Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении



5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Фон загрязнения объектов природной среды

Бурение скважин при определенных условиях может сопровождаться:

- химическим загрязнением почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков, атмосферного воздуха веществами и химреагентами, используемыми при проводке скважины, буровыми и технологическими отходами, а также пластовым флюидом (газоконденсатом, минерализованной водой), получаемым в процессе освоения скважины;

- физическим нарушением почвенно-растительного покрова, грунтов зоны аэрации, природных ландшафтов на буровых площадках и по трассам линейных сооружений (дорог, ЛЭП);

- изъятием водных ресурсов и т. д.

Основные возможные источники и виды негативного воздействия на окружающую среду (ОС) при строительстве скважины следующие [11]:

- автодорожный транспорт, строительная техника;

- блок приготовления бурового раствора, устье скважины, циркуляционная система, система сбора отходов бурения и т. п.;

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- отходы бурения: отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ); тампонажные растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- горюче-смазочные материалы (ГСМ);

- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (нефть, минерализованные воды);

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания дизель-электростанции и котельной;

- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

- загрязненные ливневые сточные воды;

- перетоки пластовых флюидов по затрубному пространству скважины из-за некачественного цементирования колонн, несоответствия конструкции скважины геолого-техническим условиям разреза и перетоки по нарушенным обсадным колоннам;

- продукты аварийных выбросов скважины (пластовый флюид, смесь пластового флюида с буровым или тампонажным раствором);

- негерметичность обсадных колонн, фонтанной арматуры, задвижек высокого давления и т. п.

5.2 Объемы отходов бурения

В процессе бурения скважины образуются три вида отходов: БШ, ОБР, БСВ.

С целью сокращения объемов наработки бурового раствора, а следовательно, уменьшения объема ОБР, подлежащего обезвреживанию и утилизации, предусмотрена четырех - ступенчатая система отчистки бурового раствора от выбуренной породы.

Рассчитывается количество отходов в процессе бурения и освоения.

Объем выбуренной породы при строительстве скважины определяется по формуле

, (5.1)

где - объем выбуренной породы при бурении скважины под кондуктор; - объем выбуренной породы при бурении скважины под эксплуатационную колонну.

Объем выбуренной породы при бурении интервала определяется по формуле

, (5.2)

где - диаметр скважины, м;

- коэффициент кавернозности;

- длина интервала.

Тогда при бурении интервала скважины под направление

Тогда при бурении интервала скважины под кондуктор

При бурении интервала скважины под эксплуатационную колонну

Тогда по формуле (5.2.1.2)

Определяется объем шлама по формуле (5.3.1.3):

(5.3)

где 1,2 - коэффициент учитывающий разуплотнение породы;

1,052 - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора, уходящего со шламом при очистке на вибросите, пескоотделителе, илоотделителе и центрифуге;

1,1 - коэффициент, учитывающий увеличение объема шлама за счет влагосодержания.

Исходя из опыта бурения скважин объем ОБР и БСВ в сумме составляет примерно 115 - 120% от объема бурового шлама.

(5.4)

5.3 Система сбора и хранения отходов бурения

При бурении скважин на кустовой площадке строится шламовый амбар, который предназначен для сбора шлама и жидких отходов бурения и освоения скважины.

Шламовый амбар должен быть обвалован. Высота обвалования 1 м, ширина по верху - 0,8 м, уклон до 1:2. Отходы бурения попадают в шламовый амбар, где происходит оседание шлама и твердой фазы.

В целях предупреждения загрязнения грунтовых вод инфильтратом отходов бурения дно и стенки амбара должны быть гидроизолированы. Гидроизоляция может выполнятся цементно-глинистой пастой.

Для расчета объема шламового амбара VША используется формула:

(5.5)

где Vобщ - общий объем отходов бурения.

(5.6)

м3

м3

Таким образом, в процессе строительства скважины подлежит размещению в шламовом амбаре м3 отходов бурения.



5.4 Методы и системы очистки, обезвреживания и утилизации отходов бурения

Очистка бурового раствора от выбуренной породы с помощью комплектного оборудования буровой установки направлена на решение задач технологии проводки скважин и повышение показателей работы долот. После механической очистки буровой раствор поступает в рабочие емкости, а выбуренная порода удаляется в шламовый амбар.

Промышленное оборудование и технология очистки отходов бурения до уровня ПДК отсутствует. Снижение концентрации твердой фазы в отходах бурения достигается двумя этапами:

- естественное отстаивание отработанного бурового раствора, бурового шлама и буровых сточных вод в первой секции амбара;

- осветление жидкой фазы отходов бурения методом реагентной коагуляции. При реализации метода жидкую фазу обрабатывают
системой: коагулянт - флокулянт. В качестве коагулянта могут быть использованы: сульфат алюминия, алюминиевые квасцы, сульфат железа и т.п. Наиболее доступным и достаточно эффективным является сульфат алюминия. В качестве флокулянта рекомендуется использовать полиакриламид (ПАА) - анионоактивный полимер. Количество коагулянта, необходимое для достижения требуемой степени очистки зависит от вида используемого коагулянта и химического состава жидкой фазы. Расход коагулянта - сульфата алюминия 0,6 кг на 1 м3 обрабатываемой жидкости, флокулянта ПАА - 0,06 кг/м3. Рекомендуемое время отстоя после введения системы коагулянт-флокулянт около 1 сут. После отстоя, осветленная жидкая фаза откачивается в нефтепромысловый коллектор или закачивается в поглощающую скважину.

Обезвреживание бурового шлама и твердой фазы отходов бурения до связанной инертной массы достигается вводом вяжущего вещества совместно с активирующими добавками. В качестве отверждаюших добавок могут применяться: карбамидная смола, хризотил, портландцемент, гипс и т.п.

Миграция загрязняющих веществ из связанной инертной массы исключена, поэтому отвержденный шлам можно захоронить в амбаре засыпкой грунтом.

Конструктивная прочность накопителя и предотвращение фильтрации жидкой фазы за пределы накопителя обеспечивается геометрией боковых поверхностей, применением синтетического натканного материала (СНМ) и созданием на внутренней поверхности накопителя противофильтрационных экранов из глинистых (суглинистых) грунтов.

Система утилизации и захоронения буровых отходов должна включать:

- сбор и накопление в накопителе-отстойнике сбросов выбуренной породы, отработанных промывочных жидкостей и сточных вод с поверхности, находящейся под вышечно-лебедочным и насосно-емкостными блоками;

- отстой в накопителе - отстойнике жидкой фазы за счет гравитационного выпадения твердой фазы;

- захоронение отходов бурения после окончания строительства скважины ликвидацией накопителя.

При ликвидации накопителя в период положительных температур окружающего воздуха производится химическая обработка.

5.5 Места вывоза и захоронения отходов бурения

Сброс отходов бурения за пределы кустового основания запрещается.

При необходимости вывоза отходов бурения за пределы кустового основания заказчиком в установленном порядке определяются и обустраиваются полигоны для сбора и хранения отходов производства.



5.6 Сроки и методы рекультивации земель

Рекультивация земель проводится в срок с 1.04 по 1.09 и включает в себя два этапа: технический и биологический. При проведении технического этапа должны быть выполнены следующие работы:

- очистка площадки от бетонных и металлических отходов, засыпка амбаров, планировка площадки;

- строительство подъездных путей к некультивированным участкам, строительство въездов и дорог на них;

- покрытие площадки слоем плодородной почвы.

Биологический этап осуществляется после завершения технического и включает в себя: весь комплекс агротехнических и мелиоративных мероприятий по восстановлению участка.

По окончанию бурения и опробования скважины, демонтажа и вывоза оборудования, работу по рекультивации земель следует производить в следующей последовательности:

- демонтировать фундамент;

- очистить участок от металлолома и других материалов с последующей его рекультивацией;

- снять загрязненные нефтью грунты, обезвредить и захранить в шламовом амбаре;

- при ликвидации шламового амбара обезвредить отходы бурения, засыпать грунтом из обваловки амбара или привозным.

Биологический этап рекультивации земель должен осуществляться после полного завершения технического этапа и включает в себя весь комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий по восстановлению нарушенных земель. Осуществляется землепользователем за счет средств организации, нарушавшей землю.



5.7 Организационные мероприятия по предупреждению загрязнения объектов природной среды

1. Основные требования к буровым растворам.

Промывочная жидкость снижает интенсивность кавернообразования, позволяет значительно снизить объем нарабатываемого раствора за счет уменьшения скорости гидротации выбуренной породы и перехода ее коллоидной составляющей в раствор.

Для химической обработки промывочной жидкости используются высокоэффективные реагенты с определенными санитарно - технологическими характеристиками, обладающими способностью снижать токсичность отходов бурения.

Нефть и нефтепродукты в качестве смазочной добавки к глинистому раствору не предусматриваются.

2. Предупреждение загрязнения территории буровой.

Основание должно обеспечивать размещение, монтаж и эксплуатацию необходимого комплекса сооружений и оборудования для строительства скважин и предотвращать прямое контактирование технических средств и технологических процессов с естественной территорией.

Основные земляные, транспортные и строительно-монтажные работы требуется проводить в период устойчивых отрицательных температур воздуха.

Защита территории основания и территории, окружающей основание обеспечивается:

конструктивным исполнением технологического оборудования, предотвращающим переливы, утечки и проливы технологических жидкостей;

исключением попадания отходов бурения на поверхность за счет введения элементов сбора и отвода (поддоны, трубопроводы, желоба, подроторная воронка), проливов жидкостей, образующейся при ремонте оборудования и подъеме инструмента, при сбросе с вибросита, гидроциклонов, шламоотделителей и отработанных промывочных жидкостей из блока емкостей;

создание организованного стока с поверхности основания, находящегося под вышечно-лебедочным и насосно-емкостными блоками, талых, дождевых, и сточных от обмыва оборудования вод в накопитель - отстойник;

обваловкой периметра производительной зоны основания и созданием уклонов поверхности зоны от обваловки к отстойникам - накопителям с целью предупреждения слива дождевых, талых и сточных вод за территорию площадки;

обваловкой места установки блока ГСМ, емкости сбора отработанных ГСМ;

сооружением накопителей для сбора, хранения и последующей утилизации и захоронения шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод;

в процессе освоения скважин продукт (нефть) собирается в емкости с последующим использованием в котельной и закачкой излишек в нефтяной сборный коллектор.

5.8 Охрана почв и водных объектов при подготовительных, строительно-монтажных работах и в процессе бурения скважин

Транспортировка бурового оборудования осуществляется только по дорогам, соединяющим основную трассу и буровую площадку. При отсутствии дорог перевозки оборудования возможны только в зимнее время года по специально подготовленным трассам и зимникам. В летнее время движение транспорта должно осуществляться по дорогам с твердым покрытием или водным путем. Расположение трасс перетаскивания бурового оборудования, подъездных дорог и зимников, а также сроки их использования согласовываются с местными органами.

При трассировке временных дорог руководствуются следующими положениями: трассу прокладывают на участках местности с относительно спокойным рельефом; в случае совпадения направления дороги с направлением реки трассу прокладывают в ее пойме; избегают открытых снегозаносимых понижений рельефа, глубоких и плохо промерзающих болот.

Строительство временных дорог необходимо осуществлять в зимний период года при наличии мерзлого мохо-торфяного покрова.

Передвижение наземного транспорта необходимо осуществлять только по подготовленным дорогам.

На той части участков и трасс, где не намечаются земляные и планировочные работы, необходимо обеспечивать сохранение не менее 40% травяно-мохового покрова и почв. С целью сохранения плодородия почв и предотвращения эрозийных процессов предпочтение отдается зимней прорубке трасс.

В районе с тундровыми и мерзлотно-таежными почвами плодородный слой почвы не снимается. Максимально сохраняется почвенный и растительный покров, естественное состояние ММП.

Схемы размещения бурового оборудования разработаны с учетом руководящих документов по охране окружающей среды и являются основой для определения объемов строительно-монтажных работ.

Площадка, предназначенная для размещения бурового оборудования, строительства амбаров и склада ГСМ, должна быть очищена от леса, кустарника, затем произведена отсыпка песком. На остальной территории строительной площадки должен быть сохранен травяно-моховой покров не менее 40 %.

При выборе площадки на участках, примыкающих к существующим оврагам и склонам, для предупреждения термоэрозии необходимо на склонах площадки сохранять мохово-торфяной покров.

Для уменьшения степени загрязнения пластов в проекте предусмотрена ограниченная скорость спуска обсадных труб (0,4 м/с).

Для того, чтобы поверхностные воды не засорялись бытовыми отходами, в проекте предусмотрено применение мусоросборников.

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:

-глинистая кольматация стенок скважины с образованием прочной низкопроницаемой корки, препятствующей фильтрации раствора в водоносный горизонт;

-обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающими снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;

-ограничение репрессий на водоносный горизонт путем регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе спускоподъемных операциях.

5.9 Материалы и технические средства, используемые для очистки и утилизации буровых сточных вод

К материалам и техническим средствам, используемым для очистки и утилизации буровых сточных вод относятся: коагулянт, флокулянт, известь, установка для очистки, водяной насос, ёмкости для растворов, коагулянта и флокулянта, устройство для обработки буровых сточных вод коагулянтом или флокулянтом, краны или задвижки, трубы, шланги, цементировочный агрегат ЦА-320М, автосамосвал.

Продолжительность работы ЦА-320М при обработке жидких отходов бурения коагулянтом-флокулянтом - 80,0 час; продолжительность работы ЦА-320М при откачке осветленных жидких отходов бурения в нефтепромысловый коллектор - также 80,0 час.

5.10 Материалы и технические средства, используемые при вывозе, утилизации и обезвреживании отработанного бурового раствора и бурового шлама

Материалы и технические средства, используемые при вывозе, утилизации и обезвреживании отработанного бурового раствора и бурового шлама представлены следующими: автоцистерна, экскаватор, автосамосвал, отверждающий состав, цементировочный агрегат, смесительная машина, установка для обработки отработанного бурового раствора отверждающим составом, установка для отверждения бурового шлама, установка для термической обработки отходов бурения, энергоносители, материалы, используемые для сбора плавающей нефти, технические средства для сбора и откачки нефти.

Продолжительность работы ЦА-320М при отверждении бурового шлама - 36.7 час.

Обезвреживание отработанного бурового раствора производится методом отверждения с последующим захоронением в шламовых амбарах. Жидкая фаза отработанных буровых растворов осветляется методом реагентной коагуляции.

5.11 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Приоритетным загрязняющим фактором являются дымовые газы автотранспорта и строительных машин в процессе строительства кустового основания и передвижной теплофикационной котельной с котлами ПКН-2с (паропроизводительность - 2 т/час, расход нефти 158 кг/час) в процессе строительства скважины. Основными выбрасываемыми вредными веществами при работе транспорта и строительных машин и при рабочем режиме горения нефти в топках котлов являются: оксид углерода, окислы азота и серы.

Газоочистка конструкцией котельной и проектом не предусматривается.

В теплое время года испарения углеводородов из емкостей ГСМ, циркуляционной системы и шламовых амбаров являются загрязняющим фактором, интенсивность воздействия которого зависит от объемов применения нефти и нефтепродуктов для технологических целей, от герметичности емкостей и исправности запорной и контрольной арматуры. Загрязнение атмосферного воздуха испарениями углеводородов носит эпизодический характер.

В процессе приготовления буровых и тампонажных растворов возможно загрязнение воздуха пылью сыпучих материалов: цемента, глинопорошка, химреагентов и т.п. Загрязнение атмосферного воздуха пылью также носит эпизодический характер.

При строительстве скважин рекомендуется осуществлять следующие мероприятия для снижения отрицательного воздействия на атмосферный воздух:

-до начала бурения скважины необходимо проверить и привести в исправное состояние все ёмкости, где будут храниться буровые растворы и химические реагенты;

-устье скважины, система приёма и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины, циркуляционная система должны быть герметизированы;

-для процесса строительства скважины необходимо использовать химические реагенты, имеющие установленные значения ПДК;

-доставка и хранение химических реагентов должны осуществляться в герметичных ёмкостях, необходимо вести учёт расходуемых и отработанных ГСМ и химических реагентов;

-применяемый при строительстве скважины передвижной транспорт должен своевременно проходить контроль;

-процесс сжигания топлива в котельной и ППУ необходимо регулировать (оптимизировать) согласно режимным картам;

-определение содержания загрязняющих веществ в отработанных газах дизельных агрегатов и при работе двигателя автомобиля осуществлять с помощью газоанализатора.

5.12 Ликвидация и консервация скважин

При возникновении необходимости ликвидации или консервации скважин изоляционно-ликвидационные работы осуществляются по индивидуальному плану, согласованному с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов в соответствии с «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» РД 08-71-94.

Скважина, законченная строительством, подлежит консервации на срок до передачи ее в эксплуатацию.

При вводе скважины в консервацию необходимо поднять из скважины оборудование, промыть и очистить ствол скважины. Устье заполнить незамерзающей жидкостью. Ствол скважины заполнить жидкостью, обеспечивающей необходимое противодавление на пласт.

Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Госгортехнадзором России 09.04.98 г.

Проверяется герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции.

Необходимость спуска насосно-компрессорных труб в скважине, а также установки цементного моста выше интервала перфорации определяется службой Госгортехнадзора.



5.13 Контроль за состоянием и охраной окружающей природной среды

В соответствии с "Основами земельного законодательства"" РФ 17.04.93 г., законом "О недрах'' РФ, 4.05.92 г., законом РФ "Об охране окружающей природной среды" 3.03.92 г. производственные объединения и управления организуют ведомственный контроль за использованием и охраной недр, почв и водных объектов, за сбором, очисткой и обезвреживанием отходов производства.

Для организации ведомственного контроля за состоянием и охраной окружающей среды на предприятиях создаются соответствующие структурные подразделения, службы, лаборатории или отделы. Форма и содержание работы, распределение обязанностей и ответственности, вид и содержание учетной документации и отчетности определяются в соответствии с действующими нормативными актами, видом и объемом производственной деятельности.

Строительство кустового основания осуществляется по проекту, предусматривающему комплекс мероприятий по защите окружающей среды. Проект строительства скважины учитывает требования охраны окружающей среды, как непосредственно в процессе строительства, так и в процессе эксплуатации скважины.

Применяемое для строительства скважины типовое комплектное оборудование не позволяет снизить концентрацию загрязняющих веществ в отходах бурения до уровня ПДК, поэтому комплекс мероприятий носит в значительной мере организационный характер и направлен на предупреждение или максимальное снижение вредного воздействия техники и технологии на окружающую среду

Работы по охране окружающей среды при строительстве кустового основания и строительстве куста скважин предусматривают:

-детальное обследование источников загрязняющих выбросов и отходов, определение массы выбрасываемых загрязняющих веществ;

-разработку организационно-технических мероприятий по предупреждению или максимальному снижению загрязняющих выбросов и отходов производства;

-разработку плана контроля за состоянием и охраной окружающей среды и согласование плана с соответствующими природоохранными органами;

-контроль выполнения проектов и действующих проектных решений;

-организация и ведение мониторинга.

5.14 Охрана недр при строительстве скважин

Для обеспечения охраны недр настоящим проектом предусматривается строительство скважин в соответствии с действующими требованиями технологии бурения, крепления и испытания скважин в соответствии с инструкциями и руководящими документами.

Основной этап проектирования, обеспечивающий качественное строительство скважины несет в себе следующие природоохранные функции:

обеспечивает охрану недр надежной изоляцией флюидо - содержащих горизонтов друг от друга;

предупреждает возникновение, нефтегазопроявлений и открытых выбросов нефти и газа в окружающую среду путем использования рационального количества обсадных колонн, расчета глубин их спуска, изоляции нефтеводоносных горизонтов тампонажными растворами за всеми обсадными колонками, а также установкой на кондуктор противовыбросового оборудования согласно ГОСТ 13862-90.

предотвращение проникновения газа в проницаемые горизонты предусматривается путем применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и применения специальной герметизирующей резьбовой смазки типа Р - 402.

Для уменьшения степени загрязнения пластов в проекте предусмотрена ограниченная скорость спуска обсадных труб.

Для того, чтобы поверхностные воды не засорялись бытовыми отходами, в проекте предусмотрено применение мусоросборников.

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:

глинистая кольматация стенок скважины с образованием прочной низкопроницаемой корки, препятствующей фильтрации раствора в водоносный горизонт;

обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающими снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;

ограничение репрессий на водоносный горизонт путем регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления.



6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия ЗАО «Сибирская Сервисная компания»

Нефтеюганский филиал ЗАО «ССК» создан на базе четырех сервисных предприятий региона, входивших в состав Нефтеюганского УБР. В самом начале здесь работало 8 бригад бурения и 22 - капитального ремонта скважин. Наиболее крупные проекты -- на Приобском и Салымском месторождениях. Здесь сегодня работают самые современные буровые установки БУ 4500 ЭУК, оснащенные верхними силовыми приводами. Бурение скважин проходит в рекордные сроки, в среднем от 9 до 11 суток.

Остновными партнерами копании ОАО «НК «Роснефть» (ОАО «РН-Юганскнефтегаз», ЗАО «Ванкорнефть», ОАО «Томскнефть» ВНК, ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Восточно-Сибирская Нефтяная Компания»), ОАО «Газпром» (ООО «Красноярскгаздобыча», ЗАО «Зарубежнефтегаз», ОАО «Томскгазпром», ОАО «Газпромнефть» (ООО «Газпромнефть-Хантос», ООО «Газпромнефть-Восток»)), Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», ОАО «Восточная Транснациональная Компания», ОАО «Татнефтепром», ЗАО «Самара-Нафта», ОАО «Норд-Империал», ОАО «Альянснефтегаз», ОАО «Северонефтегаз», «Smith Siberian Services», «Derrick Equipment», ОАО «НОВАТЭК», ОАО Нефтегазовая компания «Русснефть» и другие, не менее известные в российской и мировой нефтяной промышленности компании.

Предприятие возглавляет директор филиала, у которого есть шесть заместителей: технический директор - первый заместитель директора, заместитель директора по экономике и финансам, заместитель директора по безопасности, заместитель директора по производству, заместитель директора по работе с персоналом и заместитель директора по общим вопросам.

Техническому директору подчиняются следующие руководители: главный технолог, главный геолог и заместитель технического директора по ОТ и ПБ. Также он курирует работу отдела главного механика, отдела главного энергетика, производственно-технического отдела бурения, производственно-технического отдела КРС и отдела компьютерных технологий.

Главный технолог возглавляет технологический отдел, технологическую группу по бурению и группу заключительных работ, а также лабораторию буровых и тампонажных растворов. Главной задачей этих подразделений является контроль и выполнение технологии строительства скважин.

Главный геолог возглавляет геологический отдел, который разделен на отдел бурения и отдел КРС, также в его подчинении находится группа геологов на месторождении. Задачей геологического отдела является предоставление информации, связанной с геологией при бурении и освоении скважин.

Заместитель технического директора по ОТ и ПБ возглавляет одноименную службу, главной задачей которой является контроль промышленной безопасности на всех объектах НФ ЗАО «ССК» и обеспечение предприятия всем необходимым для создания безопасных условий труда.

Заместитель директора по производству возглавляет центральный пункт диспетчерской службы (ЦПДС), через которую он руководит работой следующих служб и цехов: служба буровых и вышкомонтажных работ, служба по ремонту скважин и цех тампонажных работ.

Служба буровых и вышкомонтажных работ включает в себя: цех буровых работ (ЦБР) и цех вышкомонтажных работ. ЦБР является органом оперативного управления основным производством, обеспечивающим выполнения плана-графика строительства скважин в целом по предприятию с соблюдением установленной технологии. Начальник ЦБР организует работу шести буровых бригад и бригады технического водоснабжения. В цех вышкомонтажных работ входят три бригады, которые обеспечивают работы по выполнению плана-графика строительства буровых, организации и выполнение переездов и передвижек буровых установок, а также по установке и монтажу оборудования с соблюдением установленной технологией.

К службе по ремонту скважин относятся: цех по зарезке вторых стволов (ЦЗВС) и цех по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. В ЦЗВС входят две бригады. Задачами ЦЗВС является планирование технологии работ по зарезке второго ствола, и выполнение этих работ.

Цех тампонажных работ организует работы по креплению скважин, обеспечению основного производства исправными агрегатами, техническому обслуживанию и ремонту техники. В цех тампонажных работ входят: ремонтно-механическая мастерская, отдел эксплуатации, участок крепления и участок освоения.

Заместитель директора по экономике и финансам руководит работой планово-экономического отдела и проектно-сметного отдела. Кроме того, ему подчиняется главный бухгалтер, который организует и планирует работу следующих секторов: по учету основных фондов, по учету материалов, по расчетам заработной платы, по налогам, по отчетности.

Заместитель директора по работе с персоналом руководит работой отдела кадров, отдела организации и мотивации труда, менеджера по обучению, менеджера по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям, сектором по социально-бытовым вопросам.

Заместитель директора по общим вопросам руководит работой административно-хозяйственного отдела, отделом материально-технического снабжения и базой производственного обслуживания, куда входят прокатно-ремонтный цех бурового оборудования и прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров.

Заместитель директора по безопасности руководит работой службы безопасности предприятия.

Одним из ближайших изменений в структуре предприятия является выделение технологического отдела в самостоятельную технологическую службу. В настоящее время идет разработка схемы взаимодействия службы с предприятием. Схема организационной структуры приведена на рис. 6.1.

Рис. 6.1 - Организационная структура Нефтеюганского филиала ЗАО «Сибирская Сервисная Компания»

6.2 Расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины

Нормативная карта - это документ, в котором указывается нормы времени на выполнение отдельных операций в процессе строительства скважины, а также общее время на строительство скважины. Расчет нормативной карты производится по следующему плану:

Нормативного времени на механическое бурение рассчитывается по формуле

, (6.1)

где - нормативное время на механическое бурение рассчитываемого интервала; - нормативное время на механическое бурение одного метра данного интервала (из местных норм), час.; - количество метров в интервале, м.

В интервалах, где проходка ведется с отбором керна, нормативное время на механическое бурение рассчитывается дважды.

а) Время на механическое бурение с отбором керна специальными долотами и снарядами. Рассчитывается по формуле

, (6.2)

где - нормативное время на механическое бурение с отбором керна рассчитываемого интервала, час; - время бурения одного метра с отбором керна (из местных норм), час; - количество метров в интервале отбора керна, м.

б) Время на проработку интервала пробуренного с отбором керна.

Расчет ведется по формуле

, (6.3)

где - нормативное время на проработку ствола скважины после бурения с отбором керна, час; - время на проработку одного метра интервала (из местных норм, как на механическое бурение сплошным забоем), час; - количество метров в интервале отбора керна, м.

Расчет нормативного времени на спускоподъемные операции

Нормативное количество долблений по каждому интервалу рассчитывается по формуле

, (6.4)

где - нормативное количество долблений; - количество метров в интервале, м;

- проходка на долото (из местных норм).

Количество спускаемых по интервалам свечей рассчитывается по формуле

, (6.5)

где - нормативное количество долблений в интервале; - соответственно начальная и конечная глубина интервала, м; - длинна неизменной части инструмента (в зависимости от условий бурения состоит из суммы: квадрат - 14,5 м, турбобур - 9,5 м, переводник долото - 1 м, УБТ - из задания), м; - проходка на долото, м; - длина свечи, м.

Количество поднимаемых по интервалам свечей определяется по формуле

, (6.6)

где - длина интервала, м.

Нормативное время на спуск свечей рассчитывается по интервалам по формуле

, (6.7)

на подъем свечей

, (6.8)

где и - нормативное время соответственно на спуск и подъем одной свечи (из ЕНВ), мин.

При оснастки талевой системы :

мин; мин.

При оснастке талевой системы :

мин; мин.

При глубине залегания интервала более 2500 м, к нормам времени на спуск и подъем одной свечи добавляется 0,1 мин.

Расчет нормативного времени на наращивание труб.

Нормативное время на наращивание труб рассчитывается по следующей формуле

, (6.9)



где - нормативное время на одно наращивание, час; - количество наращиваний, которое определяется по формуле

, (6.10)

где - длина интервала, м; - длина неизменной части инструмента, м; - длина трубы (12,5), м.

Расчет нормативного времени на прочие работы

Нормативное время на смену долота рассчитывается по интервалам по формуле

, (6.11)

где - нормативное количество долблений по интервалам;

Время на промывку скважины после спуска и перед подъемом инструмента

Нормативное время на промывку скважины после спуска и перед подъемом инструмента, рассчитывается по формуле

, (6.12)

где - начальные глубины интервалов, м; - конечные глубины интервалов, м; - нормативное время одной промывки одного 100 метрового интервала скважины (из ЕНВ), час; - количества долблений по интервалам.

Время на проверку турбобура

Смена и проверка турбобура производится после 40 часов работы турбобура на забое скважины. Временем непосредственной работы турбобура считается время механического бурения и промывки. Расчет производится по формуле

, (6.13)

где - нормативное время механического бурения турбинным способом, час; - нормативное время на промывку скважины после спуска и перед подъемом инструмента, час; - норма времени на одну смену и проверку турбобура (из ЕНВ равна 0,63 часа).

Время на подготовительно - заключительные работы

Нормативное время на подготовительно - заключительные работы при спускоподъемных операциях рассчитывается по интервалам, суммируется с нормативным временем на смену долота и заносится в нормативную карту. Расчет для каждого интервала по формуле

, (6.14)

Опрессовка бурильных свечей проводится через каждые 500 м глубины скважины. Расчет нормативного времени на опрессовку проводится по формуле

, (6.15)



где - норма времени на подготовительно - заключительные работы к опрессовке, равная 1,67 часа (по ЕНВ); - норма времени на опрессовку одной свечи, равная 0,11 часа (по ЕНВ); - количество опрессовок в зависимости от глубины скважины; - длинна свечи, м; - длина опрессованного бурильного вала ( и т. д., где - длина неизменной части инструмента), м.

Время на переоснастку талевой системы

Нормативное время на переоснастку талевой системы составляет 2,37 часа (согласно ЕНВ).

Время на сборку и разборку УБТ

Время на сборку и разборку свечей УБТ рассчитывается по формуле

, (6.16)

где - количество свечей; - общее количество долблений; - норма времени на установку и вывод из - за пальца одной свечи УБТ.

Расчет нормативного времени на ремонтные работы

Вычисляется нормативное время на бурение скважины без учета ремонтных работ, как сумма значений в графе «Итого времени» нормативной карты, и заносится в этой графе по строке «Итого по скважине». Затем это время переводится в сутки. По таблице (из ЕНВ) определяется процент ремонтных работ.

Затем вычисляется нормативное время на ремонтные работы в процентном отношении от графы и записывается в нормативную карту.

Расчет нормативного времени на прием и сдачу вахт

Нормативное время на прием и сдачу вахты рассчитывается по формуле



, (6.17)

где - нормативное время на прием и проводку скважины без учета смены вахты, час; - норма времени на смену вахты, равная 0,12 часа (по ЕНВ).

Суммарное значение и дает общее нормативное время на проводку скважины - . Это время заносится в графу нормативной карты по строке «Общее нормативное время». Его отношение к глубине скважины дает общее нормативное время бурения 1 метра скважины.

Расчет скоростей бурения

Расчет механической скорости

, м/час (6.18)

где Н - длина скважины, м; tМ - продолжительность механического бурения, час.

м/час.

Механическая скорость бурения характеризуется эффективностью разрушения горной породы и зависит от ее особенностей, типа долота, способа и режима бурения, типа применяемого оборудования, забойного двигателя, параметров промывочной жидкости, квалификации бурильщика.

Расчет рейсовой скорости

Рейсовая скорость проходки Vрейс. отражает проходку в метрах за 1 час механического бурения, спуско-подъемных операций и подготовительно-вспомогательных работ, выполняемых при каждом спуске и подъеме инструмента:



Vр = H / (Tм + Tс.п. + Tп.в.р. + Тн ) (6.19)

Vp = 3025 / (169,55 + 48,72 + 8,75 + 33,77 ) = 11,6 м/ч

где Tм - время механического бурения, ч

Тс.п. - продолжительность спуско - подъемных операций, ч

Тн - время на наращивание, ч

Тп.в.р. - продолжительность подготовительно - вспомогательных работ, ч

Рейсовая скорость характеризует темп углубления скважин в единицу времени, зависит от тех факторов, что и механическая скорость, а также от глубины бурения, определяющей затраты времени на спуско-подъемные операции.

Расчет технической скорости

, м/ст мес (6.20)

где tПР - производительное (технологически необходимое) время бурения, час.

м/ст мес

Этот показатель используют для сравнительной оценки эффективности новой техники, разных способов бурения и выяснения резервов роста его скоростей. С помощью его определяют степень интенсивности использования оборудования, его потенциальные возможности.

Расчет коммерческой скорости

, м/ст мес (6.21)



где ТБ - общее время бурения скважины, час.

м/ст мес

На основании вышеизложенного составляем нормативную карту на проводку скважины, представленная в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Нормативная карта

Наименование работ	Тип и размер долота	Интервал бурения, м	Норма	Проходка в интервале, м	Количество долблений, шт.	Время механического бурения, ч	СПО и прочие работы, ч	Всего, ч
		от	до	Проходка на долото, м	Время бурения 1м, ч
Бурение под направление	393,7 М-ГВУ-R167	0	40	400	0,012	40	0,1	0,48	0,55	5,58
Промывка (ЕНВ)										0,066
Проработка (ЕНВ)										0,19
Наращивание (ЕНВ)										2
Смена долот (ЕНВ)										0,27
ПЗР к СПО (ЕНВ)										0,15
Установка, вывод, разборка и сборка УБТ (ЕНВ)										1,81
Крепление (ЕНВ)										34,49
ГИС (ЕНВ)										10
Смена обтираторов (ЕНВ)										0,67
Итого на проводку скважины:										55,226
Ремонтные работы (ЕНВ)										2,7613
Смена вахт (ЕНВ)										0,82839
Итого:							0,1	0,48	0,55	58,81569
Бурение под кондуктор	269,9 М-ГН-R03	40	150	400	0,02	110	0,325	2,2	2,97	32,2
Бурение под кондуктор		150	381	400	0,02	231	0,0575	4,62
Бурение под кондуктор		381	620	400	0,04	239	0,4175	9,56
Бурение под кондуктор		620	693	400	0,05	73	0,1825	3,65
Бурение под кондуктор		693	805	400	0,05	112	0,28	5,6
Бурение под кондуктор		805	877	400	0,05	72	0,1125	3,6
Промывка (ЕНВ)										0,77
Проработка (ЕНВ)										0,5
Наращивание (ЕНВ)										6,4
Смена долот (ЕНВ)										0,81
ПЗР к СПО (ЕНВ)										1,29
Крепление (ЕНВ)										76,9
ГИС (ЕНВ)										20
Смена обтираторов (ЕНВ)										1,34
Итого на проводку скважины:										153,73
Ремонтные работы (ЕНВ)										7,6865
Смена вахт (ЕНВ)										2,30595
Итого:							1,47	29,71	3,52	163,72245
Бурение под ЭК	БИТ 190,5 МС BT 613 H	877	1206	3500	22	329	3,18	14,9	45,2	214,75
Бурение под ЭК		1206	1806	3500	20	600	0,35	30
Бурение под ЭК		1806	2397	3500	12	591	2,955	49,25
Бурение под ЭК		2397	2625	3500	12	228	1,14	19
Бурение под ЭК		2625	2989	3500	15	364	1,82	24,3
Бурение под ЭК		2989	3025	3500	15	36	0,205	2,4
Промывка (ЕНВ)										11,05
Проработка (ЕНВ)										2,41
Наращивание (ЕНВ)										15,6
Смена долот (ЕНВ)										2,7
ПЗР к СПО (ЕНВ)										4,3
Установка, вывод, разборка и сборка УБТ (ЕНВ)										11,8
Крепление (ЕНВ)										130,02
ГИС (ЕНВ)										30
Смена обтираторов (ЕНВ)										2,67
Итого на проводку скважины:										405,49
Ремонтные работы (ЕНВ)										20,2745
Смена вахт (ЕНВ)										6,08235
Итого:							9,65	169,55	48,72	431,84685

Таблица 6.2 - Расчет времени на промывку и проработку

Интервал, м	Усреднённая глубина, м	Норма времени	Количество циклов	Количество долблений	Промывка	Проработка	Итого
0-40	0,4	1,9	1,5	0,159	0,004	0,125	0,129
40-150	1,8	1,9	1,5	0,379	0,032	0,45	0,482
150-200	5,0	1,9	1,5	0,735	0,175	1,25	1,425
200-877	10,4	1,2	1,5	0,831	0,259	2,6	2,859
877-1206	16,1	1,2	1,5	1,747	0,844	4,025	4,869
1206-1806	18,9	1,2	1,5	0,226	0,128	4,725	4,853
1806-2397	21,9	1,2	1,5	3,033	1,993	5,475	7,468
2397-2625	25,2	1,2	1,5	0,147	0,111	6,3	6,411
2625-2989	26,6	1,2	1,5	0,307	0,245	6,65	6,895
2989-3025	29,3	1,2	1,5	0,686	0,603	7,325	7,928

6.3 Разработка календарного план-графика строительства скважины

Календарный план проектируемых работ составляется для определения продолжительности выполнения всего проектируемого комплекса работ, для определения взаимосвязи последовательности выполнения работ, для оптимизации использования времени, для сокращения затрат времени в целом по проекту и т.д.

Календарный план оформляется в виде таблицы, в него включаются все проектируемые роботы, входящие в сметную форму CM-1.

В таблице календарного плана должны быть следующие графы:

1. Виды работ.

2. Исходная информация (объем, время выполнения каждого вида работ);

3. Месяцы, планируемые для выполнения работ по проекту.

К показателям, отражающим объем буровых работ, относятся:

- станко-месяцы;

- число буровых и вышкомонтажных бригад, необходимых для выполнения плана по проходке;

- число буровых установок в парке бурового предприятия, необходимых для обеспечения беспрерывной работы буровых бригад и выполнения производственной программы.

Производительность труда за смену равна

м/см. (6.22)

Производительность труда смены за месяц равна

м/мес. (6.23)

Планируемое время для выполнения работ по бурению двумя бригадами равно мес. (6.24)

Таблица 6.3 - Календарный план

№	Наименование работ	Объем	Месяцы
		ед. изм.	кол-во	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Проектно-сметные работы	дни	30
2	Организация полевых работ	дни	5
3	Транспортировка грузов и персонала	дни	25
4	Строительство зданий и сооружений	дни	5
5	Полевые топоработы	дни	90
6	Буровые работы	дни	31
7	ГИС	дни	5
8	Лабораторные работы	дни	3
9	Загрузка вспомогательного оборудования	дни	5
10	Камеральные работы	дни	2
11	Ликвидация полевых работ	дни	30
12	Составление отчета/отчет	дни	25

Построение линейно-календарного графика

При составлении линейно-календарного графика выполнения работ учитывается то, что буровые бригады должны работать непрерывно, без простоев и пробурить все запланированные скважины за запланированное время.

Остальные бригады (вышкомонтажные и освоения) не должны по возможности простаивать.

Количество монтажных бригад определяется из условия своевременного обеспечения буровых бригад устройством и оборудованием новых кустов.

При составлении графика учитывается тип буровой установки, месячная производительность, то есть число скважин законченных за месяц буровой бригадой и количество календарных часов для бурения.

Проект предполагает сооружение 10 скважин на кусте:

- 2 скважины под воду (время на сооружение одной скважины 7 дней);

- 6 наклонно-направленных скважин (время на сооружение - 18 дней);

- 2 горизонтальных скважины (время на сооружение при использовании шарошечных долот - 31 день, при использовании долот БИТ - 26 дней). Линейно-календарные графики разработки куста при использовании в сооружении горизонтальной скважины шарошечных или долот типа БИТ будут различаться всего на 10 дней, следовательно, работы теоретически должны быть закончены к началу октября. Необходимость в построении второго графика отпадает.

Линейно-календарный график представлен в табл. 6.4.

Таблица 6.4 - Линейно-календарный график

Линейно-календарный график работ

Бригады, участвующие в строительстве

Затраты времени

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Вышкомонтажные

Первичный монтаж - 2,4 мес.; Передвижка 15 м - 0,03 мес.

Первичный монтаж

Буровые

Водяная скважина - 0,23 мес.; Наклонно-направленная - 0,6 мес.; Горизонтальная - 1,02 мес.

В1

В2

Н1

Н2

Н3

Н4

Н5

Н6

Г1

Г1

Испытания и освоения

Скважины типа «В» - 0,3 мес.; Скважины типа «Н» - 0,5 мес.; Скважины типа «Г» - 1 мес.

В1

В2

Н1

Н2

Н3

Н4

Н5

Н6

Г1

Г2

Условные обозначения: - первичный монтаж, передвижки; - бурение, освоение, освоение наклонно-направленных скважин; - бурение, освоение горизонтальных скважин; - водяных скважин; - бурение проектируемая скважина.

6.4 Расчёт сметной стоимости сооружения скважины

Общий расчет сметной стоимости геологического задания

Расчет данной сметы сведен в табл. 6.5.

Таблица 6.5 - Общая сметная стоимость работ по проекту (СМ 1)

№	Наименование работ и затрат	Объем	Сумма основный расходов на единицу объема	Итого стоимость на объем, руб.
		Ед. изм.	Количество
1	Основные расходы
	А. Собственно геологоразведочные работы:
	1. проектно-сметные работы	%	2	от буровых работ	2752750
	2. буровые растворы	м	3025	45500	137637500
	4. работы по креплению	ч	300	32450	9735000
	5. испытание и вызов притока	сут	30	33450	1003500
	6. геофизические работы (комплекс)			1920400	1920400
	Итого полевых работ: У1	153049150
	3. организация полевых работ	%	1,2	от У1	1836589,8
	4. ликвидация полевых работ	%	1,5	от У1	2295737,25
	Итого основных расходов: У2	157181477,1
	Б. Сопутствующие работы и затраты
	1. Транспортировка грузов и персонала	%	20	от У2	31436295,41
	2. Строительство временных зданий и сооружений	%	13	от У2	20433592,02
	Итого себестоимость проекта: У3	209051364,5
2	Накладные расходы	%	14	от У2	22005406,79
3	Плановые накопления	%	15	от У2	23577221,56
4	Компенсируемые затраты
	А. производственные командировки	%	0,8	от У1	1224393,2
	Б. полевое довольствие	%	3	от У2	4715444,312
	В. доплаты	%	8	от У2	12574518,16
	Г. охрана природы	%	5	от У2	7859073,853
5	Резерв	%	10	от У3	20905136,45
ИТОГО себестоимость проекта	301912558,8
Договорная цена с учетом НДС (+18%)	356256819,4

В расчетах принималась усредненная цена сооружения 1 м скважины, то есть в расчетах не учитывался тип используемых долот. Следует отметить, что если проводить объективную оценку, то сметная стоимость скважины сооруженной с помощью шарошечных долот значительно больше, чем скважины, сооруженной с помощью долот БИТ. Это происходит потому, что затраты времени на сооружение в первом случае значительно выше.

Сметно-финансовый расчет основных расходов буровых работ (СМ-5)

Расчет данной сметы сведен в табл 6.6.

Таблица 6.6 - СМ-5

№	Статьи затрат	Буровые работы
		Норма, руб.	Норма затрат с учетом коэффициентов, руб.
1	Заработная плата	2350000
2	Дополнительная зарплата (7,9%)	185650
3	ФЗП	2535650
4	Страховые взносы (26%)	659269
5	ФОТ (к=1,3)	2310400	3003520
6	Материальные затраты (к=1,1)	435000	478500
7	Амортизация (к=0,8)	650000	520000
	Итого		4002020

Сметно-финансовый расчет на проектно-сметные работы

Расчет данной сметы сведен в табл. 6.7.

Таблица 6.7 - Сметно-финансовый расчет на проектно-сметные работы

Профессия	Отработанных дней	Оклад, руб.
Ведущий инженер-технолог	28	120000
Технолог	28	65000
Экономист	14	34000
Главный геолог	28	71000
Сметчик	14	28000
Итого:		318000
ДЗП		25122
ФЗП		343122
Страховые взносы		89211,7
Материалы		35000
Амортизация		18000
Транспорт		43000
Резерв		18000
Командировки		20000
Итого		566333,72

Финансовый план

Основой рациональной организации работы во всех областях финансово-хозяйственной деятельности предприятия является финансовый план.

Финансовый план представлен в табл.6.8.

Таблица 6.8 - Финансовый план

Статья	Руб.
Доходы
Сметная стоимость проекта	356256819,4
Расходы
ФЗП	47154443
Материалы	75360315
Амортизация	47154443
Накладные расходы	13188055
Компенсируемые затраты	31611708
Резерв	20905136,45
Организация и ликвидация полевых работ	4953088
Проектно-сметные работы	3348800
Итого расходов	243675988,5
Налоги
НДС	65138091,99
Страховые взносы	12260155,18
Накладные расходы	13188055
Итого налогов	90586302,17
Балансовая прибыль	21994528,78
Налог на прибыль	4398905,756
Чистая прибыль	17595623,02

Схема распределения выручки
				Сметная стоимость геологического задания
				356256819,4
			Расходы предприятия:
		ФЗП:		47154443				Выплаты государству:
		Материалы:		75360315				НДС (18%):		65138091,99
		Амортизация:		47154443				Страховые взносы (26%):		12260155,18
		Компенс. затраты:		31611708				Накладные расходы:	13188055
		Резерв:		20905136,45
		Накладные расходы:	13188055
		Орг. и ликв. пол раб.:	4953088
		Проектно-сметные раб.:	3348800
					Балансовая прибыль
					21 994 528,78
								Налоги на прибыль:
								4398905,756
					Чистая прибыль
					17 595 623,02
		Фонд развития предприятия			Соц. фонд
		61230941,42			3 519 124,60

Рис. 6.2 - Схема распределения выручки



Схема распределения денежных средств

Эта схема заполняется на основе расчетов стоимости проектируемых работ и представлена на рис. 6.2:

6.5 План организационно-технических мероприятий по повышению технико-экономических показателей

Целью внедрения модернизированной техники является уменьшение материальных затрат, относящихся на 1 метр проходки скважины. В условиях рынка, внедрение новой техники способствует выполнению основной задачи предприятия - получение максимальной прибыли при минимальных затратах. Прирост прибыли, полученной благодаря использованию модернизированной техники, проявляется, также как и прирост прибыли от снижения себестоимости продукции.

Для проведения экономического анализа новую технику и технологию делят на три категории:

Принципиально новая техника, не имеющая аналогов. Ее внедрение требует больших финансовых затрат и длительного времени (5 -- 10 лет). В данном случае речь идет о принципиально новых типах буровых растворов.

Новая техника и технология современного научно-технического уровня, имеющая аналоги в других сферах промышленности. Требует для изготовления и «привязки» к конкретному производству 3 - 4 года.

Новая техника как результат модернизации. Эта техника требует для внедрения относительно небольших затрат и короткого времени (0,5 -2 года), и даст наибольший экономический эффект за короткий промежуток времени, что является существенным фактором в условиях рыночной экономики.

Следует также учесть современное состояние научно-технической базы России в области нефтяного машиностроения, которая не позволяет рассчитывать на долгосрочные проекты внедрения абсолютно новой техники и технологии в настоящее время.

В мировой практике применяются многочисленные показатели, позволяющие анализировать технический уровень производства, экономичность и эффективность использования новой техники.

Обобщающими показателями экономической эффективности новой и модернизированной техники и технологии являются: срок окупаемости капитальных затрат на новую технику и коэффициент эффективности затрат на новую технику, т.е. показатель, обратный сроку окупаемости.

В России нормативный коэффициент эффективности новой техники установлен для народного хозяйства 0,15, что предполагает срок окупаемости до 6,6 лет.

Социально-экономическая эффективность на уровне предприятия определяется эффективностью отдельных нововведений и их комплексов. При этом эффективными считаются новшества, абсолютная эффективность которых (ЭАБС) не ниже нормативной (ЕН = 0,15) и базовой

ЭАБС = ДЧП / КМТ, (6.25)

где ДЧП - прирост чистой прибыли (хозрасчетного дохода в результате нововведений); КМТ -- прирост затрат на использование модернизированной техники. При расчетах, экономической эффективности сравниваемые варианты должны быть приведены в сопоставимый вид по всем признакам; объему выпускаемой продукции иди выполняемых работ, их составу в соответствии с заданной номенклатурой, качеству, срокам изготовления, а также социальному эффекту, включая охрану окружающей среды. При внедрении новой техники учитываются также соотношения по производительности, срокам службы и другим качественным параметрам. При разработке показателей эффективности внедрения новой техники следует исходить из той конечной цели, ради которой осуществляется внедрение.