показателей работы предприятия. От роста производительности труда зависят темпы развития промышленного производства, повышение заработной платы и реальных доходов трудящихся, размеры себестоимости продукции и увеличение накоплений.

2. Краткая характеристика природных географо-геологических условий района работ. Производственная структура предприятия и характеристика его материальной базы. Динамика и общий анализ основных технико-экономических показателей предприятия.

Типы пород-коллекторов

Типы пород-коллекторов могут быть рассмотрены на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. За последние пятнадцать лет здесь открыты такие месторождения нефти и газа, как Усинское, Возейское, Вуктыльское, Лаявожское, Ванейвисское, Василковское, Кумжинское, Харьягинское, Ярейюское, группа месторождений вала Сорокина (Варандейское, Торавейское и т. д.) и другие, которые позволили принципиально по-новому оценить ресурсы этого еще мало освоенного региона.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, расположенная на северо-востоке европейской части России, приурочена к Печорской эпибайкальской платформенной синеклизе и северной части Новоземельско-Предуральского краевого прогиба.

Площадь перспективных на нефть и газ земель составляет почти 400 тыс.км². В структурном плане провинции выделяются Таманская гряда, Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинскийавлакоген (в составе Печоро-Колвинского и Колвинского мегавалов, Шапкина-Юрьяхинского и Лайского валов и разделяющих их депрессий), Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинскйй авлакоген (в составе мегавалов и валов Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Няртейягинского и разделяющих их Морейюской и Верхнеадзьвинской депрессий) и впадины краевого прогиба: Верхнеепечорская, Большесынинская, Косью-Роговская, и Коротаихинская.На востоке провинция ограничена Уральским кряжем и Новоземельско-Пайхойской грядой.

В разрезе осадочного, чехла провинции, мощность которого закономерно увеличивается с запада на восток от первых, десятков метров на Тимане до 5--7 км на Печорской плите и до 8--15 км во впадинах краевого прогиба, выделяются восемь нефтегазоносных комплексов, характеризующихся наличием всех встречающихся в практике нефтегазопоисковых работ типов пород-коллекторов: ордовикский, преимущественно терригенный, силурийско-нижнедевонскнй карбонатный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный, турнейско-нижне-средневизейский терригенный, внзейско-нижне-пермский карбонатный и пермско-триасовый и юрско-меловой терригенные.

Промышленная нефтеносность установлена в весьма широком стратиграфическом диапазоне: от ордовикско-нижнесилурийских до верхнетриасовых отложений включительно. Залежи нефти и газа открыты в интервале глубин 1500-5700м.

Основными нефтегазоносными комплексами являются средне-девонско-нижнефранский и визейско-нижнепермский. Это объясняется благоприятным, соотношением пластов-коллекторов и перекрывающих их покрышек (кыновско-саргаевской и артинско-кунгурской). Роль других комплексов в настоящее время возрастает в связи с постановкой на них специальных поисковых работ.

Карбонатные коллекторы нефти и газа

Продуктивные карбонатные пласты-колекторы в Тимано-Печорской провинции имеют очень широкое распространение и слагают силурийско-нижнедевонский, в ерхнедевонско-турнейскийи визейско-нижнепермский нефтегазоносные комплексы. По мощности это наиболее крупные комплексы, которые приобретают по мере их изучения все большее значение. Наименее изучен силурийско-нижнедевонский комплекс, залегающий на глубинах 3500-5000м. Комплекс особенно перспективен в районах отсутствия среднедевонских отложений, где под глинистой кыновско-саргаевской покрышкой залегают карбонаты нижнего девона или силура. Кроме того, продуктивные горизонты имеются и внутри силурийских карбонатов под локальными покрышками.

На Поморском месторождении продуктивен риф сирачойского возраста. В фаменских карбонатах платформенной части провинции кроме рифовых массивов прослеживаются также и регионально выдержанные пласты (Ф₁, Ф₂, Ф₃, Ф₄, Ф₅) пористо-каверзных пород мощностью до 10--50 м. Они сложны обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми известняками. Их пористость достигает 10--20%, проницаемость 0,01--0,2 мкм². Основной тип коллекторов поровый и кавернозно-поровый. Залежи нефти в этих пластах открыты на Западно-Тэбукском, Пашнинском, Усинском, Возейском и других месторождениях.

Основные запасы нефти и газа в карбонатных коллекторах провинции выявлены в визейско-нижнепермском нефтегазоносном комплексе. К ним приурочена большая часть запасов нефти и газа севера провинции. Это в основном объясняется наличием регионально выдержанной артинско-кунгурской карбонатно-глинистой покрышкой. В этом комплексе открыты такие месторождения нефти и газа, как Вуктыльское, Усинское, Возейское, Василковское, Ванейвисское, Кумжинское, Лаявожское, Ярейюское, Южно-Хыльчуюское, Варандейское, Торавейское и др. Типы коллекторов комплекса могут быть рассмотрены на примере Ванейвисского и Усинского месторождений.

Ванейвисское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположено в центральной части Шапкина-Юрьяхинского вала и приурочено к брахиантиклинальной складке размерами (4--5)Х21,5 км и амплитудой 250 м. На месторождении в интервале глубин 2100--2400 м в известняках верхне-среднекаменноугольного возраста разведана газоконденсатно-нефтяная залежь массивного типа. Высота газовой части залежи 250 м, нефтяной 15--30 м.

В разрезе залежи выделяются пять выдержанных по площади и гидродинамических связанных пластов-коллекторов пористо-кавернозных известняков, разделенных уплотненными карбонатами. Мощность их составляет от 6--15 м (верхний пласт I) до 90--125 м (пласт IV).

Отношение эффективной мощности профильной части разреза, изменяется от 47 % в своде структуры до 20 % на крыльях. Эффективная мощность отдельных прослоев колеблется от 0,4 до 40 м.

Коллекторские свойства пород разнообразны, что является отображением их литологического состава и условий формирования. Пористость колеблется от граничных значений, принятых расчетным путем равными 8 % для газонасыщенных и 10 % для нефтенасыщенных пластов, до 31,4%; среднее значение пористости составляет 18,6%. Проницаемость достигает 0,2--1,63 мкм² при среднем значении 0,04 мкм². Граничные значения проницаемости составляют для газонасыщенных коллекторов 0,1•10^-3 мкм² и для нефтенасыщенных -- 1•10^-3 мкм². В целом продуктивный разрезе сложен пористо-проницаемыми карбонатными породами, в незначительной степени доломитизированными, трещиноватыми и кавернозными.

Комплексное изучение коллекторов было проведено детально сотрудниками ВНИГРИ М. X. Булач, Л. П. Гмид и С. К. Стетюха, которые выделили пять структурно-генетических типов известняков: органогенные, органогенно-детритовые, шламовые, обломочные и тонкозернистые. Очень редко встречаются доломиты. Наиболее распространены органогенные и органогенно-детритовые известняки, которые в основном и слагают пористо-проницаемые разности пород. Низкопоровые коллекторы приурочены к сильно сцементированным шламовым, тонкозернистым, реже органогенно-детритовым известнякам.

На формирование пустотного пространства известняков оказали влияние как первичные структурные особенности осадков (состав органических остатков, их форма и размеры, вид и количество цемента), так и дальнейшие эпигенетические преобразования, среди которых значительная роль принадлежала процессам выщелачивания, развитию трещиноватости, реже перекристаллизации и диагенетической доломитизации. Органогенные известняки образование которых связано прибрежными мелководными условиями, присутствуют в своде структуры, что свидетельствует о ее формировании в это время и биогермном развитии будущей ловушки, нефти и газа. На более глубоководных участках шельфа шире представлены органогенно-детритовые, шламовые и другие разности известняков.

Органогенные известняки по составу породообразующих органических остатков подразделяются на криноидно-фораминиферо-водорослевые, криноидно-водорослевые с мшанковым детритом и водорослевым с редкими криноидеями, фораминиферами, остракодами мшанок и брахиопод.

Содержание органических остатков составляет 85--95 %, размер их колеблется от 0,3 до 1--1,5 мм. Известняки светло-серые, серые, массивные, пористо-кавернозные. В высокопористых известняках примесь нерастворимого (глинисто-алевролитового) материала незначитёльна (до 2-З %.). Цемент крустификационного и порового типа, сложен мелкозернистым (0,02--0,4 мм) кальцитом. Емкостью пород являются первичные поры седиментационного происхождения, вторичные поры выщелачивания, чаще унаследованные по первичным. Размер пор 0,1--1 мм, встречаются каверны размером 5--7 мм. Распределены поры равномерно и располагаются между органическими остатками, внутри них и реже по трещинам.

Форма пор округлая, удлиненная, щелевидная плотность пород 2-- 2,14 г/см³. Органогенно-детритовые известняки массивные, неясно слоистые, светло-серого и серого цвета. Породообразующими компонентами являются органические остатки, (водоросли, криноидеи, остракоды, фораминиферы, пелециподы, брахиоподы) и их обломки, присутствующие примерно в равных количествах.

Органогенно-детритовые известняки по размеру обломков разделяются на мелко-, средне- и крупнозернистые. Цементирующее вещество здесь составляет 15--35% и представлено тонко-, мелко-, средне- и даже крупнозернистым кальцитом, иногда доломитом.. Тип цемента базальный, поровый, регенерационный.

Содержание нерастворимого остатка от 1,37 до 3,9%. Встречаются стилолиты; размер пор от 0,01--0,05 до 1 мм. По генезису они также подразделяются на первичные и вторичные.

Известняки в разной степени доломитизированы (5--25 %). Доломит вторичный. Пористость коллекторов достигает 22,6 %, проницаемость до 0,347 мкм². Шламовые известняки серые, прослоями массивные или слоистые, иногда слабоалевритистые (5-8 %), глинистые (5-10 %).

Основная масса породы представлена мелкими (до 0,1 мм) обломками, органических остатков; в небольшом количестве (3-12 %) присутствуют целые, органические остатки. Цемент кальцитовый и кальцито-доломитовый. Встречается пирит в рассеянном состоянии и в виде скоплений. Пористость таких известняков невысокая (до 10%), проницаемость (0,01--0,1) 10^-3 мкм².

Тонкозернистые известняки серые, массивные или неясно слоистые как правило, глинистые (8--10%), доломитизированные (5-8 %), слабоалевритистые (2--3%), пиритизированные (5-- 10 %), содержат органогенные обломки и шлам (до 15--35 %) криноидей, мшанок, фораминифер, радиолярий, сложенных кальцитом. Размер обломков 0,1--0,4 мм. Доломит мелкозернистый, рассеянный. Развиты стилолиты с плотностью 36--42 г/м. Открытая пористость известняков достигает 10--15 %, проницаемость их, как правило, невысока -- (0,01--0,5)10^-3 мкм².

Обломочные известняки серые, массивные, сложены тонкозернистыми и водорослевыми известняками. Обломки пород составляют 70--80% и имеют размеры от 0,2 до 2мм. Цемент кальцитовый, мелко- и среднезернистый. Встречаются обломочный и аутигенный кварц, пирит, горизонтальные стилолиты шириной 0,015-0,05мм. Пористость пород невысока -- 3--7 %, проницаемость - 1•10^-3 мкм². Большую роль в емкостно-фильтрационной характеристике известняков Ванейвисского месторождения имеют количество и вид цемента пород, развитие трещиноватости. Так, в отдельных образцах при повышении количества цемента в органогенных известняках от 15 до 35 % значение пористости снижается от 15,8 до 4,12%. Несколько снижается пористость при увеличении доломитизации, окремнении, сульфатизации пород.

Широкое распространение имеет трещиноватость пород. Развиты открытые и заполненные кальцитом и битумом трещины, прямолинейные и извилистые, короткие (до 1мм) и протяженные. Ширина эффективных трещин составляет 0,01--0,025 мм. Ориентировка трещин различная: горизонтальная, вертикальная, наклонная под углами 10--70°. Наибольшая трещиноватость наблюдается на крыльях структуры. Плотность открытых трещин достигает 11--98 г/м.

Трещинная емкость невелика -- 0,05--0,065 %, трещинная же проницаемость достигает (1,2--11,4)10^-3 мкм². Трещинная емкостно-фильтрационная характеристика не оказывает существенного влияния на улучшение коллекторских свойств высокопористых и высокопроницаемых известняков. Однако она очень важна для низкопоровых типов коллекторов, которые без трещинной пористости и особенно проницаемости не могут отдавать содержащиеся в них нефть и газ. Кроме того они обеспечивают гидродинамическую связь по всей толще.

Таким образом, в продуктивном разрезе Ванейвисского месторождения можно выделить коллекторы порового, кавернозно-порoвогo, порово-трещинного и трещинно-порового и других типов.

Поровые и кавернозно-поровые типы развиты в органогенных и органогенно-детритовых известняках. Большое разнообразие коллекторских свойств обеспечивает различную продуктивную характеристику опробуемых в скважинах объектов. В большинстве случаев в результате преимущественного развития высокопорово-проницаемых разностей пород дебиты газа составляют 250-- 1000 тыс. м³/сут при депрессиях на пласты 0,3--9 МПа и нефти 110--135 т/сут при депрессиях на пласты 1,8--5,0 МПа. Максимальные дебиты газа достигают 1,5--2 млн. м³/сут и нефти 150-- 200 т/сут; продуктивность составляет 0,4--1,1 т/(сут•МПа).

Однако при испытании низкопористых разностей известняков дебиты газа иногда составляли всего лишь 10--40 тыс. м³/сут. В двух скважинах притоки нефти были получены лишь по подъему уровня.

На Усинском нефтяном месторождении залежь значительных размеров приурочена к высокопористо-проницаемым карбонатам пермско-каменноугольного возраста. Эффективная мощность нефтенасыщенных пластов в своде массивной залежи достигает 120 м, глубина залегания 1106-1409 м.

Коллекторами являются органогенные, органогенно-детритовые, тонкозернистые известняки, имеющие различные пористость и проницаемость, часто рыхлые, высокопористые, кавернозные, а также доломиты мелко- и среднезернистые. Пористость отдельных проанализированных образцов составляет 28--35 % (при этом пористость части образцов нельзя определить из-за их большой рыхлости) при нижнем пределе 10 %, проницаемость до 1,8 мкм² при среднем значении около 0,02 мкм² и граничном 0,001 мкм².

По керну рыхлые породы составляют около 20 % даже при низком выносе керна (20 %).

Гидродинамические расчеты проведенные руководством С. В. Семукова, показали, что при вязкости нефти данной залежи (0,305 Па•с в пластовых условиях) проницаемость пластов должна составлять 3--35,8 мкм².

Высокая проницаемость обеспечивается большой кавернозностью пород, что является следствием вывода их на поверхность в предверхнепермское время. Это подтверждается частыми провалами бурового инструмента при вскрытии пород и полными поглощениями промывочной жидкости, особенно в сводовых скважинах.

Коллекторские свойства обеспечиваются как первичными, так и вторичными порами. При микроскопическом исследовании шлифов отмечено наличие в известняках и доломитах пустот выщелачивания каверн, а также пор диагенетической доломитизации.

В целом в разрезе пермокарбона Усинского месторождения можно выделить поровый, порово-кавернозный, порово-кавернозно-трещинный и даже карстовый типы коллекторов, при этом наряду с высокопористыми породами в разрезе присутствуют и низкопоровые, трещинные коллекторы, которые также обеспечивают притоки нефти.

Наилучшими коллекторскими свойствами, как и в других районах провинции, обладают карбонаты среднекаменноугольного возраста. Высокие емкостно-фильтрационные свойства карбонатов обеспечивают довольно большие притоки даже тяжелых вязких нефтей. Скважины, как правило, дают до 10--20 т/сут нефти. Глубинные наносы обеспечивают дебиты нефти до 40 т/сут, депрессии на пласт при этом составляют всего 0,15 МПа (например, скв. 11 при дебите 17 т/сут).

Поровые, порово-кавернозные и сложные карбонатные коллекторы широко представлены в отложениях пермокарбона на месторождениях вала Сорокина.

Структура предприятия

Структура предприятия - это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, отделов, служб, лабораторий, составляющих единый хозяйственный объект. Она определяется следующими факторами:

- размерами предприятия;

- отраслью производства;

- уровнем технологии и специализации производства.

Какой-либо устойчивой стандартной структуры нет, она постоянно корректируется под воздействием производственно-экономической конъюнктуры, НТП, социально-экономических процессов. Но каждая структура предприятия имеет два основных блока производственных подразделений. Первый: основное производство; второй: вспомогательное.

Рисунок 1. Производственная структура НГДУ

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба, РИТС - районная инженерно-технологическая служба.

Исходные данные

Вариант № - 1

Таблица 1 - Данные для расчета

N п/п	Показатели	Базисный год	Отчетный год
			по плану	фактический
1	Эксплуатационный фонд скважин - всего	848	856	860
	в т.ч. фонтанные	67	80	87
	насосные	781	776	773
2	Средний дебит, т/скв-мес в т. ч. насосные	956	960	975
	в т. ч. насосные	765	773	780
3	Простои скважин в среднем в течение года, сут.	10	9	11
4	Удельная численность обслуживания одной скважины, чел/скв.	2,30	2,20	2,25
5	Производственная себестоимость 1 тонны нефти, руб.	4650	4800	4870
6	Цена реализации 1 тонны нефти, руб.	9000	9300	9500

Тарифная ставка рабочего Й разряда принимается в расчет:

- базисный год =8200руб.

- отчетный год = 9000 руб.

3 Анализ трудоёмкости добычи нефти

3.1 Определяем объём добычи нефти

Q_н. = , где (1)

q - средний дебит скважины, т/скв. - мес.;

С_Ч.Д. - объём работ в эксплуатации, скв. - мес.;

К_Э - коэффициент эксплуатации скважин.

Коэффициент эксплуатации скважин равен отношению времени работы скважин к календарному времени действующего фонда:

,где (2)

t_Э - время, в течении которого скважины эксплуатировались;

t_Ч.Д. - время, в течении которого скважины действующего фонда числились в эксплуатации.

Таблица 2 - Результаты расчета коэффициента эксплуатации скважин

	базисный год	по плану	фактически
Простой, скв., сут.	10	9	11
Кэ

Объём работ в эксплуатации определяется в скважино-месяцах. Один скважино-месяц - это время работы одной скважины за один условный месяц (30 дней или 720 часов). Количество скважино-месяцев определяется делением часов (дней) работы и остановок на 720 (30).

С=12•N, где (3)

N - число скважин.

Таблица 3 - Результаты расчета объема работ в эксплуатации (скв.-мес.)

скв.-мес.	базисный год	по плану	фактически
Объем работ в эксплуатации	12*848=10176	12*856=10272	12*860=10320

Объем добычи нефти :

Q_баз=12•N_б•q_б•К_{э б}=12·848·956·0,973 = 9461728 т

Q_пл=12·N_пл·q_пл·К_{э пл}=12·56·960·0,975 = 9617969 т

Q_ф=12·N_ф·q_ф·К_э.ф=12·860·975·0,970 = 9758762 т

3.2 Объём добычи нефти в стоимостном выражении определяется умножением себестоимости одной тонны (в руб.) на объём добычи.

Q_баз = 9461728 · 4650 = 43997037 тыс.руб.= 43997 млн.руб.

Q_пл = 9617969 ·4800 =46166252 тыс.руб=46166 млн.руб.

Q_ф = 9758762· 4870 = 47525169 тыс.руб=47525 млн.руб.

3.3 Численность промышленно-производственного персонала определяется умножением удельной численности обслуживания одной скважины (чел.) на эксплуатационный фонд скважин.

Таблица 4 - Результаты расчета ППП

базисный год	по плану	фактически
2,3·848 = 1950чел	2,2·856 = 1883 чел	2,25·860 = 1935 чел

3.4 Производительность труда оценивается в натуральном, стоимостном и трудовом показателях

- при натуральном методе:

, где (4)

Q_н - суммарный объем добычи нефти, т;

Ч - численность работников, чел.

Таблица 5 - Результаты расчета производительности труда (тыс. т ? чел)

базисный год	по плану	фактически
9462 ? 1950 = 4,85	9618 ? 1883 = 5,11	9759 ? 1935 = 5,04

- при стоимостном методе:

, где (5)

- объем добычи нефти (газа), руб.

Таблица 6 - Результаты расчета производительности труда (млн. руб. ? чел)

базисный год	по плану	фактически
43997 ? 1950=22,56	46166? 1883=24,51	47525? 1935=24,56

- при трудовом методе:

, где (6)

 - нормо-часы, трудовые затраты (чел ? часы ).

В данном проекте производительность труда по нормо-часам не рассматривается, так как оплата труда основных рабочих НГДУ - операторов по обслуживанию скважин повременная

3.5 Изменение трудового показателя производительности труда определяется отношением фактической трудоёмкости к базисной (плановой, нормативной)

, где (7)

T₁ и Т₀ - соответственно фактическая и плановая (или нормативная) трудоёмкость (чел/скв-мес. ).

Таблица 7 - Результаты расчета трудоемкости

период	N скв.	чел/скв	Кэ	трудоемкость, чел/скв-мес.
базисный год	848	2,3	0,973	12•848•2,3•0,973 = 22764
по плану	856	2,2	0,975	12•856•2,2•0,975 = 22041
фактически	860	2,25	0,970	12•860•2,25•0,970 = 22520

3.6 Изменение трудового показателя:

- к базисной ДП_б= = 0,989= 98,9%

- к плановой ДП_пл= = 1,022= 102,2%

Главным направлением роста производительности труда на нефтедобывающем предприятии является показатель сокращения трудовых затрат на обслуживание скважины, который определяется как удельная численность обслуживания одной скважины, чел/скв., которая составляет:

Н_ф=2,25 чел/скв. ; Н_пл=2,2 чел/скв. ; Н_баз=2,3 чел/скв.

3.7 Производительность труда в нефтедобыче определяется отношением среднемесячного дебита скважины к удельным затратам труда на обслуживание одной скважины:

, где (8)

q - средний дебит , т/скв. - мес;

Н_у.д. - удельные затраты труда на 1 скв.-мес. эксплуатации, чел-часов.

q_ф=975 т/скв - мес ; q_пл=960 т/скв - мес ; q_баз=956 т/скв - мес.

Таблица 8 - производительность труда , т/чел

Базисный год	По плану	фактически
=416	=436	=433

Производительность труда на нефтегазодобывающем предприятии зависит в основном от двух факторов:

1) производительность скважин

2) удельной численности рабочих в обслуживании скважин, чел/скв.

Таблица 9 - Показатели производительности труда и трудоёмкости

N п/п	показатели	Ед. изм.	Базисный год	Отчетный год	Изменение,%
				по плану	факт.	к плану	К баз-му
1	Объем добычи нефти	тыс.т.	9461,73	9617,97	9758,76	101,5	103,1
2	Объем добычи нефти	млн. руб.	43997,037	46166,252	47525,169	102,9	108,0
3	Численность промышленно-производственного персонала	чел.	1950	1883	1935	102,8	99,2
4	Эксплуатационный фонд скважин	скв.	848	856	860	100,5	101,4
5	Удельная численность обслуживания 1 скважины	чел/скв.	2,30	2,20	2,25	102,3	97,8
6	Среднегодовая выработка на одного работающего:
	а) тыс.т/чел.		4,85	5,11	5,04	98,7	104,0
	б) млн.руб./чел		22,56	24,51	24,56	100,2	108,9
7	Добыча нефти на 1 работающего в месяц	т/чел.	404,3	425,6	420,3	98,7	104,0

3.8 Индекс роста производительности труда (I_П) по сравнению с планом или с базисным периодом определяется отношением фактической производительности к плановой (базисной)

(9)

I_{П (К ПЛАНУ)}=

I_{П (К БАЗИСН.)}=

3.9 Зависимость производительности труда от производительности скважин

(10)

ДП_{q пл}= т/чел;

ДП_{q баз}= т/чел.

3.10 Влияние удельной численности работников на изменение производительности выражается зависимостью

Д (11)

ДП_{уд пл}= т/чел;

ДП_{уд баз}= т/чел

3.11 Изменение производительности () связано с изменением трудоёмкости ( ) следующими соотношениями

; (12)

, (13)

где и принимаются в расчет в %.



Выводы

1. План по добыче нефти выполнен, перевыполнен на 5%. Выполнение объемов добычи по сравнению с базисным годом составляет 103,1%.

2. Эксплуатационный фонд скважин в отчетном году увеличился относительно плана на 4 скважин.

3. Удельная численность персонала в отчетном году относительно плана увеличилась на 0,05 чел/СКВ.

4. План по производительности труда:

- в натуральном выражении не выполнен - на 1,4 %;

- в стоимостных показателях перевыполнен - на 0,2 %.

Несмотря на незначительное невыполнение плана в отчетном году, добыча нефти на одного работающего по сравнению с базисным годом увеличилась на 17 т/чел. в месяц.

Снижение среднемесячного дебита скважин в отчетном году по сравнению с планом годом отразилось на показателях удельной производительности труда. В целом по НГДУ прирост производительности труда при изменение трудоемкости на 1% составляет 1%.

4. Факторы, влияющие на уровень производительности труда и трудоёмкости обслуживания скважин

Факторы, обусловившие увеличение (или уменьшение) объёма добычи нефти и дебитов скважин, можно проанализировать по таблице 9, для чего приведем следующие показатели:

Таблица 10 - Показатели

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Предшествующий год	Отчётный год	Изменение, %
				План	Фактически	К плану	К базисному
1.	Объём добычи нефти	тыс. т.	9461,73	9617,97	9758,76	101,46	103,14
2.	Объём работ в эксплуатации	скв-мес.	10176	10272	10320	100,47	101,42
3.	Среднемесячный дебит скважин	т/скв-мес.	956	960	975	101,56	101,99
4.	Коэффициент эксплуатации	доли ед.	0,973	0,975	0,970	99,44	99,72
5.	Эксплуатационный фонд скважин	скв.	848	856	860	100,47	101,42
6.	Уменьшение числа скважин	скв.	-	-	-4	-	-
7.	Введено из бурения	скв.	-	8	9	112,50	-
8.	Остановлено для ввода в бездействие	скв.	-	6	6	100,00	-
9.	Введено из бездействия	скв.	-	5	7	140,00	-
10.	Календарный фонд времени	скв-мес.	10176	10272	10320	100,47	101,4
11.	Время работы скважин	скв-мес.	9897	10019	10009	99,90	101,1
12.	Время работы с учётом меньшего числа скважин (эффективный фонд времени)	скв-мес.	-	10 067	10009	99,43	-
13.	Сокращение времени бездействия скважин в т.ч. из-за меньшей продолжительности:	скв-мес.	-	-	29	-	-
	а) ремонтных работ	скв-мес.	-	-	18	-	-
	б) аварийных работ	скв-мес.	-	-	11	-	-

Общее изменение [(+) увеличение, (-) уменьшение] добычи нефти под влиянием среднего дебита скважин (q), объёма работ в эксплуатации (С_Ч.Д), коэффициента эксплуатации (К_Э) определяется зависимостью

(14)

(15)

Количественное влияние отдельных факторов на изменение добычи нефти по сравнению с планом или базисным периодом определяется методом цепных подстановок по формулам:

(16)

, где

Q_q, Q_c, О_к - изменение добычи нефти соответственно за счёт изменения дебита, объёма работ, коэффициента эксплуатации.

= т.

= т.

= т.

=140793 т

Сравнением фактических результатов анализируемого года с показателями базисного года определяем количественное влияние факторов на изменение добычи нефти:

;

;

, где

индексом «б» обозначены показатели базисного периода.

= т.

= т.

= т.

=297033 т

Вывод:

1. Перевыполнение плана по добыче нефти составляет 141 тыс. т. По результатам анализа, проведенного методом подстановок выявлено , что перевыполнение плана по добычи произошло:

а). из-за увеличения дебитов скважин на 150135 т.

б). из-за увеличения объемов в эксплуатации на 44944 т.

2. Объем добычи в отчетном году относительно базисного увеличился (на 297 тыс.т.), главным образом, за счет увеличения дебитов скважин и увеличения объемов работ в эксплуатации. Необходимо разработать мероприятия по снижению простоев скважин.

Выявленные успехи в работе НГДУ определяют направления дальнейшего анализа. Помимо анализа выполнения производственной программы НГДУ необходимо провести анализ и по категориям скважин. Данные для такого анализа заносим в таблицу 11.

Таблица 11

№ п/п	Показатели	Предшествующий год	Отчетный год	Изменение, %
			По плану	Фактически	К плану	К базисному году
1	Эксплуатационный фонд скважин - всего	848	856	860	100,5	101,4
	в т.ч.: фонтанные	67	80	87	108,8	129,9
	насосные	781	776	773	99,6	99,0
2	Средний дебит скважин, т/скв.-мес.	956	960	975	101,6	102,0
	в т.ч. насосных	765	773	780	102,0	102,0

По данной таблице определяем причину изменения дебита скважин по видам эксплуатации, с учетом количества эксплуатационного фонда скважин.

Среднесуточный дебит скважин в отчетном году по всему фонду скважин и по насосным скважинам снизился по сравнению с базисным периодом.

Изменение выработки по сравнению с планом и с предшествующим годом:

где (17)

q₁, q₀ - дебиты скважин соответственно отчетного и базисного (планового) года;

Т₀ - трудоемкость базисного (планового) года.

т/чел;

т/чел.

Снижение (увеличение) трудоемкости обслуживания скважин и соответственно увеличение (уменьшение) производительности труда рассчитываются по формуле:

, где (18)

T₁ и Т₀ - затраты труда на скважино-месяц отработанный в отчетном году и в плановом (базисном) периоде.

т/чел.

В добыче нефти и газа уровень производительности труда находится в зависимости от дебитов скважин (q) , скважино-месяцев, численности по действующему фонду скважин (С_Ч.Д.), коэффициента эксплуатации (К_Э) и среднесписочной численности (ч).

Расчет влияния перечисленных факторов:

а) в зависимости от дебитов скважин

; (19)

т/чел.

б) в зависимости от скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду скважин

; (20)

т/чел.

в)в зависимости от коэффициента эксплуатации

; (21)

г) в зависимости от численности работников

; (22)

т/чел.

Вывод: Снижение производительности труда относительно плана произошли

- из-за снижения коэффициента эксплуатации на 28,7 т/чел;

- из-за увеличения численности рабочих относительно плана на 138,7т/чел

Увеличение производительности труда составило

- из-за увеличения скважино-месяцев на 23,9 т/чел;

- из-за увеличения дебитов нефти на 79,7 т/чел.

С целью повышения производительности труда необходимо разработать план ОТМ по увеличению скважино-месяцев и повышению коэффициента эксплуатации.

5. АНАЛИЗ ЧИСЛЕННОСТИ И СОСТАВА ПРОМЫШЛЕННО-ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА

Численность персонала (рабочих, служащих и др.), предусмотренная планом, не может превышаться предприятием.

Увеличение объема работ должно достигаться не за счет увеличения численности, а за счет роста производительности труда.

Абсолютное отклонение фактической численности от плана определяется по формуле:

(23)

чел.

В процессе анализа выявляется причина отклонения фактической численности от плановой. Фактическая численность больше нормативной в результате увеличения удельной численности обслуживания одной скважины.

О квалификации промышленно-производственного персонала (рабочих) можно судить по среднему тарифному разряду, который определяется как произведение числа рабочих каждого разряда на соответствующий разряд. Полученные произведения суммируются и делятся на общее число рабочих.

Таблица 12- Средний тарифный разряд

Разряд рабочего	Предшествующий год	Отчетный год (факт)
	Численность рабочих	Численность рабочих * тарифный разряд	Численность рабочих	Численность рабочих х тарифный разряд
I	-	-	-	-
II	273	546	271	542
III	640	1919	635	1904
IV	505	2021	501	2005
V	343	1716	341	1703
VI	189	1135	188	1126
итого:	1950	7337	1935	7279
Средний тарифный разряд		3,76		3,76

Средний тарифный разряд рабочих составляет 3,76, т.е. таким же как в предшествующем году. Постоянство состава положительно влияет на производительность труда.

Таблица 13- Состояние и движение кадров

аввыпп/п	Показатели, чел	Предшествующий год	Отчётный год
1.	Среднесписочная численность рабочих (ППП)	1950	1935
2.	Принято	27	33
3.	Уволено	29	23
	в т.ч. а) по неуважительным причинам	4	3
	б) по собственному желанию	6	5

Состояние кадров может быть определено с помощью следующих коэффициентов:

а) коэффициент выбытия кадров

; (24)

б) коэффициент текучести кадров



где

Ч_Н.П, Ч_С.Ж - численность уволенных по неуважительным причинам и по собственному желанию соответственно, чел.

Выводы: В отчетном году коэффициент выбытия увеличился на 0,41% . Это могло быть при увольнении в связи с выходом на пенсию, призывом в Армию, переходом на выборную должность, так как в целом численность ППП, уволившихся по неуважительным причинам и соответственно коэффициент текучести кадров сократились на 0,10%.

По данным показателям видно, что текучесть кадров и их выбытие небольшие, следовательно, работники довольны условиями работы и оплаты труда, а средний тарифный разряд достаточно высок для хорошего функционирования предприятия.

6. АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ

Правильная организация производства требует наиболее полного использования рабочего времени. Рабочее время является количественной мерой труда, затрачиваемого на выпуск продукции.

Анализ использования рабочего времени производится путём сравнения плановых и фактических данных баланса рабочего времени в расчёте на всех рабочих и на одного среднесписочного рабочего (по таблице 14).

Таблица 14

Баланс рабочего времени, элементы времени (в днях)	В целом по предприятию	На 1 рабочего
	Предшествую-щий год	Отчетный год	Предшествую-щий год	Отчетный год
Календарный фонд времени	711896	706275	365	365
Выходные и праздники	214544	208980	110	108
Номинальный фонд времени	497352	497295	255	257
Очередные отпуска	25355	27090	13	14
Отпуска по учёбе	1950	3870	1	2
Неявки по болезни	15603	11610	8	6
Неявки, разрешённые законом	5851	3870	3	2
Прогулы	-	-	-	-
Целодневные простои	5851	3870	3	2
Итого потери рабочего времени	54611	50310	28	26
Эффективный фонд рабочего времени	442741	435019	227	231
Среднесписочная численность рабочих	1950	1935

Выводы: Из таблицы следует, что в отчетном году эффективный фонд рабочего времени сократился на 7722 дня, вследствие сокращения производственного персонала. За счет лучшей организации труда целодневные простои сократились на 1981 дня; сократились потери рабочего времени по болезни на 3993 дня. Очередные отпуска увеличились в связи с изменениями законодательства по предоставлению отпусков. Прогулов на предприятии нет, что свидетельствует о высоком уровне трудовой дисциплины.

7. АНАЛИЗ ФОНДА ЗАРОБОТНОЙ ПЛАТЫ

Среднемесячная заработная плата определяется в соответствии с тарифной сеткой, численностью рабочих соответствующего разряда.

Таблица 15 - Тарифная сетка

Тарифный разряд	1	2	3	4	5	6
Тарифный коэффициент	1,00	1,20	1,35	1,55	1,67	1,98
Месячная тарифная ставка в базисном году	8200	9840	11070	12710	13694	16236
Месячная тарифная ставка в отчетном году	9000	10800	12150	13950	15030	17820

Месячная тарифная ставка рабочего 1 разряда установлена в размере 5320 рублей.

В расчёт фонда заработной платы принимается:

1) Размер премии - от 35 до 50% от основной заработной платы по тарифу;

2) Районный коэффициент и северная надбавка - 80% от основной заработной платы с премией;

3) Прочие выплаты (отпускные, сверхурочные, оплата за работу в ночное время и др.) - принимается в расчёте от 32 до 42 % от основной заработной платы с премией.

Таблица 16 - Годовой фонд заработной платы рабочих нефтепромысла (по тарифу)

Базисный год	Отчетный год
I	-	-	-	I	-	-	-
II	273	9840	2686871	II	271	10800	2925720
III	640	11070	7081824	III	635	12150	7711362
IV	505	12710	6420502	IV	501	13950	6991252
V	343	13694	4700745	V	341	15030	5118617
VI	189	16236	3071669	VI	188	17820	3344725
Итого	1950		23961612	Итого	1935		26091675
Итого годовой ФЗП=287 539 343	Итого годовой ФЗП=313 100 105

Таблица 17 - Фонд заработной платы промышленно-производственного персонала.

Показатели	Предшествующий год	Отчетный год
	%	сумма, руб.	уд. вес,%	%	тыс. руб.	уд. вес,%
Общий годовой фонд заработной платы		877570074	100		924647231	100
в т.ч. оплата повремённая		287539343	32,8		313100105	33,9
премия	40	115015737	13,1	38	118978040	12,9
районный коэфф. и северная надбавка	80	322044064	36,7	80	345662516	37,4
прочие выплаты	38	152970930	17,4	34	146906569	15,9
Среднемесячная заработная плата одного рабочего, руб.	37495	39821

Выводы: Среднемесячная заработная плата рабочего в отчетном году увеличилась на 6,2% или на 2326 руб.

Тарифная ставка увеличилась на 9,76%.

В структуре фонда заработной платы увеличился удельный вес повременной оплаты труда. На 1,5% сократился удельный вес прочих выплат и на 0,2% удельный вес премий.

8. ТЕМПЫ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА И СРЕДНЕЙ ЗАРОБОТНОЙ ПЛАТЫ

Изменение среднемесячной заработной платы должно рассматриваться во взаимосвязи с изменением производительности труда,

Индекс изменения производительности труда и изменения среднемесячной заработной платы рассчитывается по формуле

:,

где (25)

П₂ и П₁ - производительность труда отчётного и базисного периода, руб/ чел.

З₂ и З₁ - среднемесячная заработная плата в отчётном и в базисном году, руб./ чел.

Таблица 18

показатели	предш.год	отчетн.год	индекс
Производительность труда, т/чел	416	433	1,043
Среднемесячная заработная плата, руб./чел	37495	39821	1,062
Индекс соотношения темпов роста производительности труда и ФЗП	-	-	0,98

<1

В расчет производительность труда принята в натуральных показателях, а не в стоимостных в связи с инфляцией.

Выводы:

1.По сравнению с базисным периодом заработная плата увеличилась на 6,2%.

2. Производительность труда в натуральных показателях (т/чел) увеличилась на 4,3%.

В результате темпы роста заработной платы опережают темпы роста производительности труда, что недопустимо в работе любого предприятия.

3. Необходимо разработать план по увеличению объемов добычи нефти с целью повышения производительности труда.

Так как продуктивные горизонты на месторождении рассматриваемого НГДУ сложены в основном карбонатными породами, то наиболее эффективным мероприятием повышения интенсификации добычи является солянокислотная обработка. Поэтому предлагается одним из мероприятий повышения дебитов - солянокислотная обработка призабойной зоны скважины.

9. расчет экономического эффекта проведения солянокислотной обработки (КСКО)

9.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

Проведена 1 скважина-операция СКО.

Дата проведения - 15.01.08

Продолжительность эффекта Т = 9,5 месяцев (289 сут.)

Среднемесячный дебит:

- до проведения СКО q₁=10,2 т/сут.

- после проведения СКО q₂=36,2 т/сут.

Коэффициент эксплуатации К_э= 1,0

9.2 РАСЧЕТ ОБЪЕМА ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ НЕФТИ:

Объем добычи нефти рассчитывается по формуле:

Q_Н1=q₁*N₁*T₁*K_э1

Q_Н2=q₂*N₂*T₂*K_э2

ДQ_{н.д. .}= Q₂-Q₁

- до проведения СКО Q₁=10,2?1?1?289=2948 т

- после проведения СКО Q₂=36,2?1?1?289=10462т

Объем дополнительно полученной нефти:

ДQ_н.д. =10462-2948=7514 т

9.3 МЕТОДИКА РАСЧЁТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА СКО

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта. В нем находят отражение частные показатели эффективности: производительность труда, фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производства, показатели технического уровня производства и качества продукции. Показатель экономического эффекта (Э_т) на всех этапах оценки мероприятия определяется как превышение стоимостной оценки результатов (Р_т) над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов (З_т) за весь срок осуществления мероприятия (Т):

Э_т = Р_т- З_т (26)

При определении стоимостной оценки результатов и затрат по мероприятию возможны два основных направления.

Первое, когда использование мероприятия позволяет увеличить объем производимой продукции. В этом случае Р_т представляет собой прирост произведенной продукции, оцененной в оптовых ценах предприятия. З_т складывается из затрат на производство дополнительной продукции и затрат на осуществление мероприятия.

Второе, когда использование мероприятия изменяет технико-экономические показатели существующего производства за счет его реконструкции, модернизации, изменения техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации, управления и т.д. В этом случае , если не изменяется объем производимой продукции. При изменении объема производства величина учитывает изменение объема продукции в оптовых ценах предприятия. Величина З_т во втором варианте представляет собой стоимость всех ресурсов, израсходованных на реализацию мероприятия.

Величина экономического эффекта Э_т рассчитывается с обязательным приведением разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятия моменту времени - расчетному году.

Стоимость оценки результатов (Р_т) за весь срок осуществления мероприятия (Т) определяется по формуле:

,где (27)

Р_t-стоимостная оценка результатов в t-ом году;

t_н, t_к- начальный и конечный год мероприятия;

a_t- коэффициент приведения по фактору времени.

Затраты рассчитываются по формуле:

З_т=З_t?a_t; (28)

Годовой затраты ресурсов определяются по формуле:

З_t=U_t+K_t-Л_t

где (29)

U_t-текущие издержки по производству дополнительной продукции в году t без амортизационных отчислений;

К_t-единовременные затраты (капитальные вложения) при производстве продукции в году t;

Л_t-остаточная стоимость основных фондов, выбывающих в году t.

Коэффициент приведения по фактору времени рассчитывается по формуле:

a_t=(1+E_{н. п.})^tp-1

где (30)

E_{н. п.} - норматив приведения разновременных затрат и результатов;

tp - расчетный год, к которому приводим все затраты и результаты;

t - год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному.

E_нп =(2/3)?E_н

где (40)

E_н- норматив эффективности капитальных вложений, принимаемый равным среднему банковскому проценту.

Экономический эффект для каждого года рассчитываемого периода с учетом коэффициента приведения находят по формуле:

Э_t'=Э_t ? at (41)

9.4 МЕТОДИКА РАСЧЁТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ПРОВЕЛЕНИЯ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Затраты на проведение мероприятия:

З_мер =З_реаг+ З_з/п +З_техн , где (42)

З_реаг - затраты на приобретение химических реагентов, руб.;

З_з/п - затраты на зарплату производственных рабочих, руб.;

З_техн- - затраты на доставку и закачку химических реагентов в пласт, руб.

Затраты на приобретение химических реагентов:

З_реаг=Н_р? Ц_реаг

где (43)

Н_р - норма расхода реагента, т;

Ц_реаг - цена реагента, руб.

Затраты на заработную плату производственных рабочих:

З_з/п=З_общ+З_соц

где (44)

З_общ - общая заработная плата, руб.;

З_соц - отчисления на социальное страхование, руб.

Затраты на доставку и закачку реагентов в пласт:

З_техн=В_р?С_ч

где (45)

В_р - время работ, маш?ч(км пробега);

С_ч - стоимость маш?часа(км пробега).

Затраты связанные с дополнительной добычей нефти:

З_доп=Q_{н доп}?З_пер

где (46)

Q_{н доп} - объем дополнительно добытой нефти, т;

З_пер - условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти, руб./т.

Общие затраты на мероприятие:

З_общ=З_мер+З_доп (47)

Выручка от реализации дополнительно добытой нефти:

В_доп= Q_{н доп} ? Ц

где (48)

Ц - цена реализации нефти.

Экономический эффект от внедрения мероприятия:

Э=В_доп-З_общ; (49)

Прибыль, которую получит предприятие при внедрении метода увеличения нефтеотдачи за счет дополнительно добытой нефти и изменения себестоимости добычи нефти определяется по формуле:

П_б=(Ц-С₂)?(Q₁+Q_{н доп})-(Ц-С₁)?Q₁

где (50)

С₁ и С₂ - себестоимость добычи нефти до и после внедрения метода увеличения нефтеотдачи;

Q₁ - добыча нефти до внедрения метода увеличения нефтеотдачи по предприятию;

Q_{н доп} - дополнительная добыча нефти.

(51)

Налог на прибыль (доход государства):



где (52)

Н_ст - ставка налога на прибыль, %.

Прибыль чистая (прибыль остающаяся в распоряжении предприятия):

П_ч=П_б-П_пр (53)

Срок окупаемости затрат на проведение СКО:

(лет) (54)

9.5 ЗАТРАТЫ НА ПРОВЕДЕНИЕ СКО

Количество химреагентов, продолжительность их закачка берется в соответствии с технологическими нормами проведения солянокислотной обработки. (прилагается наряд - задание на проведение СКО)

Таблица 19 - Затраты на приобретение реагентов

Наименование	Един.измер.	Норма расхода, л.	Цена, руб/л.	Сумма, руб.
Соляная кислота 32%	Л.	650	4,80	3120
Соляная кислота 10%	Л.	2243	3,80	8523
Pen - 88	Л.	36	363,16	13074
Мusol - A	Л.	170	183,00	31110
Losurt-259	Л.	20	195,00	3900
Итого				59727

Заработная плата производственных рабочих:

Таблица 20 - Заработная плата рабочих

Наименование работ	Нормо-часы	Сумма заработной платы
Подготовительные работы, заправка техники	27,1
Работа по СКО	25,7
ПЗР к СКО	5,5
Заключительные работы	9,1
Тарифная ставка, руб/бр-час		1412
Премия 38%		565
Районный коэффициент и северная надбавка (80%)		1130
Итого руб/час		3106
Всего (Зобщ)	67,4	209368

Тариф на бригадо-часы бригады КРС ( в час по таблице 14):

Бурильщик КРС VI - 17820 руб./мес.

Помощник бурильщика КРС IV - 13950 руб./мес.

Помощник бурильщика КРС III - 12150 руб./мес.

Машинист подъёмника V - 15030 руб./мес.

Итого месячная тарифная ставка вахты = 58950 руб.

Итого часовая тарифная ставка вахты = 58950:167= 352,99 руб.

Итого тарифная ставка бригады = 353 ? 4 = 1412 руб.

Единый социальный взнос 26,0 %:

З_СОЦ=209368?0,26 = 54436 руб.

Затраты на спецтехнику:

а) пробег техники от базы до скважины и обратно, расстояние 20 км., 1 час-

ЦА320=1*2*2*500=2000 руб.

ППУ=1*1*2*480=960 руб.

Итого=2960 руб.,

Где 2000 и 960 руб. - стоимость часа пробега соответственно ЦА320 и ППУ, руб.

б) прокат спецтехники при закачке химреагентов в скважину

Таблица 21 - Затраты на доставку и закачку химических реагентов

Вид техники	Количество	Время работы, ч.	Стоимость машино-часа,руб.	Сумма,руб.
КРАЗ ЦА320	2	67,4	863	116332
КРАЗ ППУ	1	67,4	1155	77847
Итого: (Зтехн)				194179

Затраты на спецтехнику:

194179+2960=197139

Затраты на проведение мероприятия:

З_МЕР= 59727 + 209368 + 54436 + 197136 =520670 руб.

Затраты, связанные с дополнительной нефтью (прилагается калькуляция себестоимости добычи 1т. нефти):

З_ДОП = руб.

Общие затраты на мероприятие:

З_ОБЩ = 520670 + 11135372 = 11656042 руб.

Выручка от реализации дополнительной нефти:

В_{ДОП. Н} = руб.,

где 9000 руб.- цена реализации нефти на внутреннем рынке (руб./т.).

Экономический эффект:

Э = 67626000 - 11656042 = 55969958 руб.

Себестоимость добычи 1 тонны нефти после проведения СКО: