А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Промислова собівартість

Промислова собівартість 1 т нафти, видобутої глубіннонасосной способом, при існуючих дебіту, розрахована за фактичними даними, дорівнює 45 6 руб. Невисокі техніко-економічні показники цього способу пояснюються низькими відборами нафти при великих витратах, тривалими і дорогими ремонтами, коротким терміном служби насосів, великими амортизаційними відрахуваннями на глибокі і дорогі свердловини.

З - промислова собівартість 1 т нафти, руб .; Про - середньомісячний дебіт 1 свердловини, т; Рр - імовірність виявлення продуктивного пласта, частка одиниці.

З - промислова собівартість 1 т видобутку нафти по підприємству, руб .; Ц - оптова ціна 1 т нафти по підприємству, руб .; Кскв - середня балансова вартість достроково введених свердловин, прийнята в основні фонди НГВУ, руб .; АГ - час прискорення введення свердловин в експлуатацію, сут.

Податки враховуються через промислову собівартість додатково видобутої нафти. Параметр Зр /включає в себе ціну /- го реагенту і вартість робіт із закачування.

Витрати виробництва, складові промислову собівартість видобутку нафти, формуються в низових. Там же здійснюється первинний облік виробничих витрат. Інформація в виробниче об'єднання надходить в меншому обсязі і в сумарному вигляді.

Основні фактори, що впливають на зміну промислової собівартості, можна поділити на п'ять груп.

Витрати в розрізі перших 11 статей складають промислову собівартість нафти, а витрати в обсязі 12 статей - повну промислову собівартість видобутку нафти. У перераховані вище статті витрат не ввійшли внепромисловие витрати, чисельна величина яких не має безпосереднього відношення до проектованої системі розробки родовища.

Витрати в розрізі перших 11 статей витрат складають промислову собівартість нафти, а витрати в обсязі 12 статей витрат - повну собівартість (промислову) видобутку нафти. У перераховані статті витрат не ввійшли внепромисловие витрати, чисельна величина яких не має безпосереднього відношення до проектованої системі розробки родовища.

Для виявлення впливу зміни середнього дебіту свердловин на рівень промислової собівартості видобутку нафти спочатку визначаються відхилення в обсязі видобутку нафти за рахунок зміни середніх дебітів свердловин за способами експлуатації.

Залежність собівартості З видобутку нафти і капітальних вкладень на 1 м3 поточного видобутку нафти К0й від дебіту свердловини (ЛГ0з і С при q 3 - 10 м3 /добу прийняті за 100%. Собівартість видобутку нафти визначається в обсязі статей витрат, що становить промислову собівартість видобутку нафти.

Залежність собівартості видобутку нафти. собівартість видобутку нафти визначається в обсязі статей витрат, що становить промислову собівартість видобутку нафти.

Неправильно визначати витрати на газ після того, як буде затверджена його промислова собівартість. Перш за все запаси не завжди можуть бути затверджені як промислові. Крім того, газ, споживаний на буріння свердловин, вартість - яких стане важливою складовою промислової собівартості продукту, на даному етапі розвідки може розцінюватися тільки за сумою витрат по родовищу на попередніх етапах геологорозвідувальних робіт.

Для економічної оцінки застосування того чи іншого способу експлуатації були зроблені розрахунки за фактичною промисловий собівартості нафти для трьох способів: фонтанного, глубіннонасосной і безкомпресорні газліфта за всіма статтями калькуляції.

У цьому дослідженні в якості характеристики собівартості був узятий звітний показник: Y - промислова собівартість видобутку 1 т нафти і попутного газу.

Для економічної оцінки ефективності обробки слід визначити вартість додатково видобутої нафти (з урахуванням промислової собівартості) і порівняти її з витратами, пов'язаними з проведенням солянокислотного обробки.

Сумарні витрати на обробку свердловини необхідно порівняти з вартістю додатково отриманої нафти з урахуванням промислової собівартості.

Області застосування механізованих способів підйому рідини (діаметр експлуатаційної колони 146 мм. | Економічно ефективні області. Простота обслуговування, великий міжремонтний період фонтанних і газлифт-них свердловин забезпечують високий коефіцієнт експлуатації і порівняно низьку промислову собівартість. Це свідчить про безперечних перевагах зазначених способів експлуатації па порівнянні з іншими.

Аналіз фактичних даних показує, що витрати на закачування води досягають 15 - 20% від промислової собівартості нафти, а вартість 1 м3 води коливається в межах 20 - 30 коп. Тому заходи по зменшенню обсягу води, закачиваемой в пласт, набувають дуже важливе значення.

Підсумовуючи експлуатаційні витрати по всіх групах витрат і ділячи їх на відповідні значення річного видобутку нафти, знаходять промислову собівартість нафти за кожен рік розглянутого періоду розробки родовища.

Витрати в розрізі перших 11 статей складають промислову собівартість нафти, а витрати в обсязі 12 статей - повну промислову собівартість видобутку нафти. У перераховані вище статті витрат не ввійшли внепромисловие витрати, чисельна величина яких не має безпосереднього відношення до проектованої системі розробки родовища.

У цьому випадку кілька слабопроницаемих газонасичених пластів, з яких газ одночасно надходить в одну свердловину, може забезпечити її високий дебіт, тоді як роздільна експлуатація таких пластів буде пов'язана з великими витратами і невиправдано високою промисловий собівартістю газу.

V, - витрата /- го реагенту за даною технологією, т (м3); Зр /- витрати на закачування 1 т (м3) композиції хімреагентів; АК - додаткові капвкладення, пов'язані з проведенням МУН; АЕ - приріст витрат на природоохоронні заходи; Цн, Сп - відпускна ціна і промислова собівартість 1 т нафти.

Такий розподіл витрат дуже важливо для визначення шляхів зниження собівартості. Так, в промисловий собівартості видобутку нафти і газу частка умовно-постійних витрат досягає 70 - 75%, і одним з основних напрямків здешевлення видобутку нафти і газу є збільшення випуску продукції при незмінній виробничої потужності.

Що ж вкладається в поняття суспільно необхідні граничні витрати. Під ними автор розуміє суму середньої промисловий собівартості видобутку нафти провідних нафтовидобувних районів країни і максимальних суспільно необхідних витрат на її транспортування до найвіддаленіших областей Радянського Союзу.

Після цього, знаючи видобуток нафти за цей час, легко визначити промислову собівартість нафти по кожному варіанту розробки.

Економічна ефективність прискореного введення в розробку продуктивних площ за рахунок застосування ІП визначається ефектом, який приносить більш раннє використання нафти. Прибуток визначається як різниця між оптовою ціною 1 т нафти Ц і її промисловий собівартістю С.

Освіта собівартості видобутку нафти і попутного газу тісно пов'язане з комплексом складних процесів розробки нафтових родовищ, експлуатації свердловин, очищення нафти і транспортування її від усть свердловин до нафтозбиральних пунктів і газу - до пункту здачі його споживачам. Розрізняють промислову собівартість і повну собівартість товарної продукції. Остання включає в себе внепроіз-вальних витрати.

Неправильно визначати витрати на газ після того, як буде затверджена його промислова собівартість. Перш за все запаси не завжди можуть бути затверджені як промислові. Крім того, газ, споживаний на буріння свердловин, вартість - яких стане важливою складовою промислової собівартості продукту, на даному етапі розвідки може розцінюватися тільки за сумою витрат по родовищу на попередніх етапах геологорозвідувальних робіт.

Для правильної оцінки економічного ефекту від застосування буріння з продувкою вибою природним газом необхідно встановити собівартість цього газу. Якщо свердловини бурять з продувкою газом, що надходять з проходить поблизу магістрального газопроводу або від суміжної з розвідувати площею родовища з уже підрахованими і затвердженими запасами, то питання його собівартості вирішується просто. У першому випадку вартість газу франко-бурова складається з відпускної вартості газу плюс зміст тимчасового газопод-ведучого трубопроводу, у другому - з його промисловий собівартості і витрат на подачу газу до буря свердловини.

Дані табл. 21 дозволяють перейти до підрахунку загальних ексшюата-ційних витрат на розробку поклади. Для цього до сумарних витратиш кам виробництва в цілому за час розробки по кожному варіанту необхідно приєднати відповідну величину капітальних ЄЛО жень. Ці вкладення (див. Табл. 19) склали основні фонди раз работки родовища, які за нашими умовами розрахунку повністю амортизуються за час розробки родовища. Тому вони входять в сукупні витрати виробництва і при перерахунку на одиницю продукції включаються в промислову собівартість видобутку тонни нафти.