Современное состояние производственного аппарата нефтегазового комплекса

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтегазовый комплекс играет важную роль в современной национальной экономике Российской Федерации. Значение нефтегазового сектора экономики обусловлено многими причинами, начиная от общемировых тенденций, заключающихся в повышении роли этих энергоносителей и энергоемкости хозяйственной деятельности, и заканчивая известными фактами новейшей истории России, обусловившими разрушение многих отраслей промышленности. Сегодня можно констатировать, что российская экономика является на определенный период времени ресурсно-ориентированной. Именно нефтегазовый комплекс дает наиболее существенный вклад во ВВП, именно от него идет большая часть бюджетных поступлений. И интенсивное развитие нефтегазового комплекса естественным образом сказывается на развитии всей экономики в целом.

Раздел 1. Современное состояние производственного аппарата нефтегазового комплекса

Россия является одной из богатейших стран по запасам природных топливно-энергетических ресурсов. На долю нашей страны приходится 9,3% и 26,9% всех мировых доказанных запасов нефти и газа соответственно.

Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется снижением текущих разведанных запасов нефти и газа и низкими темпами их воспроизводства. Объемы ГРР не обеспечивают воспроизводства минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, что в перспективе, особенно в условиях быстрого роста добычи нефти, может стать серьезной угрозой энергетической и экономической безопасности страны.

Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти, в течение последних 10 лет объемы разведочного бурения сократились более чем в 4 раза. Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудноизвлекаемыми, таким образом крупные месторождения, если и открываются, то в сложных геолого-географических условиях, в основном в шельфовых зонах. Средние запасы нефтяных месторождений, открытых в 1986-1990 гг., составляли примерно 11 млн тонн, а в 1991-1999 гг. всего около 4 млн тонн. В настоящее время большинство нефтяных месторождений (80%) приходится на мелкие с извлекаемыми запасами до 10 млн тонн. Причем, доля трудноизвлекаемых запасов нефти там составляет до 75%. В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины (более 54%) разведанных запасов страны. По основным нефтедобывающим компаниям она колеблется в настоящее время от 20% до 65%.

Наметились позитивные тенденции в плане добычи нефтегазовых ресурсов, связанные со стабильным преодолением падения добычи в ходе так называемых экономических реформ в середине 1990-х гг. При этом снижение добычи нефти было более существенным и более резким. Основными причинами этого являются разрушение системы управления экономикой и НГК в частности и разрыв хозяйственных связей на территории Советского Союза. (см. Таблица на стр. 4)

После достижения абсолютного максимума нефтедобычи в 1987 году начался её неуклонный спад. К 1994 году добыча упала на 44%, составив всего 318 млн тонн. В начале 1995 года простаивало более 22 тысяч нефтяных скважин из общего фонда в 140 тысяч.

На данный момент большинство крупных российских нефтяных компаний имеют в своем активе более 10% бездействующих скважин. Итоги двухлетней инвентаризации всех российских нефтяных скважин, проведенной Минприроды, показали, что эта проблема так и не решена. Однако проведение специальных проверок по выполнению условий лицензионных соглашений Росприроднадзор пока не планирует.

В конце мая этого года министр природных ресурсов Юрий Трутнев озвучил президенту Путину результаты двухлетней инвентаризации нефтяных скважин российских компаний. По его словам, в России 248 тыс. эксплуатируемых и 64 тыс. разведочных скважин, все их собственники найдены. Те скважины, которые представляют экологическую угрозу, должны быть устранены структурами Роснедр в течение 2008-2009 годов.



Если сравнивать данные от июня 2006 года, которые собирались в Минприроды по бездействию скважин, можно проследить, что ситуация принципиально не поменялась. Компания ТНК-BP даже прирастила это число до 39% с прошлых 30%, выросли показатели по бездействию на 5,6% -- у ЛУКОЙЛа (см. таблицу). Лишь «Роснефть» сократила количество бездействующих скважин по сравнению с прошлым годом на 0,7%, правда, за этот срок она почти в два раза прирастила общий эксплуатационный фонд: с 13 681 в прошлом году до 21 294 в нынешнем. Всего же, согласно данным ЦДУ ТЭК, на первый квартал 2007 года в России около 15% нефтяных скважин являются бездействующими.

Динамика фонда бездействующих нефтяных скважин у российских компаний
Название компании	Всего скважин	Действующие скважины	Бездействующие скважины	Процент бездействия От эксплуатационного фонда
ТНК-BP	23140	14037	9103	3930,00%
ЛУКОЙЛ	27171	22934	4237	1560,00%
«Татнефть»	21444	18226	3218	1500%
«Роснефть»	29549	24579	4970	1680,00%
«РуссНефть»	4379	3903	476	1090,00%
«Башнефть»	18670	16775	1895	1010,00%
«Газпром нефть»	5257	4804	418	790,00%
«Сургутнефтегаз»	17248	15886	1362	790,00%

Основные причины перевода скважин в категорию бездействующих и их консервации связаны с низким дебитом скважин и высокой обводненностью нефти, что делает эксплуатацию скважин в рамках действующей налоговой системы убыточной для компаний. На сегодняшний день обеспеченность компаний рентабельными запасами нефти в целом по России не превышает 20-25 лет, что соответствует средней продолжительности разработки одного небольшого месторождения.

Темпы ввода в эксплуатацию новых месторождений резко снизились: ежегодно вводятся 3-4 месторождения вместо 30-40 в середине 80-х годов.

В период падения продолжают накапливаться и технологические проблемы, которые на сегодняшний день выходят уже на первый план. Степень износа основных фондов по предприятиям нефтедобычи составляет 60%. Нефтяники называют цифру в 50 миллиардов долларов требуемых инвестиций в обновление основных фондов.Даже если сделать скидку на то, что есть разница между балансовой амортизацией и физическим износом мощностей, все равно ясно, что речь идет о десятках миллиардов долларов, которые компании ТЭК должны будут потратить в ближайшие несколько лет. Если этого не сделать, то к 2010 году балансовый износ основных фондов достигнет пугающей цифры в 100%.

Еще одной проблемой нефтедобывающей отрасли является утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ), верней его сжигание. По данным Минпромэнерго РФ в 2006 году в нашей стране было извлечено 44,2 млрд ПНГ, являющийся ценным сырьем, содержащим широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) - смесь этана, пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана. Кроме того, в состав ПНГ могут входить азот, углекислый газ, сероводород и редкие газы - гелий и аргон. Благодаря такой структуре ПНГ является стратегически важным сырьем для отечественной нефтехимии. Тем не менее, в течение многих десятилетий значительная часть извлекаемого в России попутного газа сжигалась на факелах, так как перерабатывать его было нерентабельно. Однако в последнее время наметился перелом в этой области. Правительственные структуры осознают проблемы, связанные с ПНГ, а нефтегазовые компании реализуют все новые и новые проекты по его утилизации.

По информации Министерства природных ресурсов, Россия располагает 2,3 трлн м³ запасов попутного газа по категории А+В+С₁+С₂. Из них на суше находятся 2,2 трлн м³, на шельфе - 100 млрд м³, то есть возможности для развития нефтехимической отрасли большие. Однако наша страна вышла на первое место в мире по объемам сжигания попутного газа. Еще в 2004 году РФ сжигала на факелах 14,9 млрд м³ и уступала по этому показателю Нигерии (24,1 млрд м³), но в 2006 году она, как заявляют эксперты (Национальная океаническая и атмосферная администрация США, ссылаясь на данные, полученные с космических спутников), достигла уровня порядка 50 млрд м³ газа, тогда как Нигерия - только 23.

Лидерами по сжиганию попутного газа были «Газпром-нефть» и «Роснефть» , которые отправили в факелы 3,7 и 3,1 млрд м³ сырья, что составляет 65% и 37% извлеченного ими из недр ПНГ.

Сжигание попутного нефтяного газа вертикально-интегрированными нефтяными компаниями
Компания	Сжигание ПНГ, млрд м3	% от извлеченного из недр
«Газпром-нефть»	3,7	65%
«Роснефть»	3,1	37%
«ТНК-ВР»	2,45	22%
«ЛУКОЙЛ»	1,4	23%
«Сургутнефтегаз»	1	7%

В 2007 году проблемой сжигания попутного нефтяного газа заинтересовались на самом высоком уровне. Президент России Путин В.В. подверг жесткой критике подобное расточительство и призвал все задействованные в этом процессе стороны прекратить бездарно транжирить «голубое топливо» и загрязнять окружающую среду.

Принято решение о том, что с 2011 года будет введена обязательная утилизация 95% попутного нефтяного газа. Тем не менее, глава МПР Ю. Трутнев предложил уже в этом году (2008 г.) повысить платежи за сжигание ПНГ в пять раз. В 2007 году за сжигание 1 тыс м³ этого сырья в рамках лимита компании платят 6 рублей, сверх лимита - 140 рублей. Соответственно, в случае увеличения штрафа в пять раз сверхлимитное сжигание обойдется нефтяникам уже в 700 рублей за 1 тыс м³.

Однако одними запретительными мерами здесь вряд ли можно обойтись. Так как введение обязательной утилизации газа приведет к снижению доходов нефтяных компаний, что отрицательно скажется на инвестициях в развитие их основного бизнеса со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Многие компании решили не дожидаться «судного дня» и приступили к внедрению производственных новаций: «Роснефть» намерена потратить на создание газоперерабатывающих мощностей 1,8 млрд долларов, а ТНК-ВР - 1,3 млрд.

Заметно активизировался «СИБУР», крупнейший нефтегазохимический холдинг России, планирующий к 2011 году увеличить свои мощности на 8 млрд м³. Данный холдинг начал создавать совместные предприятия с нефтяниками по утилизации ПНГ на базе существующих мощностей.

Труднее придется малым нефтедобывающим компаниям, неспособным вложить крупные инвестиции в решение проблемы попутного газа. Однако можно находить и менее дорогостоящие, но в то же время эффективные пути утилизации ПНГ, прежде всего закачку попутного газа в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Подобный опыт имеется на Соболевском месторождении (Татарстан) прирост коэффициента нефтеотдачи при использовании газовых методов составил от 7,5 до 50%.

Помимо этого целесообразно использование ПНГ в так называемой малой энергетике - для выработки тепла и электричества на месторождениях и продажи излишков на энергетическом рынке.

Несмотря ни на что, следует признать, что нефтегазовая промышленность добилась впечатляющих успехов в своем развитии. Стабильная добыча жидких и газообразных углеводородов обеспечена как минимум в течение 40 и 60 лет соответственно. Россия, по оценкам аналитиков ОПЕК, после 2015 года выйдет на стабильные объемы добычи в 11 млн баррелей в сутки. Другие страны бывшего СССР за 20 лет увеличат производство «черного золота» в 2,5 раза, до 5,3 млн баррелей в сутки.

Мировое производство нефти, млн баррелей в сутки
Страны и регионы	2005 год	2015 год	2025 год
Страны-члены ОЭСР, всего	20,5	20,7	19,5
В том числе: США и Канада	10,4	11,1	11,2
Мексика	3,8	4,1	3,6
Европа	5,7	4,4	3,5
АТР	0,6	1,0	1,1
Развивающиеся страны, без ОПЕК	16,1	19,7	11,9
В том числе: Латинская Америка	4,2	5,4	5,9
Ближний Восток и Африка	5,5	7,8	8,0
Азия (кроме Китая)	2,7	2,7	2,1
Китай	3,6	3,8	3,8
Россия	9,4	10,9	11,1
Другие страны бывшего СССР	2,1	4,5	5,3
Другие европейские страны	0,2	0,2	0,1
Всего вне ОПЕК	50,1	58,3	58,9
ОПЕК	33,1	39,7	54,3
Мир, всего	83,2	98,0	113,1
Источник: ОПЕК

В то же время в отрасли, в основном, применяются технологии, базой которых являются законы и закономерности открытые в конце XIX и начале ХХ веков. Более 60% нефти в мире (а в России свыше 95%) извлекается с помощью методов заводнения, базирующихся на законах фильтрации Дарси, открытых еще в 1930-х годах.

Дальнейшее развитие как нефтегазодобывающего, так и всего нефтегазового комплекса России в значительной мере зависит от создания новых инновационных технологий. Необходимы передовые научно-технические и технологические решения, обеспечивающие повышение эффективности поиска, разведки и разработки месторождений углеводородного сырья. При этом новые технологии должны отвечать жестким требованиям экологической чистоты, энерго- и ресурсосбережения.

Решение поставленных задач невозможно без проведения опережающих комплексных фундаментальных исследований по ключевым проблемам нефтегазовой науки и практики. Прежде всего, необходимо найти новые возможности расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, повышение эффективности поисково-разведочных работ, разработки и освоения углеводородных ресурсов.

Раздел 2. Роль и значение инновационной политики в современных условиях экономической реформы

Как показывает мировой опыт, даже более благополучные регионы обычно нуждаются в повышении инновационного потенциала, так как это дает лучшие шансы на поддержание или повышение конкурентоспособности расположенных в них предприятий, создание дополнительных рабочих мест (за счет образования и расширения масштабов деятельности новых фирм), привлечение филиалов крупных компаний, в том числе зарубежных. Последнее обстоятельство имеет немаловажное значение с точки зрения появления на фоне процессов глобализации новых возможностей для изыскания дополнительных финансовых ресурсов регионального развития. Наконец, пристальное внимание к инновационным проблемам способствует диверсификации экономики регионов с высоким уровнем специализации производства, подверженных большему риску при изменении конъюнктуры рынка или наступлении кризисов.

Таким образом, можно говорить о том, что обеспечение регионального инновационного развития -- не только экономическая, но и социально-политическая задача, требующая серьезного отношения со стороны федерального правительства и региональных (муниципальных) органов власти.

Эта проблема особенно актуальна для России с ее федеральным устройством, существенной децентрализацией системы государственного управления и повышением экономической самостоятельности регионов.

Итак, современная теория и практика управления предлагают государству мощные и проверенные рычаги, которые могут способствовать выводу национальной экономики на траекторию инновационного роста. Вместе с тем для их успешного применения необходима адекватная поставленным целям государственная экономическая политика. В первом ряду приоритетов должны находиться поддержка фундаментальных исследований, развитие образования, стимулирование инновационной деятельности и поощрение усилий, направленных на повышение конкурентоспособности отечественных производителей.

Технический уровень и техническое состояние большинства предприятий и объектов ТЭК не отвечают современному уровню, в ряде случаев не соответствуют требованиям безопасности и охраны окружающей среды, становятся критическими. Основные фонды отраслей ТЭК уже сейчас имеют сильный износ и большой возраст, что при высокой капиталоемкости и инвестиционной инерционности комплекса создает огромную угрозу энергетической безопасности страны. В частности износ основных фондов в энергетике сегодня составляет около 60%.

В условиях крайнего дефицита средств на инвестиционную и инновационную деятельность Общества, особое внимание уделяется повышению надёжности, экономичности и безопасности действующего парка энергоустановок и продлению его эксплуатационного ресурса. Рассматриваются возможности увеличения доли бестопливных электростанций в общей структуре генерирующих мощностей, техперевооружение и новое строительство ТЭС на основе использования передовых технологий, а также оптимизация загрузки действующего оборудования.

Однако с учетом состояния с воспроизводством сырьевой базы в нефтегазовой промышленности, которое оценивается как критическое, и сохранения в экономике негативных тенденций (высокие налоги, неплатежи, неблагоприятный инвестиционный климат) следует рассматривать вариант, когда энергообеспечение страны может быть поставлено под угрозу. Предотвращение такого развития - не только экономическая проблема, но и одна из важнейших общеэкономических и отчасти политических проблем. Обеспечение условий для наращивания уровня производства и экспорта энергетических ресурсов в самом ближайшем будущем является важнейшей государственной задачей, от выполнения которой зависти быстрота и успешность выхода страны на траекторию устойчивого и качественного экономического роста.

В ТЭКе намечено внедрить 20 технологий. Цели - топливосбережение (электроэнергетика), повышение нефтеотдачи, интенсификация добычи (нефтедобыча), углубление переработки и комплексность использования сырья (нефтепереработка), снижение экологической нагрузки (все отрасли), внедрение высокопроизводительного оборудования (газовая и угольная); в химической и нефтехимической промышленности - 39. Улучшение качества продукции, адаптация номенклатуры к рыночной конъюнктуре. Реализация этих программ до 2005 г. сократит общее расходование материальных и топливно-энергетических ресурсов в промышленности, с учетом различных вариантов прогноза, до 3,7-5%, а ВВП увеличится на 3,5-4,7%.

Структура затрат на инновации (по стадиям инновационного цикла) показывает, что предприятия уделяют основное внимание текущим потребностям, направляя более 60% этих средств на технологическую подготовку производства и закупку оборудования. На долю НИОКР, обеспечивающих научные заделы инноваций, приходится менее 17% общих расходов. К негативным явлениям следует отнести недостаточное внимание к маркетинговым исследованиям (1,6% общих затрат на инновации) и подготовке персонала для работы по новым технологиям (0,6%).

Основной фактор неудовлетворительной конкурентоспособности - высокие издержки производства продукции, в которых определяющими являются материальные затраты. Следовательно, важнейшее экономическое воздействие инновационной деятельности на конкурентоспособность - технологическое обновление предприятий на основе ресурсосберегающих технологий и повышения качества выпускаемой на их базе продукции за счет внедрения новых разработок. Инновационная политика отраслей ТЭКа, для которых практически не стоит проблема преодоления спросовых ограничений за счет повышения конкурентных качеств продукции, должна быть ориентирована как в ближайшие годы, так и в отдаленной перспективе на расширение масштабов применения ресурсосберегающих технологий, минимизацию техногенной нагрузки на окружающую среду и создание оборудования, повышающего надежность функционирования систем транспортировки и хранения энергоносителей.

Масштабы и темпы технического перевооружения производств в целом определяются инвестиционными возможностями экономики. Однако определяющее значение имеет инновационная деятельность конкретных предприятий. В ряде инвестиционно насыщенных отраслей (электроэнергетика, нефтедобывающая и газовая промышленность) ей не уделяется должного внимания (затраты на технологические инновации в них составляют менее 1% общих инвестиций в основной капитал).

Изменение же тенденции крайне затруднено из-за отсутствия эффективного межотраслевого перелива капитала. Практически во всех отраслях преобладает механизм самофинансирования. В долгосрочном периоде даже при низком уровне инвестирования технологических инноваций влияние технологического потенциала на структурные сдвиги в сфере материального производства может быть достаточно значимым.

Инновационная деятельность должна осуществляться в соответствии с целями среднесрочной программы социально-экономического развития страны и быть увязана с логикой и этапами ее реализации. На первом этапе важен ориентир на повышение ценовой конкурентоспособности товаропроизводителей на внутреннем рынке, расширение выпуска импортозамещающей продукции за счет рациональной загрузки оборудования и освоения научно-технологических заделов. Это позволит направить инвестиционные ресурсы не на прирост мощностей, а на их качественное обновление. Наибольший эффект возможен в некапиталоемких отраслях с быстрым оборотом капитала, высокой бюджетной эффективностью и минимальной стоимостью создания новых рабочих мест, таких, как пищевая, легкая, медицинская промышленность и отрасли машиностроения, выпускающие продукцию потребительского назначения. В результате изменятся структурные диспропорции между сырьевыми и обрабатывающими производствами в пользу последних при сохранении инерционной динамики в топливно-сырьевом секторе и ускорится формирование накоплений в обрабатывающей промышленности.

На следующем этапе приоритетами должны стать кардинальное обновление производственного аппарата на основе использования инновационных технологий и реализации заделов в прикладной науке, существенное повышение эффективности основного капитала, дальнейшее изменение структуры товарного производства и развитие инвестиционного машиностроения. Необходим комплексный механизм активизации инновационной деятельности и повышения ее результативности, предусматривающий концентрацию и целевую направленность ресурсов на финансирование стратегических разработок, привлечение дополнительных средств (в частности за счет внебюджетных источников), гарантии и страхование рисков, формирование рынка инновационных проектов и адекватной ему инфраструктуры, а также всестороннее использование ценовых, налоговых и таможенных методов стимулирования выпуска и реализации конкурентоспособной продукции.

Государственная поддержка крупных, системных инноваций должна осуществляться в первую очередь через реализацию целевых инновационных программ, органично увязанных со среднесрочными перспективами развития реального сектора и социально-экономическими прогнозами.

Инновационные разработки в нефтедобыче, освещаемые в курсовом проекте.

Гидроразрыв пласта

При гидравлическом разрыве пласта (метод разработан примерно в 1948 году) нефть или вода, смешанные с песком или другим расклинивающим наполнителем, закачиваются в пласт с высокой скоростью, вызывая растрескивание пласта. Именно песок, движущийся вместе с водой сквозь эти трещины, вызывает их раскрытие. Это значительно увеличивает производительность скважины.

Гидроразрыв пласта успешно применялся на всех типах геологических пластов, кроме очень мягких и несвязанных. Пластичная природа мягких сланцев и глин мешает их гидроразрыву.

Повышение добычи нефти в результате гидроразрыва варьируется в широких пределах, хотя обычно в среднем составляет 200-300%. Итак, гидроразрыв пласта позволяет сделать выгодной добычу из многих скважин и месторождений, которая иначе не могла бы быть экономически целесообразной.

Растрескивание происходит в стволе скважины, обусловленной прочностью породы на разрыв и напряжением, вызванным весом вышележащих пород, когда гидравлическое давление превосходит объединенное сопротивление. Разрыв начинается в точке, где сумма этих двух сил наименьшая. В пластах, залегающих менее глубоко, обычно возникают горизонтальные разрывы, а в пластах, залегающих более глубоко. - вертикальные разрывы (См. рис на стр 12).

Трещины, образующиеся при гидроразрыве, должны иметь раскрытие, достаточное для того, чтобы воспринять поток жидкости, нагруженной расклинивающим наполнителем. Стенки разлома после обработки стремятся сомкнуться, поэтому песок и некоторые другие расклинивающие материалы должны задержаться в нем, чтобы он остался открытым.

Принцип гидроразрыва

Оборудование для гидроразрыва состоит из четырех главных частей: насосной установки, смесителей, транспортеров песка и жидкостных магистралей. Давление на поверхности, необходимое для гидроразрыва скважины, определяется сочетанием трех факторов:

· давления, необходимого для закачивания жидкости для гидроразрыва в пласт в нижней части скважины;

· потерь давления из-за трения, возникающих при течении жидкости вниз по насосно-компрессорной колонне или по обсадной трубе;

· давления, создаваемого столбом жидкости в скважине.

Жидкости для гидроразрыва в зависимости от их главного компонента подразделяются на жидкости на водной, углеводородной и смешанной основе. Жидкости на водной основе представляют собой смесь воды и кислоты. Для повышения вязкости, увеличивающей песконесущую способность, в жидкость добавляются загущающие агенты. Жидкости на углеводородной основе представляют собой смесь масла и кислоты.

Жидкости эмульсионного типа (смешанные) изготавливаются из масла и воды либо кислоты.

Почему ГРП? На сегодняшний день ГРП является наиболее эффективным способом интенсификации добычи с точки зрения экономики по ключевым показателям "цена-качество-окупаемость". В результате проведения ГРП кратно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Достаточно сказать, что в Ханты-Мансийском автономном округе ГРП обеспечивает до 40% дополнительной добычи нефти от применения всего спектра методов интенсификации и повышения нефтеотдачи. В ХМАО ежегодно выполняется порядка 1000 ГРП, а всего уже выполнено свыше 9 тыс. гидроразрывов. Если изначально ГРП применялся только на низкопроницаемых пластах, то в настоящее время он все шире применяется на пластах с высокой проницаемостью.

Российские компании активно используют в нефтедобыче метод гидроразрыва пласта.

Другие методы возбуждения пластов

Гидроразрыв - наиболее обычный способ воздействия на пласт, однако иногда применяют несколько других способов.

Торпедирование

Торпедирование скважин заключается в подрыве нитроглицериновых зарядов в скважине на глубине продуктового пласта. (См. рисунок ниже)

Нитроглицериновая интенсификация пласта. до а) и после б) воздействия

Это увеличивает размер ствола скважины и разрушает пласт на некотором расстоянии от него. Тем не менее при такой обработке разработчик не может воспользоваться обсадной колонной, так что требуется заканчивание с необсаженным стволом скважины.

Иногда небольшие заряды взрывают напротив наиболее богатых зон, особенно перед гидроразрывом скважины. Смысл состоит в том, что торпедирование помогает материалу, используемому для гидроразрыва, проникнуть в избранные участки.

Взрыв линейного заряда

Взрыв линейного заряда осуществляется с помощью подвешивания и подрыва специальной цепи инициирующих зарядов внутри скважины напротив продуктивной зоны. Этот метод можно применять для удаления отложений гипса, глины или парафина с поверхности пласта.

Повторная перфорация

После многих лет добычи из скважины перфорация может забиться. Часто, если есть подозрение, что произошло закупоривание, надо повторно перфорировать скважину на том же участке. Подрыв скважинного перфоратора разрыхляет все закупоривающие материалы в пласте. Этот дополнительный дренаж может улучшить дебит нефти.

Стеклянная дробь

При необсаженном заканчивании скважины иногда производят подрыв заряда, обложенного стеклянными шариками по поверхности. При подрыве заряда шарики становятся снарядами, ударяющимися о поверхность породы, разбивающими все отложения гипса и , вероятно, даже разрывающими породу. Если взрыв вызвал какие-то разломы, шарики могут оставаться в них и удерживать их в раскрытом состоянии.

Абразивно-струйная обработка

При таком методе используется струйный инструмент с форсунками на насосно-компрессорной колонне. Потоки воды или другой жидкости под давлением подаются через форсунки, разрывая любую грязь на перфорации. Некоторые разработчики иногда даже закачивают жидкость с песком, которая может прорезать стальную трубу толщиной 0,5 см за 15-30 секунд. В этой установке можно использовать кислоту для удаления кислоторастворимых отложений.

Удаление парафина

Растворители парафина можно пускать по циклу, включающему поврежденные участки ствола скважины, или закачивать в скважину для размачивания накопившихся посторонних материалов. Часто парафин удаляют обработкой горячей нефтью. Нефть, закачиваемая по насосно-компрессорной колонне, растворяет отложения и выносит материал обратно на поверхность вместе с добываемой жидкостью.

Крупномасштабная обработка нагнетанием

Простой вариант обработки заключается в закачивании в пласт больших количеств сырой нефти, керосина или дистиллята, особенно если пласт закупорен мелкозернистыми силикатами или другими твердыми веществами. Если дебит скважины снижается, разработчик должен использовать всю доступную информацию для анализа факторов, ответственных за снижение.

Горизонтально-наклонные скважины

Добыча нефти по наклонным и/или горизонтальным скважинам производится с 1940-х годов. Однако до 1979 года бурилось очень немного таких скважин. До этого времени промышленность в основном полагалась на такие методы повышения продуктивности вертикальных скважин, как гидроразрыв пласта.

Хотя горизонтальные скважины или скважины с увеличенным отклонением от оси дают гораздо более высокие скорости отбора нефти, чем вертикальные, поскольку обеспечивают большую площадь контакта продуктивного пласта со стволом скважины(см. рисунок на стр. 17), связанные с ними повышенные затраты на бурение и заканчивание скважины обычно ограничивали их применение. Ситуация изменилась в результате значительного прогресса в технологии бурения, и особенно в технологии проведения скважинных исследований в процессе бурения.

Теперь, когда сущность применяемых методов стала понятнее, больше разработчиков стремятся выбрать вариант, подходящий для горизонтального бурения (бурения с отклонением от оси), и затем бурить, заканчивать и испытывать скважину, использовать методы интенсификации и добывать нефть из коллекторов по наклонным или горизонтальным скважинам, что иногда дает экспоненциальный рост в доходах со скважины.



Типовая горизонтальная скважина

Соответственно, во всем мире наблюдается заметная тенденция бурения горизонтальных скважин.

Скважины с отклонением от вертикальной оси можно подразделить на скважины со сверхмалым, малым, средним и большим радиусом изгиба при переходе на горизонтальный участок.(см. рисунок на стр. 18)

Типы горизонтальных скважин

Типы пластов, которые хорошо бурятся горизонтальными скважинами или скважинами с отклонением от оси, - обычно те же, на которых используют управляемый гидроразрыв, а именно тонкие пласты, некоторые природные трещиноватые пласты и пласты с низкой проницаемостью.

С горизонтальными скважинами связаны некоторые осложнения. Контакт более значительной части пласта с буровым раствором в течение длительного времени может привести к повреждению пласта, которое в горизонтальных скважинах будет выражено в большей степени, чем в вертикальных.

Тем не менее, благодаря гораздо более эффективному возврату капиталовложений, который может быть достигнут в случае горизонтальных скважин с отклонением от вертикальной оси по сравнению с вертикальными скважинами. Не следует сомневаться, что эта технология перспективна.

«Умные» скважины

В течение нескольких недель 2001 года базирующаяся в Хьюстоне компания Omega Oil планирует приступить к полевым испытаниям новой технологии нефтедобычи, уже неоднократно освещавшейся в прессе, но пока так и не опробованной на практике. С помощью технической поддержки и финансирования от Департамента энергетики США, Omega Oil планирует пробурить скважину длиной 1070 метров, из которой будет выпущено несколько десятков боковых отводов, предназначенных для сбора нефти. Ключевым элементом новой технологии является размещение отводов с небольшим наклоном вверх таким образом, что нефть будет поступать в них под действием силы тяжести.

В отличие от традиционных скважин, новая технология позволяет разработать целое месторождение площадью до 3400 га с помощью всего одной скважины, причем для ее обслуживания достаточно сравнительно небольшого комплекса, включающего насосное оборудование и емкости для хранения нефти. Для сравнения, разработка месторождения подобной площади с помощью традиционных технологий потребовала бы строительства 220 отдельных скважин и целого инфраструктурного комплекса по их обслуживанию.

Хотя главная цель Omega Oil заключается в повышении эффективности нефтедобычи, очевидно, что новая технология, минимизирующая воздействие на окружающую среду, должна прийтись по вкусу и «зеленым». В перспективе это позволит существенно расширить географию нефтедобычи за счет таких регионов как Национальный парк на Аляске, где традиционное бурение запрещено по природоохранным мотивам.

Хотя привлекательность новой технологии очевидна, у нее есть и слабые стороны. Во-первых, по сравнению с традиционными вышками, все оборудование которых расположено на поверхности земли, новые вышки будут гораздо сложнее в обслуживании. Кроме того, новая технология более капиталоемка: строительство пробной вышки в штате Вайоминг оценивается в $30 млн, что существенно превышает расходы на строительство обычных вышек. Однако, по словам представителей Omega Oil, в перспективе новая технология позволяет сэкономить существенные средства на персонале и инфраструктуре. Кроме того, по сравнению с существующими методиками, новая технология позволяет извлекать из месторождения вдвое больше нефти. Тем не менее, несмотря на определенный скептицизм, технология Omega Oil уже вызвала серьезную заинтересованность у многих нефтедобывающих компаний, включившихся в финансирование этого проекта.

Раздел 3. Расчеты чисто-дисконтированной прибыли по направлениям развития производства

Ввод инновации №1 (гидроразрыв)

1^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (20 х 365) х 70 = 511000 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 511000 х 346,8 = 177214800 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 110,05 х 511000 = 56235550 (рублей)

К_т = 100000 000 (рублей)

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 +0,1)^Т-1 = 1

ЧДД₁ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (177214800 - 56235550 - 100000000 ) х 1 = 20979 250 (рублей)

2^-ой год

А_нат = Д ^год _ср х n = (27 х 365) х 72 = 709 560 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 709 560 х 360,7 = 255938 292 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 108,05 х 709 560 = 76667 958 (рублей)

К_т = 5000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 -0,1)^Т-1 = 1,1

ЧДД₂ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (255938292 - 76667958 - 5000 000 ) х 1,1 = 191697367,4 (рублей)

3^-ий год

А_нат = Д ^год _ср х n = (33 х 365) х 74 = 891330 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 891330 х 375,1 = 334337 883 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 106,05 х 891 330 = 94525546,5 (рублей)

К_т = 5 000000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,21

ЧДД₃ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(334337883 - 94525546,5 - 5000 000 )х 1,21 = 284122927,2 (рублей)

4^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (37 х 365) х 76 = 1026 380(тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1026 380 х 390,1 = 400390 838 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 104,05 х 1026 380 = 106794 839 (рублей)

К_т = 5000000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,33

ЧДД₄ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(400390838 - 106794 839 - 5000 000 )х 1,33 = 383832678,7 (рублей)

5^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (39 х 365) х 78= 1110 330 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1110 330 х 405,7 = 450460 881 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 102,05 х 1110 330 = 113309176,5 (рублей)

К_т = 5000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1+ 0,1)^Т-1 = 1,46

ЧДД₅ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(450460881 - 113309176,5 - 5000 000 ) х 1,46 = 484941488,6 (рублей)

ЧДД_? = 20979250 + 191697367,4 + 284122927,2 + 383832678,7 + 484941488,6 = 1365573711,9 (рублей)

Ввод инновации №2 (горизонтально-наклонные скважины)

1^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (30 х 365) х 70 = 766 500 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 766 500 х 346,8 = 265822 200(рублей)

И_т = Сст х А_нат = 104,05 х 766 500 = 79754 325 (рублей)

К_т = 150000 000 (рублей)

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1+ 0,1)^Т-1 = 1

ЧДД₁ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (265822200 - 79754325 - 150000 000 ) х 1 = 36067 875 (рублей)

2^-ой год

А_нат = Д ^год _ср х n = (40 х 365) х 72 = 1022 000 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1022 000 х 360,7 = 368635 400 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 100,05 х 1022 000 = 102251 100 (рублей)

К_т = 6000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1+ 0,1)^Т-1 = 1,1

ЧДД₂ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (368635 400 - 102251100 - 6000 000 ) х 1,1 = 286422 730 (рублей)

3^-ий год

А_нат = Д ^год _ср х n = (48 х 365) х 74 = 1226 400(тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1226 400 х 375,1 = 460022 640 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 96,05 х 1226 400 = 117795 720 (рублей)

К_т = 6000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,21

ЧДД₃ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (460022 640 - 117795720 - 6000 000 )х1,21 = 406834573,2 (рублей)

4^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (55 х 365) х 76 = 1405250 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1405 250 х 390,1 = 548188 025 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 92,05 х 1405 250 = 129353262,5 (рублей)

К_т = 6000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,33

ЧДД₄ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(548188 025 - 129353262,5 - 6000 000)1,33 = 549070234,1(рублей)

5^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (60 х 365) х 78 = 1533 000 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1533 000 х 405,7 = 621938 100 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 88,05 х 1533 000 = 134980 650 (рублей)

К_т = 6000000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,46

ЧДД₅ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(621938 100 - 134980650 - 6000 000 ) х 1,46= = 702197 877 (рублей)

ЧДД_? = 36067875 +234345870 + 272343805,2 + 301369376,6 + 317431917 = 1161558843,8 (рублей)

Ввод инновации №3(«умные» скважины)

1^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (40 х 365) х 70 = 1022 000 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1022000 х 346,8 = 354429 600 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 110,05 х 1022 000 = 112471 100 (рублей)

К_т = 240000 000 (рублей)

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1+ 0,1)^Т-1 = 1

ЧДД₁ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (354429600 - 112471100 - 240000 000 ) х 1= 1958 500 (рублей

2^-ой год

А_нат = Д ^год _ср х n = (50 х 365) х 72 = 1314 000 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1314 000 х 360,7 = 473959 800 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 109,05 х 1314000 = 143883 000 (рублей)

К_т = 7000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,1

ЧДД₂ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (473959800 - 143883000 - 7000 000 ) х 1,1 = 355384 480 (рублей)

3^-ий год

А_нат = Д ^год _ср х n = (60 х 365) х 74 = 1620 600 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1620 600 х 375,1 = 607887 060 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 108,05 х 1620 600 = 175105 830 (рублей)

К_т = 7000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1+ 0,1)^Т-1 = 1,21

ЧДД₃ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т = (607887060 - 175105830 - 7000 000 )х1,21 = = 515195288,3(рублей)

4^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (70 х 365) х 76 = 1941800 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 1941800 х 390,1 = 757496 180 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 107,05 х 1941 800 = 207869 690 (рублей)

К_т = 7000 000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,33

ЧДД₄ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(757496180 - 207869690 - 7000 000)х1,33 = 721693231,7 (рублей)

5^-ый год

А_нат = Д ^год _ср х n = (75 х 365) х 78 = 2135250 (тонн)

Ц_т = А_нат х ф_{за тонну} = 2135 250 х 405,7 = 866270 925 (рублей)

И_т = Сст х А_нат = 106,05 х 2135250 = 226443262,5 (рублей)

К_т = 7000000

ЧДД_Т = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т

б_т =(1 + 0,1)^Т-1 = 1,46

ЧДД₅ = ? (Ц_т - И_т - К_т) х б_т =(866270925 - 226443262,5 - 7000 000 ) х 1,46 = 923928387,3 (рублей)

ЧДД_? = 1958500 + 290769120 + 344882796,3 + 396117337,7 + 417666257,3 = 1451394011,3 (рублей)

Раздел 4. Характеристика развития производства по комплексу критериев

Оценка компетентности экспертов по решению вопроса социальной и экологической ценности альтернативных новвоведений по 10-ти балльной шкале: Кij = оценка j-м экспертом i-го

j/ i	Эксперт 1	Эксперт 2	Эксперт 3	Эксперт 4	Эксперт 5
Эксперт 1	9	8	10	6	8
Эксперт 2	6	10	8	7	9
Эксперт 3	10	7	9	9	9
Эксперт 4	9	9	6	10	9
Эксперт 5	7	9	9	10	10

Средняя компетентность i-го эксперта:

К_i = ? К ij /5

К₁= 8,2 ; К₂=8,6 ; К₃=8,4 ; К₄=8,4 ; К₅=9,0.

? К _i = 42,6

К _i = К _i / ? К _i - нормированная оценка i-го эксперта

К₁ = 0,192

К₂ = 0,203

К₃= 0,197

К₄ = 0,197

К₅ = 0,211

? К _i = 0,192 + 0,203 + 0,197 + 0,197 + 0,211 = 1

1. Экспертная оценка нововведений по социальному критерию

Оценка i-го эксперта

1 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	0
Н3	1	1	1

2 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	1
Н2	1	1	1
Н3	0	0	1

3 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	1	1
Н2	0	1	1
Н3	0	0	1

4 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	0
Н3	1	1	1

5 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	1
Н2	1	1	1
Н3	0	0	1

f ⁱ_ij= K_i x Vⁱ_ij

1 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,192	0	0
Н2	0,192	0,192	0
Н3	0,192	0,192	0,192

2 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,203	0	0,203
Н2	0,203	0,203	0,203
Н3	0	0	0,203

3 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,197	0,197	0,197
Н2	0	0,197	0,197
Н3	0	0	0,197

4 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,197	0	0
Н2	0,197	0,197	0
Н3	0,197	0,197	0,197

5 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,211	0	0,211
Н2	0,211	0,211	0,211
Н3	0	0	0,211

Cуммарная матрица:

i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0,611
Н2	0,801	1	0,611
Н3	0,389	0,389	1

Результирующая матрица:

i/j	Н1	Н2	Н3	Сумма
Н1	1	0	1	2
Н2	1	1	1	3
Н3	0	0	1	1
Ранги	2	1	3

Вывод: по социальному критерию наилучшим является второе нововведение.

2. Экспертная оценка нововведений по экологическому критерию

Оценка i-го эксперта

1 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	1
Н2	1	1	1
Н3	0	1	1

2 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	1
Н3	1	0	1

3 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	1
Н3	1	0	1

4 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	1
Н3	1	1	1

5 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	0
Н3	1	1	1

f ⁱ_ij= K_i x Vⁱ_ij

1 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,192	0	0,192
Н2	0,192	0,192	0,192
Н3	0	0,192	0,192

2 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,203	0	0
Н2	0,203	0,203	0,203
Н3	0,203	0	0,203

3 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,197	0	0
Н2	0,197	0,197	0,197
Н3	0,197	0	0,197

4 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,197	0	0
Н2	0,197	0,197	0,197
Н3	0,197	0,197	0,197

5 эксперт
i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	0,211	0	0
Н2	0,211	0,211	0
Н3	0,211	0,211	0,211

Cуммарная матрица

i/j	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0,192
Н2	1	1	0,789
Н3	0,797	0,600	1

Результирующая матрица:

i/j	Н1	Н2	Н3	Сумма
Н1	1	0	0	1
Н2	1	1	1	3
Н3	1	1	1	3
Ранги	2	1	1

Вывод: по экологическому критерию наилучшее нововведение выявлено не было, одинаковое количество баллов набрали второе и третье нововведения.

3. Оценка нововведения по экономическому критерию

ЧДД₁ = 797915747,5 (рублей)

ЧДД₂ = 1161558843,8 (рублей)

ЧДД₃ = 1451394011,3 (рублей)

i/j	Н1	Н2	Н3	Сумма
Н1	1	0	0	1
Н2	1	1	0	2
Н3	1	1	1	3
Ранги	3	2	1

Вывод: по экономическому критерию наилучшим нововведением является третье нововведение.

Интегративная матрица

	Н1	Н2	Н3
Н1	3	0	1
Н2	3	3	2
Н3	2	2	3

где к - количество критериев, к = 3

i/j	Н1	Н2	Н3	Сумма
Н1	1	0	0	1
Н2	1	1	0	2
Н3	0	0	1	1
Ранги	2	1	2

Вывод: предпочтительным является второе нововведение, набравшее наибольшую сумму баллов.

Раздел 5. Определение доли развития производства от экстенсивных, интенсивных и рыночных факторов экономического роста

1. Сравнение базового года и 1 года для нововведения №1 (Гидроразрыв)

· Развитие производства за счет интенсивных факторов

Увеличение объемов производства за счет совершенствования технологии производства:

ДА_нат = ДД^год_ср х Т х n_баз = (Д^год_{ср (1год)} - Д^год_{ср (баз)}) х Т х n_баз

ДА_нат = (20 -10) х 365 х 65 = 237250 (тонн)

ДЦ = ДА_нат х ф_баз = 237250 х 332,9 = 78980525

Снижение себестоимости за счет совершенствования использования средств, предметов труда:

ДСст = Сст_{(1 год)} - Сст_(баз) = 110,05 - 113,05 = - 3

ДИ = А_{нат(баз)} х ДСст = 237250 х (-3) = - 711750

· Развитие производства за счет экстенсивных факторов

Увеличение объемов производства за счет увеличения количества средств труда:

ДА_нат = Д^год_ср(баз) х Т х Дn = Д^год_{ср (баз)} х Т х (n_1год -n_баз)

ДА_нат = 10 х 365 х (70 - 65) = 18 250 (тонн)

ДЦ = ДА_нат х ф_баз = 18 250 х 332,9 = 6075425

· Развитие производства за счет рыночных факторов

Увеличение объема выручки за счет повышения цены за тонну продукции

Дф= ф_1год - ф_баз = 346,8 - 332,9 = 13,9

ДЦ = А_{нат(баз)} х Дф = 237 250 х 13,9 = 3297 775

Вывод: Изменение объема прибыли за счет увеличения выручки (ДЦ = 88353 725) и снижения издержек (ДИ = - 711750)

2. Сравнение 1 и 2 годов для нововведения №1(Гидроразрыв пласта)

· Развитие производства за счет интенсивных факторов

Увеличение объемов производства за счет совершенствования технологии производства

ДА_нат = ДД^год_ср х Т х n_1год = (Д^год_{ср (2год)} - Д^год_{ср (1год)}) х Т х n_1год

ДА_нат = (27 - 20) х 365 х 70 = 178 850 (тонн)

ДЦ = ДА_нат х ф_1год = 178850 х 346,8 = 62025 180

Снижение себестоимости за счет совершенствования использования средств, предметов труда

ДСст = Сст_{(2 год)} - Сст_(1год) = 108,05 - 110,05 = -2

ДИ = А_{нат(1год)} х ДСст = 511 000 х (-2) = - 1022 000

· Развитие производства за счет экстенсивных факторов

Увеличение объемов производства за счет увеличения количества средств труда:

ДА_нат = Д^год_{ср(1год)} х Т х Дn = Д^год_{ср (1год)} х Т х (n_2год -n_1год)

ДА_нат = 20 х 365 х (72-70) = 14 600 (тонн)

ДЦ = ДА_нат х ф_1год = 14 600 х 346,8 = 5063 280

· Развитие производства за счет рыночных факторов

Увеличение объема выручки за счет повышения цены за тонну продукции

Дф= ф_2год - ф_1год = 360,7 - 346,8 = 13,9

ДЦ = А_{нат(1год)} х Дф = 511000 х 13,9 = 7 102 900

Вывод: Изменение объема прибыли за счет увеличения выручки (ДЦ = 74191 360) и снижения издержек (ДИ = - 1022 000)

3.Сравнение базового года и 1 года для нововведения №2(Горизонтально-наклонные скважины)

· Развитие производства за счет интенсивных факторов

Увеличение объемов производства за счет совершенствования технологии производства