Себестоимость в нефтяной и газовой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В курсовом проекте будет рассмотрен один из главных экономических показателей - себестоимость продукции.

Себестоимость продукции - обобщающий показатель, в котором находят своё отражение все стороны производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Он в значительной степени определяет уровень таких важнейших показателей деятельности газодобывающего предприятия, как прибыль и рентабельность.

Снижение себестоимости продукции имеет большое народнохозяйственное значение. Оно обеспечивает увеличение объёма национального дохода, уровня материального благосостояния трудящихся, создание условий для снижения розничных цен. Снижение себестоимости продукции является основным источником внутрипроизводственных накоплений, полученных в результате эффективного использования всех видов ресурсов и средств труда.

Пути и направления снижения себестоимости продукции определяют на основе детального анализа затрат на добычу газа. Экономический анализ имеет огромное значение для контроля за уровнем затрат на производство и динамикой себестоимости. Экономический анализ себестоимости продукции осуществляется по элементам затрат, статьям калькуляции. Кроме этого производится анализ влияния технико-экономических факторов на уровень себестоимости продукции, как на стадии разработки плана, так и по результатам его выполнения. Основной задачей экономического анализа является: выявление резервов снижения себестоимости продукции и определение путей их использования для целей перспективного планирования и получения дополнительной прибыли.

На основании выводов после анализа себестоимости, мы планируем затраты на будущие периоды с учётом выявленных резервов снижения.

1. Себестоимость в нефтяной и газовой промышленности

1.1 Себестоимость товарной продукции - основной технико-экономический показатель

себестоимость нефть затрата пластовой

Все производственно-хозяйственные операции предприятия связаны с осуществлением затрат: на рабочую силу, материальных, капитальных на поддержание и расширение применения основных средств, а так же накладных.

Затраты на рабочую силу и материалы носят регулярный характер; они практически всегда непосредственно связанны с основной деятельностью предприятия по производству продукции.

Все эти затраты и составляют себестоимость продукции.

Себестоимость продукции представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции, природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а так же других затрат на её производство и реализацию.

Сущность себестоимости как экономической категории состоит в стоимостном возмещении производственных затрат на средства производства и оплату труда работников.

В практической деятельности принято различать следующие виды себестоимости:

* индивидуальная себестоимость -- это затраты на производство продукции в конкретных условиях отдельно взятого предприятия;

* цеховая себестоимость - это все затраты, производимые в цехах предприятия при изготовлении продукции;

* производственная (фабрично-заводская) себестоимость - это не только все основные затраты на производство продукции, но и затраты по управлению и обслуживанию производства;

* паяная себестоимость - это все затраты предприятия на производство продукции, его обслуживание и управление, а также по реализации продукции. Следовательно, в полную себестоимость все затраты.

Себестоимость бывает плановой и фактической (отчётной). Плановая себестоимость представляет собой устанавливаемые предприятием максимально допустимые затраты на изготовление продукции в плановом периоде. Фактическая, себестоимость характеризует размер действительно затраченных средств на выпущенную продукцию. Кроме выше перечисленных видов себестоимости, принято выделять фирменную себестоимость, себестоимость реализованной продукции и т.д.

Структура себестоимости характеризуется составом и соотношением отдельных элементов и статей расходов в общих затратах на производство продукции.

1.2 Классификация затрат

В зависимости от способа отнесения на себестоимость продукции все затраты делятся на прямые и косвенные.

Прямые - это затраты, которые непосредственно можно отнести на себестоимость продукции того или иного вида - стоимость обсадных труб, амортизация бурового оборудования и скважин и т.п., или затраты, необходимые для работы данной технологической установки - на сырье, вспомогательные материалы, энергетические затраты, амортизацию оборудования, заработную плату основного промышленно - производственного персонала.

Косвенные затраты - это затраты, которые входят в несколько видов продукции: общепромысловые, цеховые, накладные затраты и т.п.

В нефтегазодобывающей промышленности большая часть затрат относится к прямым.

Затраты, входящие в себестоимость продукции, делятся также на условно - переменные и условно - постоянные. Условно - переменные затраты относятся на единицу производимой продукции или выполняемой работы и изменяются с изменением объема производства - затраты на деэмульсацию, внутрипромысловую перекачку и хранению нефти, сбор и транспорт газа в добыче нефти и газа, обсадные трубы, химические реагенты и т.д.

Условно - постоянные затраты при неизменных основных фондах не зависят от объема производства продукции и при интенсификации производства характеризуются относительной стабильностью. Это амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт основных фондов, заработную плату с начислениями, общепромысловые, цеховые, общезаводские и накладные затраты.

По участию в производственном процессе различают затраты основные и накладные.

Основные затраты - это затраты, непосредственно участвующие в производственном процессе, накладные - затраты на управление.

И, наконец, в зависимости от времени возникновения и списания на производство статьи подразделяются на затраты текущего периода и затраты будущих периодов.

Затраты текущего периода связаны с производством и реализацией продукции в данный период. К затратам будущих периодов относятся затраты, возникающие в данный период, но подлежащее отнесению на себестоимость продукции конкретных видов в течение нормативного срока их освоения. Это затраты на подготовку и освоение производства, затраты на катализаторы длительного действия и т.п.

Одна из особенностей нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности заключается в том, что затраты на установку (процесс) на продукцию непосредственно не переносятся. Дело в том, что поскольку в одном процессе вырабатывается продукция нескольких видов, возникает необходимость деления ее на основную (ради производства которой создан процесс) и побочную (получаемую попутно). Побочная продукция оценивается условным методом, либо по стоимости сырья (или в процентах от нее), либо по себестоимости продукции того процесса, где она является основной, либо по ценам возможной реализации.

Метод оценки побочной продукции зависят от качества и направления продукции. На нефтехимических предприятиях побочная продукция чаще всего оценивается по ценам возможной реализации. Стоимость побочной продукции исключается из затрат на процесс.

Оставшиеся затраты распределяются между целевыми продуктами поровну. Так, завышенная оценка побочной продукции может привести к искусственному снижению себестоимости целевой индустрии, т.е. неправильному отражению состояния производства.

В бурении принято деление затрат на зависимые от времени и объема бурения, а точнее от глубины и диаметра скважин.

Затраты, зависимые от времени, изменяются пропорционально продолжительности бурения скважин. К ним относятся заработная плата буровой бригады, затраты на содержание бурового оборудования, амортизация бурового оборудования, специальный транспорт и др. Затраты этой группы составляют 60 - 80 % всех затрат на бурение. Причем с ростом глубины скважины удельный вес затрат, зависимых от времени, увеличивается. Затраты, зависимые от объема бурения, - это те, размер которых определяется глубиной и конструкцией скважины. В эту группу входят затраты на долота, обсадные трубы, цемент. Умелое воздействие на затраты той или другой группы увеличением скорости бурения, либо уменьшением диаметра скважины позволяет снижать себестоимость буровых работ.

Для характеристики себестоимости продукции в планах и отчетах предприятий используются следующие показатели:

изменение себестоимости сравнимой товарной продукции;

затраты на 1 тенге товарной продукции;

К сравнимой товарной продукции в добыче нефти и газа относятся нефть, газ природный и газ нефтяной в оптовых ценах.

1.3 Структура себестоимости и ее особенности

Состав и структура себестоимости продукции неодинаковы в различных отраслях промышленности и отражают специфику каждой отрасли.

Под структурой себестоимости принято понимать отношение отдельных элементов затрат к их общей сумме. Знание структуры себестоимости важно для нахождения рациональных путей ее снижения. Нефтегазодобывающая промышленность по составу и структуре себестоимости продукции значительно отличается от других отраслей.

В себестоимости сооружения скважин основная часть затрат (около 70%) связана непосредственно с процессом бурения ствола скважины. Среди затрат на бурение большая часть приходится на материалы (19,1%), из которых больше половины расходуется на обсадные трубы, эксплуатацию бурового оборудования и инструментов (15,5%), транспорт. В указанных статьях большая часть затрат зависит от времени - затраты, связанные с эксплуатацией бурового оборудования и инструмента, специальным транспортом, стоимостью некоторых материалов.

Структура себестоимости буровых работ по отдельным районам и целям существенно меняется, но затраты, зависящие от времени, во всех случаях преобладают. Поэтому основной путь снижения себестоимости буровых работ - повышение скорости бурения, что позволяет уменьшить эти затраты.

В то же время часть затрат зависит от объема бурения - стоимость обсадных труб, долот, износа бурильных труб, цемента. Эти затраты можно сократить, упрощая конструкции скважин, уменьшая диаметры скважин и колонн.

В промысловой себестоимости добычи нефти большим удельным весом характеризуются условно - постоянные затраты - амортизация скважин и прочих основных средств, цеховые и общепромысловые затраты, заработная плата, затраты на освоение и подготовку производства, на содержание и эксплуатацию оборудования, составляющие по нефтедобывающим районам от 50 - 60%.

Эта особенность структуры себестоимости нефти и газа позволяет снижать себестоимость только за счет роста объемов добычи нефти и газа.

2. Нефтегазоконденсатное месторождение Урихтау

2.1 Общие сведения о месторождений Урихтау

Нефтегазоконденсатное месторождение Урихтау расположено в Мугоджарском районе Актюбинской области, в 215 км к югу от г. Актобе. Непосредственно граничит с разрабатываемым месторождением Жанажол. Ближайший магистральный нефтепровод Атырау-Орек находится в 100 км. Поднятие выявлено и детализировано сейсморазведке» МОГТ в 1981 году. Поисковое бурение начато в 1982 г. Месторождение открыто в 1983 году параметрической скважиной 4-П. Вначале была открыта газоконденсатная часть, а затем обнаружена нефтяная залежь.

Структура представлена брахиантиклиналью субмеридионального простирания с размерами 8,4 х 3.4 км по замкнутой изогипсе - 2850 метров (кровля верхней карбонатной толщи КТ-1). Сводовая часть поднятия оконтуривается изогипсой -2300 м, амплитуда поднятия 550 м. Западное крыло структуры круче восточного - соответственно 17-18о и 10-11о. С глубиной размеры структуры увеличиваются. По кровле нижней карбонатной толщи КТ-П размеры брахиантиклинали 9х6.4 км по замыкающей изогипсе -3400 м. Свод структуры оконтуривается изогипсой -2800 м. амплитуда достигает 600 м.

Залежь приурочена к массивно-пластовому резервуару, сложенному карбонатными коллекторами в основном порового типа. Продуктивная часть разреза представлена известняками биоморфными органогенно- обломочными, детритовыми, оолитовыми, а также доломитами.

В связи с постепенным уменьшением толщины продуктивной части карбонатного массива в направлении с востока на запад от 490 м до полного выклинивания образуется уступ, экранируемый толщей соли кунгурскогс яруса. Общая толщина порового коллектора 426 м, эффективная 89 м газонасыщенная 73 м, нефтенасыщенная 16 м. Средняя пористость изменяется в пределах 10,3-14,5 %, проницаемость 0.0002 мкм2 коэффициент иефтенасыщенности 0,73. Покрышкой залежи служат аргиллиты толщиной 25-350 м и соленосная толща кунгура. Глубина залегания залежи в своде -2475 м. Водонефтяной контакт установлен на отметке -2820 м. газонефтяной - на отметке -2751 м. Высота нефтяной части 89 м, газовой 489 метров.

Нефть легкая, плотностью 807 кг/м3, сернистая (0.59 %), парафинистая (7.4 %), смолистая. Углеводородный состав, % метановые 53.2, нафтеновые 41, ароматические 6. Начальное пластовое давление 31.09 МПа, температура 67 оС. Дебит нефти 77.3 м3/сут на 6 мм штуцере. Газонасыщенность пластовой нефти 417м3 /т.

Газ, растворенный в нефти, по составу тяжелый, этансодержащий, доля тяжелых УВ в нем достигает 10 %, метана 79.4 %; содержит до 4,17% сероводорода, 1.86 % азоте и 1,9% диоксида углерода.

Газ газоконденсатной части залежи содержит 11 % тяжелых углеводородов, 81,36% метана, 2.14 % сероводорода, 2 % азота и 2.44 % углекислого газа. Начальные пластовые давление и температуря соответственно 29.44 МПа и 58 оС. Дебит газа 325 тыс.м3/сут на 12.1-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 668 г/м3. Плотность его 761 кг/м3, в нем присутствуют сера (0,32 %) и парафин (0.45 %). Дебит конденсата 19.2 м3/сут Состоит он в основном из бензиновых и дизельных фракций (соответственно 44-62 и 32 -48 %). Содержание масляной фракции не превышает 7-8 %.

Пластовые воды по химическому составу -- рассолы плотностью 1,039-1,071 г/л. Из микрокомпонентов присутствуют бром (до 200 мг/л), иод (до 29 мг/л), бор (до 74 мг/л), концентрация которых растет с увеличением минерализации подземных вод. Характерна высо-кая концентрация в водах щелочноземельной группы элементов -- лития, рубидия, стронция.

Режим работы залежи упруговодонапорный.

3. Расчётная часть

3.1 Расчёт затрат на энергию при глубинно-насосной добыче на Урихтауском месторождений

Таблица 1

№	Показатели	Количество
а) стоимость электроэнергии
1	Годовой объём добычи, т	190000
2	Удельный расход электроэнергии на 1тонну нефти	40кВ/ч
3	Число кВ/т на всю добычу	76000000
4	Стоимость 1кВ/т	9,2 тг.
5	Затраты на потребляемую электроэнергию	69920000
б) Оплата за установленную мощность
6	Установленная мощность	400кВА
7	Стоимость кВА в год	4295 тг.
8	Стоимость оплачиваемой мощности	1718000
9	в) Затраты энергоцеха по обслуживанию электродвигателей и электросети на месторождении составляют 3,15тенге за 1 кВт/час израсходованной электроэнергии	23940000
Итого затрат на электроэнергию, тг:	95578000

3.2 Расчёт оплаты труда производственного персонала в добыче нефти (повременно-премиальная) на Урихтауском месторождений

Таблица 2

I Рабочие
1	Численность, чел.	142
2	Среднемесячная заработная плата, тг	80000
3	Годовая заработная плата, тг	136320000
4	Выслуга лет (1%), тг	1363200
Итого:	137683200
II Инженерно-технический персонал
1	Численность, чел.	10
2	Среднемесячная заработная плата, тг	100000
3	Годовая заработная плата, тг	12000000
4	Выслуга лет (1%), тг	120000
Итого:	12120000
III Годовой фонд заработной платы(ФЗП), тг	149803200
IV Социальный налог, тг	16478352
Всего затрат на оплату труда, тг	166281552

Расчёт годовой амортизации скважин на Урихтауском месторождений

Таблица 3

№	Вид амортизации	Балансовая стоимость,тг.	Годовая норма амортизации,%	Годовая сумма амортизации,тг
1	По вновь введенным скважинам	-	7.5	-
2	По старым действующим скважинам	4537000000	6,7	303979000
3	По законсервированным скважинам	158795000	6,14	9750013
Итого затрат на амортизацию скважин:	313729013

Расчёт годовой амортизации прочих основных средств на Урихтауском месторождений

Таблица 4

№	Основные средства	Удельный вес, %	Балансовая стоимость, тг	Амортизация на восстановление	Амортизация на капитальный ремонт
				Норма, %	Сумма, %	Норма, %	Сумма,%
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Здания и сооружения	5.8	3596000	1,9	68324	1,6	57536
2	Сепараторы газа,мерники, резервуары	4	2480000	5	124000	2,6	64480
3	Трубопроводы	30	18600000	3	558000	0,5	93000
4	Компрессорные и насосные установки	4	2480000	2,4	59520	10	248000
5	Подъёмные сооружения	30	18600000	0,7	130200	0,3	55800
6	Насосно-компресорные трубы	4	2480000	10	248000	-	-
7	Насосные штанги	5	3100000	20	620000	-	-
8	Силовые машины	1,6	992000	4	39680	3,2	31744
9	Станки качалки	6	3720000	8	297600	4	148800
10	Фонтанная арматура	8,9	5518000	12	662160	-	-
11	Измерительные и регулирующие приборы	0,5	310000	2,5	7750	9	27900
12	Инструменты для подземного ремонта	0,2	24000	3	3720	15	18600
Итого:	100	62000000		2918954		745860

Расчёт годовых затрат на текущий ремонт подземного и наземного оборудования и прочих остальных средств на Урихтауском месторождений

Таблица 5

№	Затраты	Сумма,тг
1	Заработная плата бригад по подготовке и ремонту скважин	23968512
2	Выслуга лет	239685.12
3	Социальный налог	2662901.68
4	Стоимость материалов	14381107.2
5	Услуги вспомогательных производств	383496.19
6	Прочие затраты	239685.12
Итого затрат на ремонт подземного оборудования	41875387.3
7	Расходы на текущий ремонт наземного оборудования	10468846.8
Всего затрат на текущий ремонт	52344234.1

Расчёт затрат по увеличению отдачи пластов на Урихтауском месторождений

Таблица 6

№	Затраты	Сумма,тг
1	Годовой объём закачки воды, м3	1700000
2	Себестоимость 1м3 воды, тг	72
Итого затрат на закачку воды, тг	122400000

Расчёт расходов по внутренней перекачке и хранению нефти на Урихтауском месторождений

Таблица 7

	Затраты	Сумма, тг
1	Заработная плата	3745080
2	Амортизация основных средств	586370.24
3	Пар	1600000
4	Электроэнергия	1770000
5	Материалы	600000
6	Прокат промывочных агрегатов	1340000
Итого затрат по внутренней перекачке и хранению нефти	9641450.24

Расчёт расходов по сбору и транспорту газа на Урихтауском месторождений

Таблица 8

№	Статьи расходов	Балансовая стоимость, тг	Норма амортизации, %	Сумма амортизации,тг
1	Газопроводы	18600000	3,5	651000
2	Групповые трапные установки	2480000	1,55	38440
3	Трапы	1240000	7,9	97960
Итого:	787400

Расчёт прочих производственных расходов на Урихтауском месторождений

Таблица 9

№	Расходы	Сумма,тг
1	Содержание персонала	5044950
	а) заработная плата	4500000
	б) выслуга лет	45000
	в) социальный налог	499950
2	Содержание зданий и прочих основных средств	4050000
3	Амортизация зданий и сооружений	1260000
4	Содержание исследовательской группы и химических лабораторий	6750000
5	Расходы по рационализации и изобретательству	4500000
6	Охрана труда и техника безопасности	4950000
7	Транспортные расходы	10350000
8	Стоимость проезда рабочих и служащих к месту работы	6300000
9	Содержание машиносчётной станции	900000
10	Установка и эксплуатация телефонов	540000
Итого:	49689000

Сводная таблица затрат для определения плановой себестоимости добычи нефти и газа на Урихтауском месторождений

Таблица 10

№	Затраты на нефть	Сумма затрат, тг	№	Затраты на газ	Сумма затрат, тг
1	Энергозатраты	95578000
2	Заработная плата персонала	125993070.23	2	Заработная плата персонала	40288481.76
3	Амортизация
	а) скважин	313729013
	б) прочих основных средств	3664814
4	Затраты на текущий ремонт		4	Затраты на текущий ремонт
	а) подземное оборудование	41875387.3
	б) наземное оборудование	7932342.06		б) наземное оборудование	2536504.73
5	Увеличение отдачи пластов	122400000
6	Перекачка и хранение нефти	9641450.24
			7	Сбор и транспорт газа	787400
8	Прочие расходы	34096916.29	8	Прочие расходы	10903083.70
Итого:	754910993		Итого:	54515470.19
Себестоимость 1т. нефти	439		Себестоимость 1 м3 газа	99.11

Для определения промысловой себестоимости 1 тонны нефти добытой разными способами распределим затраты на отдельные способы добычи нефти на Урихтауском месторождений

Таблица 11

№	Глубинно-насосная	Сумма.тг	№	Фонтанная	Сумма.тг
	Затраты			Затраты
1	Энергозатраты	95578000
2	Заработная плата персонала	13917839.15	2	Заработная плата персонала	112075231.08
3	Амортизация		3	Амортизация
	а) скважин	34656111.9		а) скважин	279072901.1
	б) прочих основных средств	404834.10		б) прочих основных средств	3259979.89
4	Затраты на текущий ремонт		4	Затраты на текущий ремонт
	а) подземное оборудование	4625769.53		а) подземное оборудование	37249617.77
	б) наземное оборудование	876247.08		б) наземное оборудование	7056094.97
5	Увеличение отдачи пластов	13520930.23	5	Увеличение отдачи пластов	108879069.76
6	Перекачка и хранение нефти	1065043.92	6	Перекачка и хранение нефти	8576406.31
7	Прочие расходы	3766519.82	7	Прочие расходы	30330396.46
Итого:	168411295.73	Итого:	586499697.24
Себестоимость 1тонны нефти	886.37	Себестоимость 1тонны нефти	383.33

3.3 Расчет эффективности применения методов поддержания пластового давления на Урихтауском месторождений

I.Увеличение добычи нефти.

Фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления по месторождению составляет - 1720000 тонн. Возможная добыча нефти без поддержания пластового давления - 420000 тонн. Следовательно, годовой коэффициент составляет: 420000ґ100%/1720000=24.41%

II. Повышение производительности труда работающих.

Численность рабочих на месторождении составляет 142 человек, в том числе занятых на транспорте и хранении нефти - 15 %

142ґ15%/100%=21 чел.

Добыча нефти, приходящаяся на 1 рабочего при разработке с повышением пластового давления составляет:

1720000/142=12112.67тонн.

Удельная численность рабочих на 1 скважину без поддержания пластового давления - 2 человека.

Для определения производительности труда необходимо найти численность рабочих на работе без поддержания пластового давления. Для этого из общей численности рабочих необходимо исключить число рабочих, которые заняты транспортом и хранением нефти:

21ґ24.41%/100%=5 чел.

Производительность труда одного рабочего без поддержания пластового давления:

1720000-420000/142-5=9489.05 тонны

Таким образом, производительность труда при добыче нефти с поддержанием пластового давления выше на:

12112.67-9489.05/12112.67ґ100%=22%

III. Снижение себестоимости добычи нефти

а) фактические эксплуатационные расходы на всю добычу нефти: 754910993.1 тг.

б) затраты на закачку воды: 122400000 тг.

в) затраты на транспорт и хранение нефти: 9641450.24 тг.

Фактическая себестоимость 1 тонны нефти с поддержанием пластового давления составляет: 439 тг.

Для определения эксплуатационных расходов на добычу нефти без поддержания пластового давления. Необходимо исключить из фактических эксплуатационных расходов на добычу нефти без поддержания пластового давления расходы, которые связаны с закачкой воды, а также расходы по перекачке и хранению нефти, в той доле, которая связана с поддержанием пластового давления:

9641450.24 ґ24,41%/100%=2353478 тг.

Таким образом, на добычу нефти без поддержания пластового давления будут отчисляться следующие расходы:

754910993.1 -122400000-2353478=630157515,1 тг.

Поэтому себестоимость добычи 1 тонны нефти без поддержания пластового давления будут составлять:

630157515,1 /1720000-420000=484,73 тг.

Экономия себестоимости от снижения себестоимости 1 тонны нефти составляет:

484,73 -439=45,73 тг.

Общая экономия на всю добычу нефти составляет:

45,73 ґ1720000=78666866тг.

IV. Экономия капитальных вложений.

Исходные данные:

А) капитальные вложения без поддержания пластового давления - 10,92ґ106 тг.

Б) стоимость строительства одной скважины - 15ґ106 тг.

В) стоимость обустройства одной скважины - 5443200 тг.

Г) капитальные вложения для поддержания пластового давления - 1555200 тг.

Д) скважинно - месяцы обработанные - 1800

Е) стоимость разведки одной эксплуатационной скважины - 3888000 тг.

Ж) коэффициент эксплуатационной скважины - 0,97

Средний дебит одного скважинно - месяца отработанного без поддержания пластового давления:

1720000-420000/1800=722 тонн

Исходя из общего прироста добычи нефти, среднего дебита на скважинно - месяц, отработанный без поддержания пластового давления и коэффициента эксплуатации, определяем число эксплуатационных скважины, которые необходимы было бы пробурить для обеспечения дополнительной добычи нефти без поддержания пластового давления:

420000/722ґ0,97ґ12=50 скважин

Капитальные вложения в бурение эксплуатационных скважин:

50ґ15000000=750000000 тг.

Капитальные вложения в промышленное обустройство этих скважин:

50ґ5443200=272160000 тг.

Стоимость разведки этих скважин:

50ґ3888000=194400000 тг.

Всего для обеспечения дополнительного объема добычи нефти без поддержания пластового давления потребовалось бы капитальных вложений:

750000000+272160000+194400000=1216560000 тг.

с учетом средств уже вложенных в разработку без поддержания пластового давления:

10920000-1555200=9364800 тг.

Для получения общей добычи нефти потребовалось бы вложений без поддержания пластового давления:

9364800-1216560000=-1207195200 тг.

Следовательно, экономия капитальных вложений составит:

1207195200-10920000=1196275200 тг.

Исходя из общего объема капитальных вложений определим удельные капитальные вложения, приходящиеся на 1 тонну нефти в течение года в условиях разработки с поддержанием пластового давления и без него.

Удельные капитальные вложения для получения 1 тонны нефти при поддержании пластового давления составляет

10920000/1720000=6.34 тг.

То же без поддержания пластового давления:

1196275/12750000=695.50 тг.

Заключение

В своей курсовой работе я произвел расчет плановой себестоимости добычи нефти и газа по одному из месторождений. Для определения плановой себестоимости я суммировал все затраты, связанные с подъемом нефти на поверхность, то есть затраты на электроэнергию, затраты на оплату труда, затраты на амортизацию и ремонт скважин и оборудования, затраты на увеличение отдачи пластов, затраты на внутренней перекачке и хранению нефти. Плановая себестоимость добычи нефти составила - 439тенге. Аналогично определил себестоимость 1м3 газа - 99,11 тенге.

Затем я определил себестоимость одной тонны нефти добытой разными способами. Для этого я определил затраты на отдельные способы добычи нефти. Таким образом, себестоимость одной тонны нефти добытой глубинно-насосным методом составляет - 886.37 тенге, а фонтанным методом - 383.33 тенге. Из расчета видно что, себестоимость нефти, добытой фонтанным методом гораздо ниже, чем себестоимость нефти добытой насосным методом. Следовательно, экономически выгодной будет эксплуатация фонтанирующего месторождения.

Кроме того, я произвел расчет эффективности применения метода поддержания пластового давления, определил сумму удельных капитальных вложений, приходящихся на одну тонну нефти в условиях разработки с поддержанием пластового давления.

Удельные капитальные вложения для получения одной тонны при поддержании пластового давления составили - 6,34 тенге, а без поддержания пластового давления - 695,50 тенге, то есть во втором случае для увеличения объема добычи бурили большее число эксплуатационных скважин. Следовательно, экономически выгодно поддерживать пластовое давление в процессе эксплуатации, нежели бурить дополнительные скважины.

Источники и пути снижения себестоимости добычи нефти и газа.

Главные пути снижения себестоимости добычи нефти и газа - дальнейшее развитие науки и техники, увеличение объема добычи нефти и газа и улучшение его структуры, совершенствование организации производства и труда, повышение уровня геологоразведки, бурения скважин и нефтепромыслового строительства, рост культурно - технического уровня кадров и их производственной активности.

Повышение производительности труда - основа снижения себестоимости продукции. Рост производительности труда определяет снижение себестоимости, во - первых, за счет уменьшения затрат по заработной плате на единицу продукции, во - вторых, снижения доли условно - постоянных расходов. Сокращение заработной платы на единицу продукции достигается на основе опережающего роста производительности труда по сравнению с ростом заработной платы, а условно - постоянных расходов - за счет увеличения добычи нефти и газа в связи с повышением производительности труда.

Сокращение затрат на материалы, топливо и энергию. В добыче нефти и газа наиболее широко применяют следующие вспомогательные материалы: глубинные насосы; запасные части к глубинным насосам, станкам - качалкам и другим машинам и оборудованию; деэмульгаторы; химические материалы и реагенты; канаты стальные и пеньковые; нефть, вода, песок, горюче - смазочные материалы.

Сокращение затрат на материалы, в частности, достигается:

расширением и совершенствованием искусственного воздействия на нефтяные залежи, что определяет сокращение числа скважин, уменьшение размеров вспомогательного хозяйства, преобладание наименее материалоемкой фонтанной добычи;

удлинением срока службы глубинных насосов, являющихся основным видом затрат на вспомогательные материалы. Это требует улучшения качества насосов, правильного подбора их типоразмеров, увеличения повторного использования, улучшений условий транспорта и хранения и др.

Сокращение энергетических затрат обеспечивается мероприятиями, объединяемыми в две следующие группы:

рационализация технологии и улучшение организации производственных процессов - расширение периодической эксплуатации малодебитных скважин, замена незагруженных электродвигателей, коэффициента подачи глубинных насосов, правильное уравновешивание станков - качалок, перевод малодебитных компрессорных скважин на менее энергоемкий глубинонасосный способ эксплуатации и др.

рационализация системы электроснабжения - перевод электросетей на более экономичные напряжения, приближение трансформаторных подстанций к центрам нагрузок, повышение коэффициента мощности электроустановок и др.

Улучшение использования основных фондов. Важный источник снижения себестоимости добычи нефти и газа - высокопроизводительное использование нефтепромысловой техники и других основных фондов, особенно скважин, машин и оборудования для добычи нефти, трубопроводов. Это обеспечивает уменьшение амортизационных отчислений на 1 т добычи нефти и газа, сокращение затрат на текущий ремонт скважин и др.

Поиск и разведка нефтяных месторождений. Повышение эффективности геологоразведочных работ, а также увеличение нефтедобычи, которая равноценна приросту новых нефтяных и газовых ресурсов, в конечном счете, ведет к снижению отчислений на геологоразведочные работы.

Объем и структура добычи нефти и газа являются важным фактором формирования ее себестоимости. Это в большей мере определяется высоким удельным весом условно - постоянных расходов в этой отрасли.

Удельный вес условно - постоянных и условно - переменных расходов колеблется по нефтедобывающим районам в зависимости от ряда факторов - глубины залегания залежей и других геологических и экономико- территориальных условий, систем и методов разработки, способов эксплуатации, стадии разработок и др.

Повышение уровня бурения скважин и нефтепромыслового строительства выступает как фактор сферы создания основных производственных фондов, с амортизацией которых связано 35% всех производственных затрат.

Список литературы

1. Г.Д. Аманиязова «Экономика нефтяной и газовой промышленности», Алматы, Экономика, 2004г.

2. Перчик А.И. «Словарь - справочник по экономике нефтегазодобывающей промышленности», Москва, «Недра»,1983 год

3. Шакиров М.Т., Халявин B.TL и др. «Анализ, планирование и прогнозирование себестоимости добычи нефти и газа», Москва «Недра», 1981 год.

4. Сыромятников Е.С., Савицкий В.Б., Злотникова Л.Г. « Организация и планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности», Москва «Недра», 1985 год.

5.Гурова, И.П. Мировая экономика: учебник для студентов - И.П.Гурова. - 2-е изд., стер. - М.: Омега - Л, 2008.

6.Клоцвог, Ф., Голубева, Г. Тенденции и факторы роста - Экономист. - 2008. - № 10. - 31 с. 

7.Кондратьев, В.- Проблемы повышения эффективности российской экономики / В. Кондратьев, Ю. Куренков, Мировая экономика и международные отношения. - 2008.

8.Кушлин, В. Факторы экономического кризиса и базис его преодоления - Экономист. - 2009.

9.Мау, В. Экономическая политика 2007 года: успехи и риски. - Вопросы экономики. - 2008.

10.Радыгин, А., Энтов, Р. - В поисках институциональных характеристик экономического роста (новые подходы на рубеже XX - XXI вв.) - Вопросы экономики. - 2008.

11.Симагина, О. Вопросы качества экономического развития - Экономист. - 2007.

12.Смирнов, А. Государственно-корпоративный сектор и его развитие - Экономист.

13.Сухарев, О. Мировой финансовый кризис и способность экономики к развитию. - Экономист.

14.Тараканов, Г. Мировой опыт ускорения экономического роста: ключевые факторы. - Мировая экономика и международные отношения.

15.Формирование интеграционных объединений стран СНГ: финансовый, валютный, банковский аспекты - Научный альманах фундаментальных и прикладных исследований - под ред. Капрычева, Н.Ф. - М.: Издательство «Финансы и статистика», 2006.

16.Фрейнкман, Л., Дашкеев, В. Россия в 2007 году: риски замедления экономического роста на фоне сохраняющейся институциональной стагнации - Вопросы экономики, 2008,

17.Хан, В. - закономерности экономического роста, Экономист

18.Чемизов, С. Штурм технологий шестого уклада - Независимая газета, 2008.

19.Четвертакова, В., Четвертаков, И. - Экономический рост и развитие, Экономист - 2008.

20.Шараев Ю.В. Теория экономического роста - М.: Издательский дом ГУ ВШЭ, 2006.

21.Экономическое развитие России - Экономическое развитие России - 2009.

Размещено на Allbest.ru