Оценка эффективности труда в строительстве скважин - Stroit.top

Технико-экономические показатели и документация в бурении

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ В БУРЕНИИ:

1. нормативна продолжительность цикла строительства скважины

2. продолжительность бурения и крепления скважины, отражаемая в нормативной карте

3. скорость бурения

4. себестоимость строительства скважины

5. стоимость 1 м проходки

6. расход металла и цемента на 1 м проходки

НОРМАТИВНАЯ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ цикла строительства скважины определяется по отдельным составляющим его производственным процессам

В НОРМАТИВНОЙ КАРТЕ указывается время механического бурения; время, затрачиваемое на СПО, наращивание инструмента, смену и проверку турбобуров, подготовительно-заключительные работы к бурению скважины, ремонтные работы и др.

К качественным показателям, характеризующим эффективность использования материальных и трудовых ресурсов, относятся следующие показатели

МЕХАНИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ бурения характеризует проходку на долото в метрах за один час работы долота на забое.

РЕЙСОВАЯ СКОРОСТЬ бурения скважины – проходка в метрах за один час механического бурения, спускоподъемных работ и производимых наращивания инструмента.

ТЕХНИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ – проходка на один станко-месяц производительной работы при бурении скважины. Продолжительность одного станко-месяца равна 30 дн. × 24 ч = 720 часов. Производительное время проходки включает время механического бурения, СПО, наращивания и вспомогательных работ(смена каната; переоснастка; смена цепей, турбобуров, ключей, элеваторов; электрометрические работы; чистка желобов)

КОММЕРЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ (общая) бурения – средняя проходка на один станко-месяц. Этот показатель характеризует уровень организации работ лишь в период бурения.

ЦИКЛОВАЯ СКОРОСТЬ бурения скважины – средняя проходка на один станко- месяц цикла строительства скважины.

После бурения скважины проводят анализ баланса времени, т.е. учет затрат времени на буровые работы по каждому из этапов строительства скважины:

1. строительно-монтажные и демонтажные работы (время работы и время простоев)

2. подготовительные работы к бурения

3. бурение (производительное и непроизводительное время)

4. вызов притока (время работы и время простоев)

СЕБЕСТОИМОСТЬ строительства скважин выражает в денежной форме все затраты на строительство скважины (стоимость основных и вспомогательных материалов, топлива и энергии со стороны; заработная плата с начислениями; амортизационные отчисления; стоимость износа бурильных труб, ДВС, инструмента; стоимость услуг со стороны)

Сметная стоимость на строительство скважины – необходимые на строительство скважины затраты.

Сметная стоимость на строительство скважины включает сметную себестоимость и плановые накопления.

ПЛАНОВАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ строительства скважины учитывает конкретные условия строительства скважины.

Какой-нибудь из этих показателей, отнесенных к глубине скважины, дает соответствующую стоимость или себестоимостьодного метра проходки.

Вес бурильных и обсадных колонн, отнесенных к глубине скважины, выражает расход металлана 1 метр проходки.

Количество цемента, отнесенное к глубине скважины, представляет собой расход цементана 1 метр проходки.

Смета затрат на строительство скважины включает:

1. подготовительные работы к строительству

2. строительно-монтажные работы

3. бурение и крепление (включая затраты на подготовительные работы к бурению)

4. испытание скважины на продуктивность

Это основные разделы сметы. Кроме того, в смете отражены затраты на промыслово-геофизические, топографо-геодезические и лабораторные работы; затраты на работы в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; составление проектно-сметной документации; дополнительные затраты.

Для составления сметы на строительство скважины в первую очередь необходимо иметь технический проект на строительство скважины.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРОЕКТ И СМЕТА к нему являются документами, на основании которых строят скважины.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРОЕКТ – технико-экономический документ, в котором на основании геологических данных о районе бурения скважины, организации строительства, принятых технических решений и нормативной продолжительности бурения устанавливаются технико- экономические показатели.

К техническому проекту прилагается геолого-технический наряд.

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД – это оперативный план работы, в котором B виде таблицы приводится геологическая характеристика намечаемой к бурении скважины и основные технические и технологические решения.

Особенности определения производительности труда на предприятиях нефтегазового комплекса.

В бурении производительность труда определяют по натуральной форме оценки исходя из проходки:

Кроме того, определяют объем проходки на буровую бригаду.

Если числитель и знаменатель разделить на количество станкомесяцев полного цикла строительства скважин (С) , то

S где: S – сметная стоимость выполнения объема работ П с _т = Ч

В бурении также применяют стоимостной показатель производительности

Трудовой показатель в бурении

В геологоразведке стоимостной показатель производительности труда определяется по формуле и показывает, какая получается выработка в сметных ценах на одного работника.

S_i — сметная стоимость единицы измерения по видам геологоразведочных работ в рублях.

А также трудовой показатель: определяемый выработкой на нормативы трудоемкости единицы объема к численности

Где t_i – стабильные нормативы трудоемкости к единице объема.

В добыче нефти можно рассчитать любой показатель, но добыча нефти отличается неравномерностью отбора нефти из месторождения в течение его эксплуатации, поэтому стоимостной и натуральный показатели производительности труда будут падать и наиболее приемлемым является трудовой показатель производительности труда.

Используется трудоемкость обслуживания одной скважины действующего фонда, таким образом получится человек на скважину

Где Э – эксплуатационный фонд скважин , единиц. Этот показатель в зависимости от условий меняется от 0,9 до 1,5 человек/на скважину.

В нефтепереработке и нефтехимии очень сложно рассчитать натуральный показатель и поэтому он не рассчитывается. В нефтепереработке и нефтехимии применяются стоимостной и трудовой показатели производительности труда.

С – цена единицы продукции

∑ Q × С – трудовая или чистая продукция(ЧП).

Чистая продукция – это товарная продукция (ТП) за вычетом материальных затрат (МЗ) и амортизационных отчислений (АО) в виде формулы: ЧП= ТП-МЗ-АО

_{n n} _к П = ∑ r_i × t_i = ∑ r_i × ( t_техн_. + t_цех_. + ∑ t_j ×n_j ) i=1 i=1 j=1

По трудоемкости определяется:

Где: r_i – доля i –того компонента в составе товарного продукта

t_i – трудоемкость i –того компонента продукции

t_техн. – (технологическое) – затраты труда на 1 тонну продукта технологической установки

t_цех – затраты труда цехового персонала на 1 тонну продукта технологической установки

t_j – затраты на единицу j – той услуги в цехах подсобно вспомогательного хозяйства на технологическую установку

n_j – норма затраты j – той услуги в цехах подсобно вспомогательного хозяйства на технологическую установку

В системе транспорта и хранения газа и нефти наибольшее распространение получили натуральные измерители производительности труда.

Например, в транспорте и хранение газа измерителями производительности труда могут быть объем транспортируемого газа на 1 работника ( в млн. м. куб ) и объем транспортной работы на 1 работника (в млрд. м. куб . км)

На нефтепроводном транспорте аналогичные показатели измеряют в тоннах и тонно- километрах.

В нефтеснабжении основной измеритель производительности труда –это объем реализации нефтепродуктов в тоннах за ГД на 1 работника предприятия, занимающего сбытом нефтепродуктов.

Q Q × L П_тр. = Ч_ср/год и П_тр. = Ч_ср/год

Производительность труда на магистральном транспорте определяется в натуральных показателях.

Q – количество транспортировки нефти или газа ( в тоннах или в куб. м.) в год

Ч_ср/год – среднегодовая численность персонала

L – протяженность участка нефтегазопровода, км

Q×L – транспортная работа или грузооборот тонны , км, 1000 куб м ×км

В стоимостном выражении производительность труда на транспорте и в хранении нефти и газа определяется следующим образом:

Показатели трудоемкости определяются при помощи показателей трудоемкости обслуживания 100 км линейной части нефтегазпровода или одной насосной (компрессорной) станции или на 1000 кВт установленной мощности.

Подведем итог особенностям определения производительности труда нефтегазовой отрасли. Рассмотрим основные факторы роста производительности труда в отрасли:

ü Увеличение среднего дебита скважины

ü Более полное использование продукции скважины

ü Лучшее использование фондов скважин

ü Ввод в эксплуатацию новых месторождений

ü Повышение скорости бурения и скорости строительства скважин

ü Снижение простоев и аварийности

ü Укрупнение технологических установок

ü Комбинирование технологических установок

В транспорте и хранение нефтегазопродуктов:

ü Уменьшение трудозатрат на планирование объема транспорта и хранения продукта

ü Внедрение новых технологий, техники, средств механизации и автоматизации

ü Увеличение пропускной способности и надежности систем транспортировки и хранения.

Источник

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ.

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ

4.1 Расчет капитальных вложений

Капитальные вложения включают в себя расходы:

— на бурение скважины, ее обустройство;

— на строительство подъездных путей.

На участке Звёздного месторождения капитальные затраты связаны с бурением 2-х разведочных скважин.

Капитальные вложения в бурение скважин определяются по формуле:

где К_i – капитальные вложения в проект в году i, млн. руб.;

К_СКВ_i – затраты на бурение скважин в году i, млн. руб.;

К_ОБ_i – капитальные вложения в объекты промыслового обустройства в году i, млн. руб.

K₁ = 54 + 0,882 = 54,882 млн. руб.

К₂ = 53,6 + 0,882 = 54,482 млн. руб.

K_i = 164 + 162,8 = 109,364 млн. руб.

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 метра проходки, которая составляет 60 тысяч рублей и глубины скважины.

где Ст_1М – стоимость одного метра проходки для соответствующего типа скважин, тыс. руб.;

К_скв1 = 20 тыс.руб. * 2700м = 54 млн.руб.

К_скв2 = 20 тыс.руб. * 2680м = 53,6 млн.руб.

Расходы на промысловое обустройство, входящие в общие капитальные затраты составляют 0,882 млн. руб/ скв.

4.2 Расчет показателей экономической эффективности проекта

При экономической оценке определяют: прирост выручки от реализации продукции, дисконтные вычисления, доход государства (налоги), поток денежной наличности, дисконтированный поток денежной наличности и чистую текущую стоимость.

Годовая добыча нефти Q рассчитывается по формуле:

где q – суточный дебит нефти, т/сут;

Д – кол-во дней эксплуатации скважина за год, сут;

N – проектное кол-во скважин, шт.

Экономический эффект рассчитываем на 10 лет эксплуатации скважины. Добычу планируется начать со второго года. Планируются начальные дебиты в среднем по скважине 10 т/сут с последующим уменьшением ежегодно на 5%. Расчет добычи ведется при условии работы скважины в течение 340 дней в году.

Прирост добычи от перевода разведочной скважины предусмотрен на втором году эксплуатации после проведения необходимых для изучения исследований.

Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин представлен в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 – Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин

Среднесуточный дебит, т/сут

Дополнительная добыча, тыс.т.

Прирост выручки от реализации продукции рассчитывается по формуле:

где DQ_i – прирост добычи, направленной на реализацию, т (тыс. м 3 );

Ц_ср – средняя цена реализации предприятием нефти тыс. руб./т.

Цена нефти на внешнем рынке составляет 109,57$/бар (3791,12 руб./бар или 28727,15 руб./т.), на внутреннем – 53,92$/бар (1865,53 руб./бар или 14136,08 руб./т.). По лицензионному соглашению, только 30% добываемой нефти можно продавать на внешнем и 70% на внутреннем рынке.

Ц=0,7*14136,08 +0,3*28727,15=18513,40 руб./т

Выручка за расчетный период представлена в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2 – Прирост выручки за расчетный период

Дополнительная добыча, Q, тыс.т

Прирост выручки от реализации продукции, ΔВ, млн. руб.

Стоимость нефти, руб./т

Эксплуатационные затраты состоят из объёма добычи и себестоимости добычи тонны нефти, которая включает в себя:

— энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

— поддержание пластового давления;

— сбор и транспорт нефти и газа;

где Q – объём добычи, т;

с/с – себестоимость добычи тонны нефти, млн.руб.

Эксплуатационные затраты за расчетный период представлены в таблице 4.2.3.

Таблица 4.2.3 – Расчет эксплуатационных затрат

Дополнительная добыча, ΔQ, т

Себестоимость нефти, тыс.руб.

Эксплуатационные затраты, U_i, тыс.руб.

Далее проводится расчет денежного потока наличности, сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных доходов, которая остается в распоряжении организации и не может быть изъята.

Поток денежной наличности рассчитывается по формуле:

где – прирост выручки от реализации продукции, тыс.руб.;

U_i–издержки по текущим затратам, тыс.руб.;

Налоги определяются как сумма налога на прибыль и налога на имущество.

Налог на имуществопредприятий введен в РФ с 1 января 1992 года. Стоимость имущества организации складывается из стоимости основных средств, оборотных средств и нематериальных активов. Для основных средств налог составляет 2% от их остаточной стоимости, которая представляет собой неамортизированную часть основных средств и определяется по формуле:

где – остаточная стоимость, млн.руб.;

– первоначальная стоимость основных средств, млн.руб.;

А – годовые амортизационные отчисления основных средств, млн.руб;

– время эксплуатации.

Годовая сумма амортизационных отчислений (А) определяется исходя из нормы амортизации и первоначальной стоимости основных средств (при линейном способе начисления):

где N_А – норма амортизации объекта основных средств или износа нематериальных активов, д.ед.

где Т – период полной амортизации основных средств:

для скважин период полной амортизации основных средств равна 15 лет. Отсюда норма амортизации для нефтяных скважин равна 6,67%.

Налог на имущество рассчитывается по следующей формуле:

где n – ставка налога, 2,2%.

Расчет налога на имущество представлен в таблице 4.2.4.

Таблица 4.2.4 – Расчет налога на имущество

Норма амортизации, N_А, 1/год

Амортизационные отчисления, млн.руб.

Остаточная стоимость, млн.руб.

Налог на имущество, млн.руб.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

где ΔВ – выручка, млн.руб.;

U_i – эксплуатационные затраты, млн.руб.;

К – капитальные затраты, млн.руб.;

n – ставка налога на прибыль, 20%.

Расчет налога на прибыль представлен в таблице 4.2.5.

Таблица 4.2.5 – Расчет налога на прибыль

Выручка от реализации, ΔВ,млн.руб.

Налог на имущество, Н_им, млн.руб.

Налог на прибыль, Н_пр, млн.руб.

Расчет потока денежной наличности представлен в таблице 4.2.6.

Таблица 4.2.6 – Расчет потока денежной наличности

Выручка от реализации, ΔВ, млн.руб.

Для оценки эффективности бурения необходимо определить, окупятся ли единовременные (капитальные) вложения и какой они принесут доход за период действия работ. С этой целью определяется накопленный поток денежной наличности. Он рассчитывается последовательным суммированием денежных потоков наличности за предшествующие годы по формуле:

где – период действия работ.

НПДН рассчитывается без учета стоимости рубля в первый и последующие годы реализации мероприятия. С учетом разницы стоимости рубля рассчитывается дисконтированный поток денежной наличности и чистая текущая стоимость (ЧТС).

Дисконтированный поток денежной наличности для соответствующего года рассчитывается по формуле:

где – коэффициент дисконтирования, определяется по формуле:

В нашем случае норма дисконта равна 10%.

Коэффициент дисконтирования показывает во сколько раз рубль текущего года меньше рубля расчетного момента.

Чистая текущая стоимость проекта рассчитывается по формуле:

Расчеты приведены в таблице 4.2.7.

Таблица 4.2.7 – Расчёт чистой текущей стоимости проекта

Срок окупаемости инвестиций – период времени, за который накопленный доход становится равным сумме инвестиций и показывает тот момент, в который инвестор начинает получать прибыль.

Срок окупаемости данного проекта бурения скважин представлен на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени срока окупаемости проекта (рисунок 4.2.1). Он определяется точкой пересечения профиля ЧТС с осью абсцисс.

Расчет срока окупаемости проекта бурения представлен в приложении 1.

Рисунок 4.2.1 – График определения срока окупаемости данного проекта бурения скважин

Из построенного графика видно, что проект бурения разведочной скважины окупится через 2 года с момента его внедрения.

Коэффициент отдачи капитала (КОК) – это отношение дисконтированных потоков к дисконтированным оттокам, и показывает, сколько дисконтированных рублей получим на единицу вложенных. Рассчитывается по формуле:

где NPV_i – чистая текущая стоимость, млн. руб.;

α_i – коэффициент дисконтирования, соответствующий году вложения инвестиций.

Расчет коэффициента отдачи капитала приведен в таблице 4.2.8.

Таблица 4.2.8 – Расчет коэффициента отдачи капитала

Из расчета КОК получили, что на каждый вложенный дисконтированный рубль получим дисконтированную отдачу в 3,24 руб.

Внутренняя норма рентабельности (Е_н) представляет собой график зависимости чистой текущей стоимости от нормы дисконта (10% и30%) и показывает годовой доход по инвестициям в разработку проекта (рисунок 2).

Расчет NPV при норме дисконта 10% приведен в приложении 2, а при 20% – в приложении 3.

Таблица 4.2.9 – Значения ЧТС при норме дисконта 10% и 20%

Рисунок 4.2.2 – График определения нормы рентабельности данного проекта бурения скважин

Численно Е_н получают, приравнивая чистую текущую стоимость проекта, рассчитанного на основе планируемых по нему денежных потоков, к нулю с отыскиванием в качестве неизвестного той ставки дисконта, при которой ЧТС окажется равным нулю.

График пересекает линию нулевой ЧТС в точке 34,8. Это означает, что проект станет нерентабельным (отрицательный ЧТС) при норме дисконта более 34,8%.

4.3 Анализ чувствительности проекта к риску

В ходе реализации рекомендуемых работ возможно наступление событий, связанных с потерей предприятием-недропользователем части своих ресурсов и имущества (прямой ущерб), недополучения доходов или появления дополнительных расходов (косвенный ущерб) в результате осуществления определенной производственной и финансовой деятельности. Вероятность наступления таких событий определяет степень риска, связанного с осуществлением рекомендуемых работ.

Для расчета чувствительности к риску производится расчет экономической эффективности при изменении следующих параметров:

— среднесуточный дебит [-20%;+10%];

— ставка налога на прибыль [-10%;+20%];

— величина капитальных вложений [-20%;+20%];

— цена на нефть [-30%;+20%]

Результирующие значения ЧТС при изменении параметров приведены в таблице 4.3.1

Источник

Технико-экономические показатели и документация в бурении

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ.

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ

4.1 Расчет капитальных вложений

Читайте также: