Исходные данные

Наименование параметров	Единица измерения	Значение
Цена газа (без НДС)	руб./тыс. м3
Цена конденсата (без НДС)	руб./т
НОРМАТИВЫ капитальных ЗАТРАТ	-	-
НОРМАТИВЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ
Электроэнергия
на газ	руб./1000 м3	14,00
на конденсат	руб./т	15,30
Теплоэнергия	руб./1000 м3	21,06
Численность персонала на обсл. добыв. скв.	чел./скв.
Среднегодовая зарплата 1 работника	тыс. руб./год
Затраты на экологию	%
Прочие прямые затраты	%
НОРМАТИВЫ НА НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ в себестоимости
ЕСН	%
Налог на добычу газа	руб./1000 м3
Налог на добычу конденсата	%	17.5
НИОКР	%
НОРМАТИВЫ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ	%	8,2
НОРМАТИВЫ НАЛОГОВ ИЗ ПРИБЫЛИ
НДС	%
Налог на прибыль	%
Налог на имущество предприятий	%	2.2

Таблица 3.31

Смета затрат на капитальный ремонт

№ п/п	Статьи затрат	Ед. изм.	Сумма, тыс. руб.
1.	Заработная плата	тыс. руб.	825,74
2.	Начисления на зарплату (ЕСН)	26%	214,69
3.	Резерв на отпуск	13%	135,26
4.	Затраты на спецтранспорт	тыс. руб.	337,81
5.	Амортизация бурового оборудования	тыс. руб.	373,08
6.	Затраты на материалы	тыс. руб.	240,74
7.	ИТОГО	тыс. руб.	2127,33
8.	Накладные расходы	25,4%	540,34
9.	всего	тыс. руб.	2667,67

Таблица 3.32

Затраты на хим. реагенты

Наименование	Расход, кг	Цена 1 кг, руб.	Стоимость, тыс. руб.
Метанол		2,8	9,240
Ингибитор коррозии СНПХ- 1003			6,560
Всего			15,800

Годовые эксплуатационные затраты с учетом налогов и амортизационных отчислений приведены в таблице 3.33. Видно, что годовые расходы по второму варианту возрастают до 20111 тыс. руб., что связано с увеличением объёмов добычи.

Таблица 3.33

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Наименование	Базовый вариант	Внедряемый вариант
Электроэнергия	554,34	667,91
Теплоэнергия	161,45	217,22
ФОТ	1 800,00	1 800,00
Прочие прямые затраты	754,74	805,54
Затраты на экологию	22,64	24,17
Затраты на покупку метанола	9,24	9,24
Затраты на покупку ингибитора коррозии СНПХ - 1003	-	6,56
Итого прямых затрат	3 282,66	3 530,63
ЕСН	468,00	468,00
Отчисления на НИОКР	131,31	141,23
НДПИ	14 520,00	15 971,60
Итого налогов и отчислений	15 119,31	16 580,83
АО	19,74	-
Всего:	18 421,71	20 111,46

Расчет выручки и налога на добавленную стоимость приведен по вариантам в таблице 3.34. Объём выручки по первому варианту составит 101893 тыс. руб, по второму – 113058 тыс. руб.

Таблица 3.34

Расчет выручки от реализации, тыс. руб.

Продукция	Выручка без НДС	НДС	ИТОГО
Вариант 1	Вариант 2	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 1	Вариант 2
Газ,	20 350	27 380		4928,4	24 013	32 308
Конденсат	66 000	68 432		12317,76	77 880	80 750
ВСЕГО	86 350	95 812	15 543	17 246	101 893	113 058

Итоговые показатели коммерческой эффективности приведены в таблице 3.35.

Таблица 3.35

Финансовые потоки, тыс. руб.

Показатели	Базовый вариант	Внедряемый вариант
Выручка	101 893	113 058
НДС	15 543	17 246
Налог на имущество	58,47	0,00
Налогооблагаемая прибыль	67 869,82	75 700,54
Налог на прибыль	16288,76	18168,13
Чистая прибыль	51 581,06	57 532,41
Капитальные затраты (капремонт)	2667,67	0,00
Чистый доход	48 933,13	57 532,41

Наиболее эффективным является вариант 2, так как ЧД составляет 57532 тыс. руб. против 48933 тыс. руб. по первому варианту. По результатам оценки рекомендуется эксплуатировать скважину с подачей ингибитора коррозии.

3.7. Эффективность проведения ГРП

3.7.1. Методика расчета

Гидроразрыв пласта (ГРП) проводится с целью интенсификации добычи углеводородной продукции скважин.

В данном разделе приводится расчет затрат на проведение ГРП и расчет изменения себестоимости добычи продукции в результате проведенного мероприятия.

Для расчета экономического эффекта от мероприятия необходимы следующие данные: количество скважино-операций, их продолжительность, затраты на реагенты, затраты на спецтехнику и на оплату труда бригады. Для сопоставления результатов следует в качестве исходных данных необходимо привести объем добычи углеводородной продукции скважин в течение года без проведения мероприятия и после проведения ГРП.

Расчет затрат на химреагенты, на спецтехнику и на оплату труда приведен ранее в предыдущих подразделах.

Дополнительная добыча нефти:

DQ = Q_ГРП - Qбаз, (3.48)

где Qбаз, Q_ГРП – объем добычи скважинной продукции до и после мероприятия соответственно; DQ – дополнительная добыча углеводородной продукции.

Общие затраты на проведение всего объема работ составят:

Змер = ЦГРП · N, (3.49)

где Змер – общие затраты на проведение запланированного объема работ; Ц_ГРП – Стоимость одной скважино-операции (одного ГРП); N – количество скважино-операций, т.е. скважин в которых необходимо произвести или уже выполнен ГРП.

Базовые условно-переменные и условно-постоянные затраты определяются следующим образом:

Сб_у-пер = Сб · d _у-пер (3.50)

Сб_у-пост = Сб · (1 - d _у-пер), (3.51)

где Сб, Сб_у-пер, Сб_у-пер – себестоимость соответственно общая и условно-переменные и условно-постоянные затраты; d_у-пер – доля условно-переменных затрат в базовой себестоимости добычи Углеводородной продукции промысла.

Годовые эксплуатационные затраты по базовому варианту (ЭЗб) составят:

ЭЗб = Сб · Qбаз (3.52)

Годовые эксплуатационные затраты после проведения ГРП (ЭЗ_ГРП) составят:

ЭЗ_ГРП = Сб_у-пост · Qбаз + Сб_у-пер · Q_ГРП + Змер (3.53)

Себестоимость добычи после мероприятия (С_ГРП) составит:

(3.54)

Дополнительные затраты на добычу продукции скважин после проведения мероприятия (ЭЗдоп) определяются следующим образом:

ЭЗдоп = DQ · СГРП (3. 55)

Выручка от реализации продукции определяется по цене предприятия:

(3.56)

где ВЫР – выручка от реализации продукции; ВЫР_j – выручка от реализации j–того вида продукции; Q_j – объём реализации j–того вида продукции; – цена реализации без НДС j–того вида продукции соответственно на внутреннем и внешнем рынке; j – вид реализуемой продукции; j – количество видов реализуемой продукции.

Налог на добавленную стоимость (НДС):

НДС = ВЫР · СНДС (3.57)

Налогооблагаемая прибыль (Поб):

Поб = ВЫР - ЭЗ, (3.58)

где ЭЗ – эксплуатационные затраты; Выр – выручка без НДС.

Налог на прибыль (Нпр):

Нпр = Поб · Спр, (3.59)

где Спр – ставка налога на прибыль, 24%.

Чистая прибыль (ЧП): ЧП = Поб - Нпр (3.60)

Прирост чистой прибыли составит (DЧП):

DЧП = ЧП_ГРП - ЧПбаз (3. 61)

где ЧП_ГРП, ЧПбаз – чистая прибыль после и до проведения ГРП.

Удельный прирост чистой прибыли составит (DЧПуд):

(3. 62)

По результатам расчетов делается вывод об эффективности данного мероприятия.

3.7.2. Пример расчета эффективности проведения ГРП

Рассмотрим расчет эффективности гидроразрыва нефтяного пласта. Исходные данные приведены в таблице 3.36.

Таблица 3.36

Исходные данные

Наименование	Ед. изм.	Условное обозначение	Значение
Годовая добыча нефти до мероприятия	т	Qбаз
Годовая добыча нефти после мероприятия	т	QГРП
Количество скважино-операций (ГРП)	ед.	N
Стоимость одной скважино-операции (ГРП)	тыс. руб.	СГРП	3712,5
Себестоимость добычи нефти	руб./т	Сб
Цена реализации нефти	руб./т	Цб
Доля условно-переменных затрат в себестоимости добычи	%	d у-пер

Дополнительная добыча нефти:

DQ = 132840 – 100751 = 32089 т

Общие затраты на проведение всего объема работ составят:

Змер = 3712,5 · 7 = 25,99 млн. руб.

Базовые условно-переменные и условно-постоянные затраты:

Сб_у-пер = 3000 · 60% = 1800 руб./т

Сб_у-пост = 3000 · (1 – 0,6) = 1200 руб./т

Эксплуатационные затраты по базовому варианту и после проведения ГРП:

ЭЗб = 3000 · 100751 = 302,25 млн. руб.

ЭЗ_ГРП = 1200 · 100751 + 1800 · 132840 + 25,99 = 386,00 млн. руб.

Себестоимость добычи после мероприятия (С_ГРП) составит:

руб./т

Дополнительные затраты на добычу продукции скважин после проведения мероприятия (ЭЗдоп):

ЭЗдоп = 32089 · 2906,76 = 93,24 млн. руб.

Выручкаот реализации продукции определяется по цене предприятия без НДС:

ВЫРбаз = 100751 · 5000 = 503,76 млн. руб.

ВЫР_ГРП = 132840 · 5000 = 664,00 млн. руб.

Налог на добавленную стоимость (НДС):

НДСбаз = 503,76 · 18% = 90,66 млн. руб.

НДС_ГРП = 664,00 · 18% = 119,56 млн. руб.

Налогооблагаемая прибыль (Поб):

Поб_баз = 503,76 - 5000 = 302,25 млн. руб.

Поб_ГРП = 664,00 - 5000 = 386,00 млн. руб.

Налог на прибыль (Нпр):

Нпр_баз = 302,25 · 24% = 48,36 млн. руб.

Нпр_баз = 386,00 · 24% = 66,77 млн. руб.

Чистая прибыль (ЧП):

ЧПбаз = 302,25 – 48,36 = 153,14 млн. руб.

ЧП_ГРП = 386,00 – 66,77 = 211,43 млн. руб.

Прирост чистой прибыли составит (DЧП):

DЧП = 211,43 – 153,14 = 58,29 млн. руб.

Удельный прирост чистой прибыли составит (DЧПуд):

руб./т

Результаты расчетов приведены в таблице 3.37.

Таблица 3.37

Сопоставление вариантов

Показатели	Ед. изм.	Базовый	После ГРП
1. Добыча нефти	т
2. Дополнительная добыча	т
3. Себестоимость добычи	руб./т		2 905,76
Условно-переменные	руб./т
Условно-постоянные	руб./т
4. Затраты на ГРП	млн. руб.		25,99
5. Эксплуатационные затраты	млн. руб.	302,25	386,00
6. Затраты на дополнительную добычу нефти	млн. руб.		93,24
7. Выручка от реализации без НДС	млн. руб.	503,76	664,20
8. НДС	млн. руб.	90,68	119,56
9. Налогооблагаемая прибыль	млн. руб.	201,50	278,20
10. Налог на прибыль	млн. руб.	48,36	66,77
11. Чистая прибыль	млн. руб.	153,14	211,43
12. Дополнительная ЧП	млн. руб.		58,29
13. Дополнительная ЧПуд	руб./т		1 816,51

Применение гидроразрыва пласта является эффективным мероприятием, так как в результате его проведения была получена (или ожидается получение) дополнительной добычи нефти в количестве 32089 т, снижение себестоимости до 2905,76 руб./т и получение дополнительной чистой прибыли в размере 58,29 млн. руб.

3.8. Эффективность мероприятий по удалению и предотвращению от АСПО в стволе скважин

3.8.1. Состав и методика расчета

Очистка НКТ от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) является одной из основных проблем при добыче нефти и газа. Применяются различные способы для борьбы с АСПО: очистка скребками в ручном режиме с помощью оператора или в автоматическом, закачка теплоносителя в скважину для прогрева НКТ, спуск в НКТ греющего кабеля, подача электроэнергии на колонну или использование индукционного теплового воздействия (СВЧ генератора), использование НКТ с полимерным покрытием.

Для сопоставления выбираются варианты, один из которых соответствует реальному способу очистки от АСПО, а другие рекомендуемые или находящиеся на стадии испытания.

Расчет включает в себя определение следующих показателей:

· капитальные затраты;

· затраты на проведение мероприятия;

· затраты на капитальный ремонт по очистке скважин;

· эксплуатационные затраты на добычу;

· выручка от реализации;

· налоги, относимые на финансовый результат;

· прибыль предприятия.

В качестве исходных данных используются объемы добычи УВ продукции до и после применения нового способа очистки.

Затраты на очистку НКТ скребками в ручном режиме

Данный вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины:

(3.63)

где Nсут – продолжительность 1 ремонта, сут; Nрем – количество ремонтов в год; Ч – количество часов работы в сутки; Сбч – стоимость бригадо-часа.

2. Затраты непосредственно на спуско-подъемные операции скребка: зарплата оператора (Зоп), единый социальный налог (ЕСН), транспортные расходы на доставку оборудования к скважине (Зтр).

, (3.64)

ЕСН = Зоп · СЕСН, (3.65)

(3.66)

где Сч_оп – часовая тарифная ставка оператора; t - продолжительность одной спуско-подъемной операции (СПО), час; T – количество дней в году, когда использовался скребок; Кр, Кс, Кпр – соответственно районный коэффициент, северная надбавка и премиальный коэффициент (или надбавка к основной зарплате); Смч – продолжительность одного машино-часа установки для исследования скважин (ЛС-6); T – количество дней в году, когда использовался скребок; t – продолжительность СПО в сутки.

3. Эксплуатационные затраты на добычу определяются либо по известной себестоимости либо по статьям расходов на основании удельных затрат с учетом налогов, включаемых в себестоимость.

Затраты на внедрение электронагревательного кабеля

Капитальные затраты в данном случае предполагают закупку необходимого кабеля и оборудования для его эксплуатации, а также их монтаж.

Капитальные затраты определяются следующим образом:

, (3.67)

где - затраты на кабель и площадку обслуживания; – стоимость одного метра кабеля; L_компл – длина одного комплекта греющего кабеля; N_компл – количество комплектов; С_площ – стоимость площадки обслуживания.

Амортизационные отчисления, и налог на имущество определяются по формулам (3.38 –3.40)

Этот вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины (см. выше).

2. Затраты на электроэнергию для работы кабеля (Зкаб):

, (3.68)

где Мкаб – мощность кабеля или потребление электроэнергии в час, кВт×ч; t - продолжительность работы кабеля в сутки, час; T – количество дней в году, когда использовался кабель; Цээ – цена электроэнергии.

3. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Затраты на закачку теплоносителя (конденсата)

Данный вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины (см. выше).

2. Затраты непосредственно на спуско-подъемные операции скребка (см. выше).

3. Расходы, связанные с обработкой теплоносителем (конденсатом):

, (3. 69)

где Ззак – затраты на закачку теплоносителя; С_ЦА, С_АЦН, С_ППУ – стоимость одного машино-часа установки ЦА, АЦН и ППУ соответственно, руб./час; t_ЦА, _АЦН, _ППУ - продолжительность работы каждой установки соответственно, час; n – количество обработок.

4. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Затраты на очистку НКТ скребками в автоматическом режиме

Капитальные затраты в данном случае предполагают закупку и монтаж УДС и необходимого оборудования для его эксплуатации, а так же комплектующих и запчастей.

Капитальные затраты определяются следующим образом:

, (3.70)

где - затраты на УДС и операторные площадки; , C_оп – стоимость одной установки УДС и одного операторного пункта; N_скв, N_оп – количество скважин и количество операторных пунктов.

Амортизационные отчисления, и налог на имущество определяются по формулам (3.38 –3.40)

Этот вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт.

Затраты на ТРС по причинам АСПО ():

, (3.71)

где - количество ТРС и ремонтов по причине АСПО; - средняя стоимость одного ТРС.

Затраты на ремонт ЭПУ по причинам АСПО ():

, (3.72)

где - количество ремонтов ЭПУ по причине АСПО; - средняя стоимость ремонта одного насоса.

Затраты на техническое обслуживание УДС ():

, (3.73)

где - количество ремонтов УДС в месяц; - средняя стоимость одного ремонта УДС; Т – количество месяцев обслуживания.

Затраты на периодическую очистку скважин ():

, (3.74)

где - количество подходов к скважине для очистки в месяц; N_скв – количество скважин; - средняя стоимость одного подхода к скважине; Т – количество месяцев обслуживания.

Затраты на прокат устройств ():

, (3.75)

где N_устр – количество арендуемых устройств; T – количество месяцев аренды оборудования; С_устр – средняя стоимость одного подхода к скважине.

Итого затрат на ремонтные работы:

, (3.76)

2. Затраты на электроэнергию для работы УДС (З_УДС):

, (3.77)

где N_удс, N_оп – количество УДС (по количеству скважин) и операторных пунктов; Мудс, Моп – удельная мощность УДС и установленная мощность оборудования операторного пункта, кВт·ч; Кнаг, Кисп – соответственно коэффициенты нагрузки и использования; t - продолжительность работы кабеля в сутки, час; T – количество дней в году, когда использовался кабель; Цээ – цена электроэнергии.

3. Затраты на материалы (проволоку, скребки, скребковый груз):

, (3.78)

, (3.79)

, (3.80)

где З_пров, З_скр, З_груз – затраты на проволоку, скребки и скребковый груз соответственно; Потр_скр, Порт_груз – годовая потребность в скребках и в скребковых грузах, шт; С_скр, С_груз – стоимость изготовления одного скребка и одного груза; L_пров – Средняя длина проволоки на барабан; В_пров – вес 1 м проволоки; N_зам – количество замен проволоки в год; Ав_зап – аварийный запас от общей потребности в проволоке, %; Ц_пров - цена проволоки.

4. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Затраты на очистку НКТ путем электропрогрева НКТ

Капитальные затраты в данном случае предполагают закупку необходимого оборудования и его монтаж. Дополнительным оборудованием является контактор, центратор и трансформатор. Также дополняется устьевое оборудование.

Капитальные затраты определяются следующим образом:

, (3.81)

где - затраты на оборудование для электропрогрева; – стоимость i-того вида оборудования; i – вид дополнительного оборудования; n - количество видов дополнительного оборудования.

Амортизационные отчисления, и налог на имущество определяются по формулам (3.38 –3.40)

Этот вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1. На ремонт скважины (см. выше).

2. Затраты на электроэнергию (Зээ):

, (3.82)

где Муст – мощность установки или потребление электроэнергии в час, кВт×ч; t - продолжительность работы установки в сутки, час; T – количество дней в году, когда использовалась установка; Цээ – цена электроэнергии.

3. Эксплуатационные затраты на добычу (см. выше).

Расчет эксплутационных затарт, выручки, налогов и прибыли осуществляется в соответствии с подразделом 2.1.7. В качестве критерия экономической эффективности выступает дополнительная чистая прибыль и дополнительный чистый доход, а так же удельные показатели на единицу дополнительно добытой углеводородной продукции.

3.8.2. Пример расчета при сравнении очистки скребками вручную и с помощью электронагревательного кабеля

Рассмотрим два варианта очистки: скребками с помощью ручной лебёдки и с помощью электронагревательного кабеля. Исходные данные по объемам добычи нефти приведены в таблице 3.38.

Таблица 3.38

Объемы добычи нефти

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Кабель
	Добыча нефти		т
	дебит		т/сут
	кол-во дней работы	сут
	Потери		т
	Объем реализации	т

Расходы на ремонт скважины при использовании кабеля сократятся с 2821 тыс. руб. до 1881 тыс. руб. (таблица 3.39), что связано со снижением темпа накопления парафина в НКТ.

Таблица 3.39

Расчет затрат на капремонт

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Кабель
Продолжительность ремонта	сут.
Количество ремонтов	шт.
Стоимость вахта-часа	руб.	3013,9	3013,9
Время работы в сутки	час
Итого на ремонт скважины	руб.	2 821 010	1 880 674

Расход электроэнергии при подключении кабеля возрастёт в зависимости от мощности и условий его эксплуатации и составит 31 тыс. руб. (таблица 3.40).

Таблица 3.40

Расходы на электроэнергию для кабеля

Показатели	Ед. изм.	Значение
Потребление электроэнергии	кВт·час
Стоимость кВт·часа	руб.	1,65
Кол-во сут эксплуатации	сут
Итого:	руб.	31 323,60

Затраты на обслуживание скребков приведены в таблице 3.41. Расчеты выполнены в соответствии со сметой затрат на производство данного вида работ.

Таблица 3.41

Расчет затрат на спуск скребка

Показатели	Ед. изм.	Значение
1. Зарплата оператора	руб.	30 310,60
часовая тарифная ставка	руб.	30,04
время работы	час	1,2
премия	доли ед	0,3
северные	доли ед	0,8
районные	доли ед	0,3
кол-во суток	сут
2. ЕСН	26%	7 880,76
3. Транспортные расходы	руб.	103 288,54
стоимость 1 маш-часа	руб.	264,03
время работы в сутки	час	1,2
кол-во суток	сут.
Расходы на спуск скребка	руб.	141 479,89

Эксплуатационные затраты приведены в таблице таблицах 3.42. Фонд заработной платы рассчитывался исходя из численности обслуживания одной скважины в количестве двух человек при средней зарплате 240 тыс. руб. в год. Расходы, связанные непосредственно с добычей продукции скважин, определены на основе основных статей затрат с учетом единого социального налога (ЕСН) и налога на добычу нефти (НДПИ).

Наибольшие эксплутационные затраты потребуются при реализации второго варианта в объёме 38129 тыс. руб.

Таблица 3.42

Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

Показатели	Удельные затраты, руб./т	Скребки	Кабель
Энергия на добычу	39,3	484,18	573,78
Подготовка нефти		1 860,32	2 204,60
Сбор и транспорт нефти	74,3	915,38	1 084,78
Капремонт		2 821,01	1 880,67
Обслуживание скребков		141,48	-
Электроэнергия на кабель		-	31,32
ФОТ		480,00	480,00
ЕСН	26%	124,80	124,80
Налог на добычу нефти	2288,91	26 853,53	32 353,79
Всего:		33 075,89	38 128,95

Расчет эффективности применения электронагревательного кабеля по сравнению с использованием скребков приведен в таблице 3.43. Цена реализации нефти на внутреннем рынке без НДС принята 5000 руб./т.

Таблица 3.43

Показатели экономической эффективности, тыс. руб.

Показатели	Удельные показатели или Ед. изм.	Скребки	Кабель
Выручка без НДС		58 660,00	70 675,00
НДС	18%	10 558,80	12 721,50
Эксплуатационные затраты без АО		33 075,89	38 128,95
Капитальные затраты на кабель			318,00
Амортизационные отчисления	6,70%		21,31
Налог на имущество			6,76
Налогооблагаемая прибыль		25 584,11	32 517,99
Налог на прибыль	24%	6 140,19	7 804,32
Чистая прибыль		19 443,92	24 713,67
Чистый доход		19 443,92	24 416,98
Прирост чистой прибыли			5 269,75
Прирост чистого дохода			4 973,05
Удельная чистая прибыль	руб./т		2311,29
Удельный чистый доход	руб./т		2181,16

Расчет прироста ЧП и ЧД, удельных ЧП и ЧД выполнен в соответствии с формулами 3.13 и 3.14.

Прирост чистой прибыли в случае использования электронагревательного кабеля составит 5270 тыс. руб., чистого дохода – 4973 тыс. руб. Следовательно предлагаемый способ борьбы с асфальтосмолопарфиноотложениями является эффективным и может быть рекомендован к внедрению на производстве.

3.8.3. Пример расчета при сравнении очистки скребками вручную и в случае закачки конденсата

Исходные данные по объемам добычи нефти приведены в таблице 3.44.

Расчет расходов на ремонт скважины при различных вариантах очистки НКТ от АСПО приведен в таблице 3.45, из которой видно, что при закачке конденсата количество

Таблица 3.44

Объемы добычи нефти

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Конденсат
	Добыча нефти		т
	дебит		т/сут
	кол-во дней работы	сут
	Потери		т
	Объем реализации	т

Таблица 3.45

Расчет затрат на капремонт

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Конденсат
Продолжительность ремонта	сут.
Количество ремонтов	шт.
Стоимость вахта-часа	руб.	3013,9	3013,9
Время работы в сутки	час
Итого на ремонт скважины		4 701 684	1 880 674

ремонтов сокращается и соответственно снижаются затраты.

Расчет расходов на обслуживание скребков приведен в таблице 3.46, затраты связанные с закачкой конденсата представлены в таблице 3.47.

Таблица 3.46

Расчет затрат на спуск скребка

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Конденсат
1. Зарплата оператора	руб.	22 732,95	32 967,70
часовая тарифная ставка	руб.	30,04	30,04
время работы	час	1,2	1,2
премия	доли ед	0,3	0,3
северные	доли ед	0,8	0,8
районные	доли ед	0,3	0,3
кол-во суток	сут
2. ЕСН	26%	5 911	8 572
3. Транспортные расходы	руб.	73 189	106 140
стоимость 1 маш-часа	руб.	264,03	264,03
время работы в сутки	час	1,2	1,2
кол-во суток	сут.
Расходы на спуск скребка	руб.	101 833	147 679

Таблица 3.47

Расходы на обработку конденсатом

Показатели	Ед. изм.	Значение
стоимость 1 маш-часа ЦА	руб.	350,81
время работы в сутки	час
стоимость 1 маш-часа ААЦЦНН	руб.	273,75
время работы в сутки	час
стоимость 1 маш-часа ППУ	руб.	318,35
время работы в сутки	час
количество обработок	шт
Итого:	руб.	68 174

Эксплуатационные затраты по вариантам приведены в таблице 3.48. Фонд заработной платы рассчитывался исходя из численности обслуживания одной скважины в количестве двух человек при средней зарплате 240 тыс. руб. в год.

Таблица 3.48

Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

Показатели	Удельные затраты, руб./т	Скребки	Конденсат
Энергия на добычу	39,3	317,74	500,29
Подготовка нефти		1 220,84	1 922,23
Сбор и транспорт нефти	74,3	600,72	945,84
Капремонт		4 701,68	1 880,67
Обслуживание скребков		101,83	147,68
Затраты на закачку конденсата		-	68,17
ФОТ		480,00	480,00
ЕСН	26%	124,80	124,80
Налог на добычу нефти	2288,91	13 859,37	27 833,19
Всего:		20 802,18	33 229,90

Как видно из расчётов в случае промывки скважины конденсатом эксплуатационные расходы возрастут, что связано с увеличением добычи нефти.

Расчет эффективности закачки конденсата по сравнению с использованием скребков приведен в таблице 3.49. Цена реализации нефти на внутреннем рынке без НДС принята 5000 руб./т.

Таблица 3.49

Показатели экономической эффективности, тыс. руб.

Показатели	Удельные показатели или Ед. изм.	Скребки	Конденсат
Выручка без НДС		30 275,00	60 800,00
НДС	18%	5 449,50	10 944,00
Эксплуатационные затраты без АО		20 802,18	33 229,90
Налогооблагаемая прибыль		9 472,82	27 570,11
Налог на прибыль	24%	2 273,48	6 616,83
Чистая прибыль		7 199,35	20 953,28
Прирост чистой прибыли			13 753,93
Удельная чистая прибыль	руб./т		2961,02

Эффективность использования конденсата для очистки НКТ от АСПО подтверждается такими показателями как выручка (60 800 тыс. руб.) и чистая прибыль (20 953 тыс. руб.). Ожидаемая дополнительная чистая прибыль оставит 13 754 тыс. руб.

3.8.4 Пример расчета при сравнении очистки скребками и с использованием электропрогрева НКТ

Рассматриваются два варианта: первый очистка НКТ скребками, второй – с помощью электропрогрева. Исходные данные для определения затрат по вариантам приведены в таблице 3.50.

Расчет дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат в случае внедрения электропрогрева НКТ приведены в таблицах 3.51 и 3.52. Для реализации варианта 2 потребуются дополнительные капитальные затраты на приобретение

Таблица 3.50

Исходные данные

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Электропрогрев
1.	Количество скважин
2.	Оборудование		шт
		Устьевое оборудование	шт
		Контактор		шт
		Центратор		шт
		Трансформатор		шт
		УДС+балок		шт
		УЭЦН		шт
3.	Технологические параметры
		Средний дебит скважины по нефти	т/сут
		Кол-во ПРС в год	шт/год	2,9
		Продолжительность простоя скв. в связи с ПРС	сут	10,5	10,5
		в т.ч.	ПРС	сут	3,5	3,5
			ожидание ПРС	сут
		Кол-во сут работы одной скв.	сут./год	333,5	354,5
		Межремонтный период	сут
		Мощность установки	кВт·ч
		Продолжительность работы установки в сутки	час/сут.
4.	Стоимостные параметры
		Устьевое оборудование	тыс. руб.
		Контактор		тыс. руб.
		Центратор		тыс. руб.		0,015
		Трансформатор		тыс. руб.
		УДС+балок		тыс. руб.
		УЭЦН		тыс. руб.
		Стоимость 1 ПРС	тыс. руб.
		Стоимость электроэнергии	тыс. руб.	0,0018	0,0018
		Себестоимотсь добычи 1 т. нефти	тыс. руб.	3,7	3,5
		Цена реализации	тыс. руб.

Таблица 3.51

Капитальные вложения, тыс. руб.

Показатели	Скребки	Электропрогрев
1.	Скважинное оборудование
		Устьевое оборудование
		Контактор
		Центратор
		Трансформатор
		УДС+балок
		УЭЦН
2.	Дополнительное оборудование

Таблица 3.52

Дополнительные эксплуатационные затраты

Показатели	Ед. изм.	Значение
1.	Дополнительные затраты на электроэнергию	тыс. руб.	111,67
		Подводимая мощность	кВт·ч
		Годовой расход э/э	кВт·ч	62037,5
		Цена э/э		руб./кВт·ч	1,8
2.	Амортизационные отчисления	20%

оборудования и соответственно в состав эксплуатационных затрат добавятся амортизационные отчисления.

Затраты на ПРС в случае использования предлагаемой технологии сократятся на 4810 тыс. руб. Расчет экономии затрат на ПРС приведен в таблице 3.53.

Таблица 3.53

Расчет затрат на капремонт

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Электропрогрев
1.	Стоимость ПРС всего	тыс. руб.	7341,86	2531,68
		Кол-во ремонтов в год	шт
		Продолжительность ремонта	час.
		Стоимость бригадо-часа	руб.	3013,9	3013,9
2.	Экономия на ПРС		тыс. руб.		4810,18

Эксплуатационные затраты рассчитаны на основе себестоимости добычи нефти с учетом условно-переменных и условно-постоянных затрат.

Экономический эффект образуется из разницы затрат на обслуживание скребков и на электропрогрев с учетом затрат на дополнительно добытую нефть. Расчет эффективности электропрогрева НКТ по сравнению с использованием скребков приведен в таблице 3.54. Цена реализации нефти на внутреннем рынке без НДС принята 5000 руб./т. При расчете экономической эффективности учтены следующие налоги: НДС – 18%, налог на имущество – 2,2%, налог на прибыль 24%.

Таблица 3.54

Расчет эффективности, тыс. руб.

Показатели	Ед. изм.	Скребки	Электропрогрев	+/-
1.	Добыча нефти		т			1 050
2.	Прирост добычи		т
3.	Условно-переменные затраты	руб./т
4.	Затраты на внедрение мероприятия	тыс. руб.
		Единовременные (капитальные)	тыс. руб.
		эксплуатационные	тыс. руб.
	Расходы на ПРС		тыс. руб.	7341,86	2531,68
5.	Выручка от реализации	тыс. руб.			5 250
6.	НДС		тыс. руб.	15007,50	15952,50
7.	Эксплуатационные расходы на добычу	тыс. руб.	61697,50	62037,50
8.	Налог на имущество		тыс. руб.		5,05
9.	Прибыль к налогообложению	тыс. руб.	14335,64	24050,78	9715,14
10.	Налог на прибыль		тыс. руб.	3440,55	5772,19	2331,63
11.	Чистая прибыль		тыс. руб.	10895,09	18278,59	7383,50
12.	Уд. Прирост ЧП		руб./т			7 031,91
13.	Чистый Доход		тыс. руб.			6 827,91
14.	Уд. Прирост ЧД		тыс. руб.			6 502,77

По результатам сопоставления вариантов можно сделать следующий вывод. Электропрогрев НКТ является наиболее эффективным мероприятием по сравнению с очисткой скребками, поскольку в результате его внедрения ожидается сокращение простоев скважины, увеличение добычи нефти, получение дополнительной прибыли в размере 7383 тыс. руб. и чистого дохода – 6828 тыс. руб.

3.8.5. Пример расчета при сравнении очистки скребками в автоматическом режиме и с использованием электронагревательного кабеля

В данном примере рассматриваются вариант 1 при использовании автоматических установок депарафинизации скважин (спуска скребков) совместно с тепловыми обработками и вариант 2 с использованием электронагревательного кабеля ЭКУ "Фонтан".

Расчёт капитальных затрат и амортизационных отчислений в случае использования электрокабельной установки "Фонтан" приведен в таблице 3.55.

Таблица 3.55

Капитальные затраты и амортизационные отчисления на ЭКУ "Фонтан"

Показатели	Ед. изм.	Значение
Капитальные затраты		3 449,00
Комплектов греющего кабеля		комп.
Средняя длина 1 комплекта греющего кабеля	м
Стоимость 1 м греющего кабеля		руб.
Стоимость 1 площадки обслуживания	руб.
Затраты на площадки		тыс. руб.	198,495
Затраты на кабельные линии		тыс. руб.	3250,5
Амортизационные отчисления	тыс. руб.	303,96
АО станций управления и трансформаторы	10,00%	19,85
АО площадки обслуживания		6,67%	13,23
АО кабельных линий		8,33%	270,88

По первому варианту предусмотрены расходы на периодические тепловые обработки скважин (таблица 3.56). Расчет заработной платы и единого социального налога представлен в таблице 3.57.

Таблица 3.56

Затраты на тепловые обработки

Показатели	Ед. изм.	Значение
	Кол-во скв.		ед.
	Кол-во обработок		шт
	Объем прокачек		м3
	Цена АДП за 1 час		руб./час	728,36
	Цена АЦН за 1 час		руб./час	304,71
	Время проведения обработки лифта	час
	Транспортные затраты		тыс. руб.	2 070,88

Таблица 3.57

Расчет заработной платы и ЕСН

Показатели	Ед изм., ставка налога	УДС (скребки автомат.)	ЭКУ "Фонтан" (кабель)
	Зарплата		2 054,64	342,44
	Численность	чел.
	Средняя зарплата	руб./мес.
	Социальный пакет	руб./чел.
	ЕСН		26%	534,21	89,03

В таблице 3.58 представлен расчёт расходов на электроэнергию по вариантам. По второму варианту расход электроэнергии значительно возрастёт, что потребует увеличения материальных затрат по этой статье расходов до 11 170 тыс. руб.

Таблица 3.58

Затраты на электроэнергию, потребляемую УДС и ЭКУ "Фонтан"

Показатели	Ед изм.	УДС (скребки автомат.)	ЭКУ "Фонтан" (кабель)
Исходные данные
Количество операторных пунктов		шт
Установленная мощность оборудования	кВт	8,0
	светильники		кВт	0,3
	электронагреватели		кВт
	радиостанция		кВт	0,2
	электроплитка		кВт	1,5
Количество УДС		шт
Удельная мощность 1 УДС		кВт	4,5
Кол-во скв., оснащаемых греющим кабелем	ед.
Средняя длина кабеля		м
Удельная мощность на 1 погонного метра кабеля	кВт		0,075
Коэффициент нагрузки		доли ед.	0,7	0,7
Коэффициент использования		доли ед.	0,8	0,8
Стоимость 1 кВт·ч		руб.	1,84	1,84
Результаты расчетов
Потребление электроэнергии кабелем	кВт
Потребление электроэнергии по операторным пунктам		78489,6
Потребление электроэнергии УДС		242827,2
Затраты на электроэнергию		591,22	11 170,05

В то же время повысятся расходы по статье "материалы" и составят 3 303 тыс. руб. (таблица 3.59).

Затраты на ремонт УДС (установки депарафинизации скважин - скребки) составят
5 228 тыс. руб. Исходные данные и результаты расчётов на ремонт УДС приведены в таблице 3.60.

Использование ЭКУ "Фонтан" позволит получить дополнительную добычу нефти в объёме 60 тыс. т. Дополнительные затраты на добычу приведены в таблице 3.61. С учётом НДПИ (налога на добычу нефти) они составят 150 201 тыс. руб.

Выручка от реализации дополнительной нефти определена по цене реализации без НДС 5000 руб./т.

Сопоставление доходов и расходов по вариантам приведено в таблице 3.62.

В результате внедрения второго варианта ожидается получение дополнительной чистой прибыли в размере 107 430 тыс. руб. и чистого дохода – 104 285 тыс. руб., что позволяет считать данный способ очистки НКТ от АСПО более эффективным, чем очистка скребками.

Таблица 3.59

Затраты на материалы

Показатели	Ед изм.	УДС (скребки автомат.)	ЭКУ "Фонтан" (кабель)
Исходные данные
Кол-во комплектов греющего кабеля	компл.
Средняя длина 1 комплекта греющего кабеля	м
Стоимость 1 м греющего кабеля		руб.
Затраты на установку греющего кабеля
	зажим греющего кабеля 67Э-1552ст	руб.
	устройство сальниковое		руб.
Кол-во УДС		шт.
Средняя длина проволоки на барабан	м
Вес 1 м проволоки d1,8 мм		гр.