Визначення собівартості видобутку 1т нафти і 1000 м3 газу до проведення ПГРП в свердловині. Дебіт свердловини до проведення ПГРП, страница 8

2.2.4. Визначення основних техніко–економічних показників по свердловині  після проведення ПГРП

Таблиця 2.9 - Планова калькуляція собівартості видобутку 1 т нафти і

 1000 м³ газу

№ п/п	Назва витрат	Загальні, грн.	Нафта, грн.	Газ, грн.
1.	Енергетичні витрати		-	-
2.	Витрати по штучного впливу на пласт		-	-
3.	Витрати по з/п виробничих робітників		-	-
4.	Нарахування на з/п		-	-
5.	Амортизаційні відрахування		-	-
6.	Витрати по збору і транспортуванню	-
7.	Витрати по технологічні підготовці нафти	-		-
8.	Витрати на утриман.та експлуат.обладнання	-
9	Цехові витрати	-
10.	Витрати на підготовку і освоєння виробництва	-
11.	Загально промислові витрати	-
12	Інші витрати		-	-
		Σвзаг.=	ΣВн.=	ΣВг.=

                                     ΣВ₂ = Σвзаг₂ + ΣВн₂ + ΣВг₂, грн                                 (2.63)

ΣВ₂ =

Собівартість видобутку 1 т продукції визначаємо.

С/В_пр2 =                                               (2.64 )

де  ΣВ₂ – сума всіх витрат по видобутку згідно калькуляції, грн.

Q_пр2 – об’єм видобутку продукції після проведення ПГРП, т.

                                         С/В_пр2 =

Визначення собівартості видобутку 1 т нафти.

Для цього необхідно визначити суму загальних витрат на нафту пропорційну складу продукції, тобто процентний склад нафти.

%н₂ =                                        (2.65)

де Qн₂  -  об’єм видобутку нафти до проведення ПГРП, т.

%н₂₌

Загальні витрати на нафту складають:

В_{заг н2} =    , грн                                     (2.66)

В_{заг н2} =

Собівартість видобутку 1 т нафти складає:

С/вн₂ =  , грн/т                                        (2.67)

С/В_н2 =

Визначення собівартості видобутку 1000 м³ газу.

Сума загальних витрат на газ складає

                                       В_{заг г2}   = Σ_{взаг 2}  - В_{заг н2} , грн                                    (2.68)

В_{заг г2}   =

Собівартість видобутку 1000 м³ газу складає:

С/В_г2 =  ,    грн./тис.м³                                 (2.69)

С /В_г2 =

Визначення питомих капіталовкладень.

К₂ =   , грн/т                                           (2.70)

де   ΣК – вартість основних фондів, грн.

К₂ =

Визначення продуктивності праці.

П_п. =  ,   т/люд                                        (2.71)

де        п.роб     -  загальна чисельність бригади по обслуговуванню групи свердловин.

П_п. =

2.3 Визначення  економічної ефективності при проведенні  ПГРП 

Проведення ПГРП сприяє збільшенню нафтовіддачі  пласта і зменшенню собівартості видобутку 1 тони нафти і 1000 м³ газу. Це дає можливість отримати економічний ефект в сумі:

Е =  [(с/в₁ + Ен · К₁) – (с/в₂ + Ен · К₂ )]  · Q ₂,      грн          (2.72)

де с/в₁,  с/в₂ – собівартість видобутку продукції відповідно до і після проведення    

ПГРП, грн./т.

К₁, К₂ – питомі капіталовкладення відповідно до і після проведення

              ПГРП, грн/т.

Ен – нормативний коефіцієнт ефективності, прийнятий у розрахунках  0,17.

Q₂ -  об’єм видобутку продукції після проведення ПГРП, т.

Е = [(385,62 + 0,17 · 6523,04) – (308,8 + 0,17 · 3624,42)] · 970,62 = 552850,98 грн.

ВИСНОВОК

Техніко–економічні розрахунки показали доцільність проведення ПГРП в свердловині №__ ________________ родовища по представленому проекту тому, що в результаті проведення цього організаційно-технічного заходу дебіт свердловини збільшився з …. т/добу до ….. т/добу, собівартість видобутку 1 т продукції зменшилась з ….. грн/т до ….. грн/т, що дало можливість отримати ефект в сумі ……………….. грн.