Введение
Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства нашей страны. Нефть и газ как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике. Почти все автомобили и самолеты, а также значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти – керосин с жидким кислородом применяют в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.
Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами, ее состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Но не менее ценна нефть как сырье для химической промышленности. Сегодня нефтехимическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа (синтетический каучук, продукты основного органического синтеза, сажа, резиновые асбестотехнические и другие изделия).
Рост добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов в значительной мере будут определяться совершенствованием применяемой технологии разработки нефтяных залежей, темпами испытания и внедрения специальных физико–химических и термических методов воздействия на нефтяные пласты, правильностью выбора плотности сетки скважин.
Целью курсовой работы является: расчет экономической эффективности от закачки силинома. Основными задачами курсового проектирования являются: характеристика предприятия, расчет затрат на проведение ГТМ, расчет экономической эффективности от применения ГТМ.
О сновные технико-экономические показатели работы предприятия за предшествующий год и анализ и х выполнения
Основными показателям и производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть» является добыча нефти и реализация товарной продукции. В таблице 1 приведены основные показатели НГДУ за 2005 год.
За 2005 год предприятием было реализовано продукции на общую сумму 168853 тысячи рублей, что составляет 102,2% против плана и получено прибыли в сумме 46986 тысяч рублей. Товарная добыча нефти составила за год 1861,1 тысяч тонн.
Валовая добыча нефти за 2005 год по месяцам представлена в таблице 2. За год предприятие добыло 1875, 5 тысяч тонн нефти, что составляет 101,9%. Сверх плана получено продукции 35,5 тысяч тонн. Добыча нефти по месяцам представлена на рис. 1.
В сложных экономических условиях, в которых оказалась вся нефтегазодобывающая отрасль, техническая политика НГДУ «Южарланнефть» строится в расчете на собственные силы и резервы. Важное место занимает реконструкция объектов нефтедобычи в связи с изменением условий их работы. Все работы по внедрению выполняются за счет собственных средств, при усилении режима экономии.
Месторождения, разрабатываемые предприятием, находятся на завершающем этапе эксплуатации. Это ставит перед коллективом ряд сложных и ответственных задач, главными из которых являются повышение нефтеотдачи залежей, сокращение темпов падения добычи нефти, снижения ее себестоимости, совершенствование экономической эффективности производства, автоматизация рабочих мест (АРМ).
Таблица 1. Основные показатели производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть»
| № п/п | Показатели | Ед.изм. | 2004 г. | 2005 г. | 2005 г. к 2004 г. | ||
| 1 | Реализация продукции | Тыс. руб. | 217319 | 165180 | 168853 | 102,2 | 77,7 |
| 2 | Валовая продукция | Тыс. руб. | 1607436 | 1602822 | 1632252 | 101,8 | 101,5 |
| 3 | Валовая добыча нефти | Тыс.т. | 1966 | 1840 | 1875,5 | 101,9 | 95,4 |
| 4 | Товарная добыча нефти | Тыс.т. | 1949,2 | 1824,9 | 1851,2 | 102,0 | 95,5 |
| 5 | Валовая добыча попутного газа | Тыс.м2 | 22495 | 27020 | 21215 | 102,4 | 94,3 |
| 6 | Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию | СКВ. | 14 | 17 | 17 | 100 | 121,4 |
| 7 | Коэффициент экспл. действ. фонда скважин | Коэф. | 0,935 | 0,940 | 0,946 | 100,6 | 101,2 |
Таблица 2. Динамика добычи нефти НГДУ «Южарланнефть» за 2005 год (тн)
| Месяц | План | Факт | % |
| Январь | 158500 | 161000 | 101,6 |
| Февраль | 144100 | 147200 | 102,2 |
| Март | 158900 | 162000 | 101,9 |
| Апрель | 148400 | 152000 | 102,4 |
| Май | 154300 | 157800 | 102,3 |
| Июнь | 157700 | 160000 | 101,4 |
| Июль | 159800 | 162500 | 101,7 |
| Август | 158200 | 161000 | 101,8 |
| Сентябрь | 151400 | 154500 | 102,0 |
| Октябрь | 153600 | 156500 | 101,9 |
| Ноябрь | 144600 | 147500 | 102 |
| Декабрь | 150500 | 153500 | 101,9 |
| ИТОГО: | 1840000 | 1875500 | 101,9 |
Расчетная часть
Краткая аннотация
В 2005 году предложена обработка скважин гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М» для повышения нефтеотдачи в нагнетательные скважины. Данной технологией было охвачено пять нагнететельных скважин, расположенных на Арланской площади. Всего за время внедрения технологии дополнительная добыча составила 262 тыс. т., сокращение ПДВ составило 471,5 тыс. т.
Расчет фонда оплаты труда
| ФОТр=Зо, руб | (1) |
Основная заработная плата определяется по формуле:
| Зо=(Зтр+Зп+Дбр)*Кт, руб. | (2) |
где Кт – территориальный коэффициент, 1,15 (для Республики Башкортостан 15%)
Зтр – заработная плата по тарифу, руб.
Дбр – доплаты за бригадирство, ночное время и т.д., руб.
Зп – размер премий, руб.
Зо = (7380 + 5904) * 1,15 = 15276,60 руб.
Размер премии рассчитывается по формуле:
| Зп = Зтр*П/100, руб | (3) |
где П – процент премии, составляет до 80% от заработной платы (по данным НГДУ «Арланнефть»).
Зп = 7380 * 80 / 100 = 5904 руб.
Зарплата по тарифу рассчитывается по формуле:
| Зтр=Сс*Тэф*Р, руб | (4) |
где Сс – средняя тарифная ставка рабочего, руб.
Тэф – эффективный фонд рабочего времени, час.
Р – число рабочих, чел.
Средняя тарифная ставка рабочего определяется как:
| (5) |
где Сi – тарифная ставка i – го разряда, руб.
Pi – количество рабочих, имеющих i – й разряд, чел.
n – число разрядов
Сс = (40 * 1 + 39 * 1 + 53 * 1 + 48 * 1) = 45 руб.
4
Расчет затрат на материалы
Затраты на вспомогательные материалы определяются умножением количества каждого используемого материала на цену единицы соответствующего материала:
| Cв mi= Qi * Ц i, руб | (7) |
где Qi – количество i-го материала
Цi – цена i-го материала, руб.
Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.
Таблица 4 – Затраты на материалы
| Наименование материалов | Ед. изм | Количество | Цена, руб. | Стоимость, руб. |
| 1. Силином | т. | 63,75 | 5345 | 340743,75 |
| ИТОГО: | 340743,75 |
Расчет цеховых расходов
Цеховые расходы рассчитываются по следующим статьям затрат:
· Заработная плата вспомогательных рабочих
· Начисления на заработную плату вспомогательных рабочих
· Расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и приспособлений
· Затраты на охрану труда и ТБ
· Затраты на рационализаторство и предпринимательство
· Прочие расходы
Цеховые расходы – это косвенные расходы, они распределяются на себестоимость пропорционально заработной плате производственных рабочих и определяются по формуле:
| Цр =ФОТр*Пцр/100, руб | (9) |
где Пцр – процент цеховых расходов, % (107,6% по данным НГДУ «Арланнефть»)
Цр = 15276,6 * 107,6 / 100 = 16436,98 руб.
3.8 Расчет общих затрат на проведение геолого-технического мероприятия
Результаты расчетов по каждой статье сметы сводятся в таблицу 6.
Таблица 6 – Расчет затрат на проведение ГТМ
| Наименование затрат | Ед. изм | Сумма, Руб. |
| Фонд оплаты труда | Руб. | 15276,60 |
| Начисления на з/п | Руб. | 3971,92 |
| Материалы | Руб. | 340743,75 |
| Услуги транспорта | Руб. | 13161,00 |
| Цеховые расходы | Руб. | 16436,98 |
| ИТОГО по смете | Руб. | 389590,25 |
Выводы и предложения
На основании анализа, проведенного по расчету эффективности закачки «Силинома» в НГДУ Южарланнефть, можно заключить, что данные обработки химического воздействия на пласт, являются технологически обоснованными. Эффект, полученный от закачки «Силинома» покрывает расходы на её проведение и значительно влияет на увеличение добычи нефти.
Из расчетов видно, что после проведения закачки добыча нефти увеличилась на 8 т.т.
Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 4012,31 т. руб. Она образуется за счет увеличения добычи нефти в результате технологического регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта закачкой щелочно-полимерных растворов и снижения себестоимости добычи 1т нефти с 978 руб. до 975,2 руб.
Литература
1. Самочкин В.Н. Гибкое развитие предприятия: Эффективность и бюджетирование. - М.: Дело, 2000.
2. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование буровых и нефтегазодобывающих предприятий. – М.: Недра, 1990.
3. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности.
РД 39 – 01/06 – 0001 – 89.
4. Рекомендации по планированию, учету и организации по единому наряду работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. – М, 1988.
5. Справочное пособие для расчетов экономической эффективности внедрения новой техники / Коллектив авторов/ М.: ЦНИИ информации, 1994
Введение
Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства нашей страны. Нефть и газ как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике. Почти все автомобили и самолеты, а также значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти – керосин с жидким кислородом применяют в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.
Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами, ее состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Но не менее ценна нефть как сырье для химической промышленности. Сегодня нефтехимическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа (синтетический каучук, продукты основного органического синтеза, сажа, резиновые асбестотехнические и другие изделия).
Рост добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов в значительной мере будут определяться совершенствованием применяемой технологии разработки нефтяных залежей, темпами испытания и внедрения специальных физико–химических и термических методов воздействия на нефтяные пласты, правильностью выбора плотности сетки скважин.
Целью курсовой работы является: расчет экономической эффективности от закачки силинома. Основными задачами курсового проектирования являются: характеристика предприятия, расчет затрат на проведение ГТМ, расчет экономической эффективности от применения ГТМ.
Краткая характеристика предприятия
1.1 Краткая историческая справка
Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу от г. Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958 г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК «Башнефть» в рамках НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» (Новохазинская площадь), «Чекмагушнефть» (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО «Белкамнефть» (Вятская площадь).
В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р. Кама.
Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама – до отметки 66–68 м. По р. Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г. Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.
Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию «Кутерем».
Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды, излишки поступают на компрессионные станции и далее – потребителям.
НГДУ Южарланнефть осуществляет разработку правобережной части Новохазинской площади, в границах которой находится 74,8% территории и 77,3% начальных геологических запасов нефти площади. Начиная с апреля 1979 г. НГДУ начало разрабатывать Наратовское нефтяное месторождение, с марта 1983 г. – Гареевское, с 1987 г. – Южное, с 1988 г. – Биавашское, с декабря 1994 г. – Кунгакское, в 1998 г. арендовало и в 1999 г. получило на постоянную разработку Тепляковское нефтяное месторождение у НГДУ Краснохолмнефть, с сентября 2000 г. ведет разработку Каюмовского месторождения в Аскинском районе.
Разработка ТТНК Новохазинской площади начата в 1960 г. Первый проектный документ – «Технологическая схема разработки Новохазинской площади» – составили Саттаров М.М. и др. в 1961 г. В схеме предусматривалась раздельная эксплуатация двух объектов (верхнего в составе I–V пластов и нижнего VI), применение законтурного и внутриконтурного заводнений. Максимальный фонд скважин составлял 1543, максимальный уровень добычи нефти – 12 млн.т/год. Но уже в Генсхеме (1965) все пласты были объеденены в один объект (рекомендовано изучить возможность совместно-раздельной эксплуатации пачки, но предложение не было реализовано). Сохранялось условие раздельной закачки воды. В дальнейшем по мере изучения геологического строения Арланского месторождения уточнялись запасы и параметры пластов. В процессе исследований в области анализа, контроля и регулирования выяснилось, что многие из первоначальных решений в проектных документах были ошибочны. В 1978 г. был составлен уточненный проект разработки. В уточненном проекте разработки рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся лишь закачиваемым объектом. Предложена закачка ПАА и технической воды, это предусматривало дополнительное бурение скважин и уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. В связи с отсутствием необходимого реагента был принят вариант закачки технической воды, при этом возможное достижение КИН – 0,397.
Дата: 2019-07-24, просмотров: 757.
