1.1 Основные принципы менеджмента

Любые решения в сфере менеджмента следует считать управленческими решениями. Современная наука о менеджменте рассматривает целую систему формирования решений, их классификацию и организацию их выполнения.

Наука о менеджменте полагает, что эти решения классифицируются по степени важности следующим образом:

1. степень важности этой проблемы для цеха, для предприятия, фирмы;

2. масштабность проблемы;

3. степень риска от возникновения проблемы (какие суммы и т. д.);

4. срочность решения проблемы.

По степени их влияния на будущее фирмы:

1. текущие решения, т. е. сегодняшние;

2. тактические решения;

3. стратегические решения (временная и объёмная классификация).

В зависимости от продолжительности реализации решения:

1. краткосрочные решения;

2. долгосрочные решения.

По степени обязательности выполнения:

1. ориентирующие решения;

2. рекомендательные решения;

3. директивные.

Способ принятия решения:

1. единоличные решения;

2. консультативные решения;

3. коллективные решения.

По широте охвата решения:

1. общие и специальные решения.

Процесс принятия решения и обеспечение его рациональности требует предварительного разложения самого процесса на отдельные этапы:

1. анализ ситуации;

2. анализ содержания проблем;

3. постановка конкретных задач и формулировка общих условий решения проблемы;

4. определение возможностей и целесообразности решения проблемы.

1.3 Характеристика стилей и методов управления производством

В западной практике сложилась система стилей и методов менеджмента:

1. Авторитарный стиль.

2. Демократический стиль.

3. Либеральный стиль.

Авторитарный стиль.

В этом случае, руководитель не считает нужным считаться с мнением коллег и подчиненных, принимает решение единолично.

Форма отдачи и распоряжений категорическая, в приказном тоне. Менеджер подобного стиля в своей практике применяет чистые показания (выговор, понижение в должности, лишение премий и т.д).

Доброе слово, слова благодарности, премирование не является частыми случаями в его практике. Подобная практика, как правило, применяется в армии, в милиции (в силовых структурах).

В известных случаях, в определенных ситуациях этот стиль допустим и на предприятиях ТЭК. (аварии, наводнения, открытый фонтан, пожар и т.д).

Либеральный стиль.

Включает в себя подчас нежелание брать на себя ответственность, отсюда бесконечные консультации его как с начальниками, так и подчиненными, длительные согласования простейших решений. Включая заигрывание с подчиненными и страх перед начальством. Этот стиль свойственен руководителям, либо неопытным, либо нерешительным, либо находящимся в пенсионном и предпенсионном возрасте.

Демократический стиль.

Наиболее оптимальный стиль. Не исключает консультации и согласование в разумных пределах, при этом руководитель уважительно относится к подчиненным и считается с мнением опытных коллег, но во всех этих случаях он принимает решения единолично и несет ответственность.

В этом случае руководитель равен и справедлив во взаимоотношениях подчиненных, в достоверной степени требователен, разумно сочетает поощрения с взысканиями.

Теория и практика пришли к единому выводу о наибольшей оптимальности подобного стиля руководства.

Теория менеджмента систематизировала и сгруппировала действия руководителя, использующих разные стили руководства, что представлено в таблице 1.

При выборе стиля руководства действуют следующие факторы:

1. Наличие опыта руководителя.

2. Уровень требований к предъявляемым решениям.

3. Четкое формулирование проблемы.

4. Степень причастности подчиненных к делам фирмы и степень их заинтересованности.

5. Вероятность того, что единоличные решения получат или не получат поддержку подчиненных.

6. Заинтересованность исполнителем достижения цели.

Степень вероятности возникновения конфликта между руководителями и подчиненными в результате принятия решений.

2. Геолого-техническая и экономическая характеристика Южно-шапкинского месторождения

Южно-Шапкинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Ближайшими населенными пунктами является п. Харьяга и г. Нарьян-Мар, расположенные, соответственно, в 70 км к востоку и 75 км к северо-западу от месторождения. Обзорная карта района работ приведена на рис.1.1. Доставка технического снаряжения, рабочего персонала осуществлялась из г. Усинска (280 км от участка работ), связь с которым осуществляется частично автомобильным транспортом по дороге с твердым покрытием и частично автомобильным и гусеничным транспортом по зимним временным дорогам.

В геоморфологическом отношении территория находится в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино и Серчейю и представляет собой моренную равнину, расчлененную долинами рек с крутыми обрывистыми, реже низкими болотистыми берегами. Рельеф слабо всхолмленный с отдельными возвышенностями, достигающими отметок +160 м над уровнем моря. Поверхность территории покрыта сетью многочисленных ручьев, притоков различного порядка. Глубина врезов 10-15 м, ширина от 20 до 100 м. Местность является типичной для тундры, безлесной ландшафтной зоной субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью.

Климат района континентальный, холодный с избыточным увлажнением. Характерны короткое (2-3 месяца), прохладное лето и продолжительная (6-7 месяцев) холодная зима с устойчивым снежным покровом. Среднегодовая температура составляет -3.1-5.1оС, в зимний период минимальная температура достигает -53 оС, летом - максимальная до +33 оС. Продолжительность светового дня в зимний период 3-5 часов, летом 18-22 часа.

Для технического водоснабжения буровых работ используются естественные водоемы (озера, ручьи). Грунтовые воды из-за мерзлотных условий не используются. Кроме того, для технического водоснабжения, при необходимости поддержания пластового давления, могут быть использованы воды юрского водоносного комплекса, имеющего региональное распространение и обладающего значительными ресурсами минерализованных вод.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Современные ММП вскрыты на глубине 15-40м, кровля реликтовых ММП отмечается на глубинах около 70,0-120м, подошва - на глубине около 246- 465м. В долинах крупных водотоков отмечается погружение кровли реликтовой мерзлоты. Многолетнемерзлые породы в районе развиты повсеместно. Подошва реликтовой мерзлоты находится на глубине 246-465 м.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Шапкинской площади представлен средне-, верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями толщиной более 4.2 км. Сводный литолого-стратиграфический разрез Южно-Шапкинского купола представлен в Граф. прил. 2.1.

Исходя из геологического строения соседних территорий можно предположить наличие в изучаемом районе нижнедевонских, а также силурийских и ордовикских отложений.

Кровля фундамента на основании геофизических исследований ожидается на глубине 6-7 км.

2.2 Система разработки месторождения, геолого-техническая характеристика их, схема сбора и подготовки нефти

- установка обессоливания и обезвоживания нефти;

- установка стабилизации нефти и отпарки сероводорода;

- резервуарный парк и насосную внешнего транспорта.

Для обеспечения функционирования основных технологических сооружений в составе линии нефти предусмотрены следующие вспомогательные объекты:

- факельные системы низкого и высокого давления;

- узел дополнительной сепарации (узел концевой аварийной сепарации нефти);

- установка нагрева и циркуляции теплоносителя;

- дренажная система;

- компрессорная воздуха и производства азота;

- узел подготовки технической воды и закачки воды в пласт;

- установка подготовки пластовой и сточных вод;

- блоки дозирования реагентов;

- центральный тепловой пункт;

- очистные сооружения производственно-дождевых и бытовых сточных вод.

2.4 Динамика и анализ основных технико-экономических показателей

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III - в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки в отдельности по залежам.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 1.2. Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения - проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами:

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мД, достигая максимальных значений более 750 мД. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения - от 100-200 м 3/сут*МПа без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м 3/сут*МПа при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны (см. раздел 3.1.1). Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи - по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости. Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО "СеверТЭК" в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.

Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что Недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году - на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут - в эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.

Таблица 2.1

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Южно-шапкинское месторождение, залежь II

3. Оценка эффективности различных способов добычи нефти и газа на Южно-шапкинском месторождении

Задачей данной главы является оценка технических возможностей реализации проектных показателей разработки и определение отсутствия (или наличия) радикальных осложнений, требующих специальных проектно-технологических решений.

В соответствии с этим, рекомендации по применению оборудования, материалов и технологии не являются обязательными, а носят характер примеров обеспечения этой реализации и могут быть уточнены в процессе составления проекта обустройства месторождения или эксплуатации конкретной скважины с учетом актуальной ситуации.

Концепция системы добычи продукции соответствует общим принципам обустройства:

· обеспечение проектных дебитов скважин;

· максимальная надежность работы;

· минимизация трудозатрат и создание максимально возможных комфортных условий работы обслуживающего персонала непосредственно на скважинах;

· экологическая безопасность;

· минимизация затрат на строительство и функционирование системы.

Рекомендации и расчеты по применению оборудования и технологических процессов базируются на показателях разработки на период до 30 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок будут разработаны новые технологии добычи, существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.

3.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

Рис.3.4. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, обводненность 0.70, давление на устье 1.5 МПа

Рис.3.5. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект III глубина 1730 м, лифт 89x73 мм, давление на устье 1.5 МПа

Рис.3.6. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект IV глубина 1660 м, лифт 89x73 мм, давление на устье 1.5 МПа

Применение лифта диаметром 73 мм рекомендуется для дебитов до 100-150 м 3/сут., 89х 73 - до 250 м 3/сут., 102х 89 - до 400 м 3/сут., 114х 102 - более 300 м 3/сут. Рекомендуемая длина верхней секции комбинированных лифтов - 1000 м.

Учитывая малые значения депрессии и потерь в лифте при оптимальном его размере, следует ожидать, что прекращение фонтанирования будет происходить быстро при достижении предельных значений обводненности.

Некоторые резервы для продления периода фонтанной эксплуатации имеются за счет снижения буферного давления путем понижения давления в сепараторах первой ступени до технологически допустимого значения и гидравлических потерь в трубопроводах от скважин до замерных установок (ЗУ) и от ЗУ до сепараторов, для чего их диаметры рекомендуется выбирать наибольшей возможной величины в пределах конструктивных и технологических ограничений.

Для обеспечения проектных дебитов скважин потребуется механизированная добыча нефти при более высокой обводненности на более поздней стадии разработки.

3.3 Механизированная эксплуатация скважин

Предварительно был проделан анализ возможности применения в условиях месторождения различных способов механизированной эксплуатации. Рассмотрены кроме традиционных, широко распространенных в России способов - электроцентробежные (УЭЦН) и штанговые (ШГНУ) насосные установки а также газлифт - так и менее распространенные способы, как гидравлические - струйные (СНУ) и гидропоршневые (ГПНУ, насосы KOBE), винтовые (с погружными электродвигателями - УЭВНТ, а также с механическим приводом с поверхности - кавитационные, насосы Moineau) и диафрагменные (УЭДН) насосные установки (в скобках приводятся сокращенные и принятые в англоязычной литературе обозначения). Их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Насосные установки их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства

Высокие значения проектных дебитов оставляют для реального рассмотрения только два технически возможных способа - УЭЦН и газлифт. Хотя принципиально возможно также применение гидравлических насосных установок, особенно СНУ, однако, их специфические преимущества не будут использованы.

При проектных параметрах напор скважинных установок с учетом необходимости освоения скважин после КРС-ПРС не должен быть выше 500-600 м.

Поскольку Заказчиком принята при разработке месторождения концепция закачки попутного газа в газовую залежь, на площадке будут иметься значительные компрессорные мощности и большие ресурсы газа высокого давления. К моменту массового перехода скважин на механизированную эксплуатацию добыча нефти, попутного газа и, соответственно, объемы его закачки значительно снизятся, по сравнению с пиковыми значениями. Следовательно, высвободятся значительные компрессорные ресурсы. Это позволяет рекомендовать в качестве основного способа механизированной эксплуатации газлифт.

При этом также учитывалось, что газлифтные скважины требуют в несколько раз меньших затрат на подземный ремонт и имеют, по сравнению с насосными, значительно большие МРП, коэффициенты эксплуатации и использования фонда особенно в условиях Западной Сибири и Севера России.

Давление в системе закачки газа в пласт должно быть не менее 20 МПа, что существенно превышает необходимое давление для запуска газлифтных скважин даже без пусковых клапанов, а рабочие клапаны можно размещать максимально близко к забою, насколько это позволяет техническое состояние скважины. Поэтому в расчетах принято давление ввода газа в скважину 19 МПа.

Учитывая высказанные выше соображения, напор, который потребуется создать газлифтной системой в скважинах, будет небольшим, а удельный расход рабочего агента - невысоким. Для определения удельных расходов рабочего агента проделаны расчёты по методике ВНИИнефть на примере скважин объекта II. Следует иметь в виду, что в результате расчётов получается "чистый" удельный расход газа - при соблюдении в эксплуатации всех заложенных в расчет условий - пластовое, буферное и забойное давления, отсутствие отложений на стенках лифта, расположение пусковых и рабочего клапана и т.п.; реальный расход за счёт неизбежных отклонений обычно бывает выше на 20 - 30%.

Как показывают результаты расчётов (рис. 3.7), при обводнённости продукции 0.90, дебите порядка 400-700 м 3/сутки и давлении рабочего агента на устье 19.0 МПа расчетная величина "рабочего" удельного расхода, будет порядка 22 ст.м 3/м 3, а при обводненности 0.80 - 13 ст.м 3/м 3.

Рис.3.7. Характеристики газлифта месторождение, Южно-Шапкинское, объект II-а, глубина 1920 м, лифт 114х 7 мм, давление газа 19 МПа, давление на устье 1.5 МПа, забойное давление 18.5 МПа.

Глубина расположения рабочего клапана 1840 м по вертикали.

При организации эксплуатации месторождения следует с самого начала при заканчивании скважин спускать в них скважинные камеры (мандрели) и в начальный период, при освоении, если потребуется, использовать газлифт, как способ очистки призабойной зоны путем кратковременного создания высоких депрессий. В период фонтанной добычи в камерах должны стоять циркуляционные клапаны, заменяемые при переходе к газлифтной добыче пусковыми и рабочими с помощью канатного инструмента. Соответствующее оборудование выпускается фирмами "OTIS", "CAMKO", "BACKER" (США) и другими.

Качество рабочего агента, после подготовки на компрессорной станции в соответствии с параметрами, принятыми при закачке в пласт, вполне удовлетворяет требованиям газлифта.

Если допустимые ресурсы газа будут недостаточными и возникнет дефицит рабочего агента, вполне возможно применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Результаты предварительных расчетов по ППП "Спинакер" показывают, что возможно использование установок серии УЭЦНМ 6, предназначенных для скважин с обсадной колонной диаметром не менее 168 мм (внутренний диаметр не менее 144 мм). Вследствие небольшой глубины залегания пластов и относительно высоких проектных забойных давлений глубины спуска насосов должны быть небольшими - до 1500 м и применение газосепаратора типа МНГ или аналогичных не предполагается.

В настоящее время номенклатура электроцентробежных насосов этой серии, выпускаемых предприятиями "Борец" и "Алнас" позволяет использовать их в скважинах с дебитами до 1250 м 3/сут. Возможно также применение насосных установок серий 400, 540 зарубежных фирм - "REDA", "CENTRILIFT" а также "ESP" и "ODI", обладающих большей надежностью, что немаловажно в условиях месторождения.

В установках ЭЦН желательно, по крайней мере, на начальной стадии эксплуатации, применение тиристорного регулятора частоты вращения с системой контроля за параметрами работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины. Такие установки выпускаются Российскими и зарубежными предприятиями по заказу.

Учитывая большую кривизну скважин, рекомендуется конструкция их с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм (65/8") до глубины спуска установок. Для наиболее высокодебитных зон рекомендуются эксплуатационные колонны 7".

Желательно, по крайней мере, на начальной стадии насосной эксплуатации, применение тиристорного регулятора частоты вращения с системой контроля параметров работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины, заранее известным недостаточно точно. Такие установки выпускаются Российскими предприятиями по заказу.

Термобарические условия в скважинах не предполагают осложнений при электронасосной эксплуатации, хотя может потребоваться использование кабельной линии повышенной теплостойкости, особенно, кабельных удлинителей.

Техническое обслуживание и ремонт электронасосного оборудования должны осуществляться с использованием существующей системой эксплуатации УЭЦН в регионе на хорошо оснащенных ЦБПО, где имеется опытный персонал.

Скважинное оборудование для газлифта должно включать:

· насосно-компрессорные трубы диаметром 89, 102 или 114 мм (ГОСТ 633-80),

· комплект пакера-отсекателя,

· скважинные камеры для пускового, рабочего, а также для циркуляционного и инжекционного клапанов,

· фонтанную арматуру на рабочее давление 35 МПа с проходом 100 мм по стволу и не менее 76 мм по боковым отводам с дистанционным гидравлическим управлением.

Материальное исполнение должно соответствовать наличию коррозионных агентов.

Для скважин, оборудованных электронасосами, рекомендуется применять следующее оборудование:

· устьевая арматура МАУС, производства ОАО "Тюменские моторостроители", отличающаяся принципиальной технической новизной и рядом преимуществ по сравнению с традиционно применяемой арматурой типа АФК;

· насосно-компрессорные трубы диаметром 73 и 89 мм (ГОСТ 633-80).

Материальное исполнение узлов насосных установок должно соответствовать условиям в скважинах по содержанию в продукции коррозионных и абразивных примесей.

Для уменьшения вредного влияния на призабойную зону пласта задавочной жидкости, используемой при подземных ремонтах, желательно применять под скважинным насосом пакер-отсекатель, перекрывающий ствол скважины при увеличении динамического давления над ним. Это обеспечит безопасность работы при подземном ремонте и быстрый вывод скважины на установившийся режим после ремонта.

3.3 Расчет экономической эффективности перехода на механизированную добычу (УЭЦН) на Южно-шапкинском месторождении

Основная формула для расчета эффективности внедряемого новшества:

Э=(А 1С 1)+(АН) - (А 2С 2) -К,

где Э - эффективность от внедрения новшества;

А 1 - добыча нефти в тоннах до внедрения новшества;

С 1 - себестоимость 1 тонны нефти в рублях "до";

А - дополнительный объем добычи нефти в тоннах как следствие внедрения новшества;

Н - нормативный коэффициент (договорная цена реализации 1 тонны нефти в рублях);

А 2 - объем добычи нефти после внедрения новшества;

С 2 - себестоимость 1 тонны нефти "после";

К - капитальные вложения (эксплуатационные затраты) связанные с внедрением новшества.

Исходные данные для расчёта:

На предприятии ЗАО "СеверТЭК" из действующего фонда добывающих скважин (33), на 01.01.2005 г. требовалось произвести капитальный ремонт 6 скважин (№№ 1, 3, 11, 23, 102, 105). Такая необходимость обусловлена низким дебитом скважин. Для увеличения производительности, скважины были оборудованы электроцентробежными насосами (УЭЦН). Работы велись 2 месяца. В работу было включено 8 человек (6 рабочих и 2 мастера). Работы были закончены 13.03.2005 г. Среднемесячная зарплата 1 рабочего - 17800 рублей, заработная плата 1 мастера - 33200 рублей. Оборудования было закуплено на 1625000 рублей. Начисления на заработную плату составили 40,8 %. Услуги транспорта и спецтехники составили 83 % от фонда заработной платы. Цеховые расходы составили 17 % от фонда заработной платы. Себестоимость 1 тонны нефти "до" равна 1440,5 рублей, в т.ч. условно-переменные расходы 576 рубля и условно-переменные 864,5 рубля. Цена реализация 1 тонны нефти равна 4500 рублей.

1. Определяем V прироста добычи нефти в тоннах (А)

2. Определяем абсолютный прирост добычи нефти "после" (А 2)

А 2=257000+356626,2=613626,2 т. (239%)

3. Определяем себестоимость 1 т. нефти "после" (С 2)

3.1 Определяем абсолютную сумму расходов "до"

2570001440,5=370.208.500 рублей т.ч.

условно-переменные расходы

257000576=148.083.400 рублей;

условно-постоянные расходы

257000864,5=222.176.500 рублей;

3.2 Корректируем условно-переменные расходы в связи с приростом добычи нефти

рублей;

3.3 Определяем абсолютную сумму расходов "после"

353.919.326+222.176.500=576.095.826 рублей;

3.4 Определяем себестоимость 1 т. нефти "после" (С 2)

576095826613626,2=939 рублей за 1 тонну

4. Определяем доходы от реализации дополнительно полученной нефти

356626,24500=1.604.817.900 рублей;

5. Определяем расходы, связанные с внедрением новшества

5.1 Заработная плата

6 рабочих2 месяца17800=213600 рублей;

2 мастера2 месяца33200=132800 рублей;

Итого: 346400 рублей.

5.2 Начисления на заработную плату

40,8%346400=141331,2 рубля;

5.3 Стоимость материалов и оборудования

1625000 рублей;

5.4 Услуги транспорта и спецтехники

83%346400=287512 рублей;

5.5 Цеховые расходы

17%346400=58888 рубля;

Итого: 2459131,2 рубля (К);

6. Определяем экономическую эффективность от внедрения новшества

Э=(2570001440,5)+(356626,24500) - (613626,2939) -2459131,2=1.396.372.267 рублей.

7. Окупаемость предприятия

7.1 Определяем среднемесячную эффективность

1.396.372.26712=116364355 рублей.

7.2 Окупаемость мероприятия

2459131,2116364355=2 месяца.

Выводы и предложения

Исследования и расчёты показывают, что наибольшей коммерческой эффективностью на начальной стадии разработки Южно-Шапкинского месторождения обладает фонтанная добыча нефти. К основным достоинствам фонтанной добычи следует отнести малую себестоимость добываемой нефти, которая достигается за счёт незначительных расходов на обслуживание оборудования скважины. Геологические и продуктивные особенности пласта Южно-шапкинского месторождения позволяют производить добычу нефти даже при высоких показателях обводнённости.

На более поздней стадии разработки для обеспечения проектных дебитов скважин потребуется механизированная добыча нефти при более высокой обводненности. Самым подходящим способом является добыча электроцентробежными насосами.

Приведенный расчет коммерческой эффективности показывает высокие показатели. При сравнительно небольших затратах на модернизацию оборудования достигаются дебиты нефти на порядок выше дебитов получаемых при фонтанной эксплуатации.

Приложение 1

Размещено на Allbest.ru