Фондоемкость - добыча - нефть
Cтраница 1
Фондоемкость добычи нефти растет одновременно с увеличением такого показателя, как ввод новых мощностей. [1]
Однако показатели себестоимости и фондоемкости добычи нефти получены в условиях разных темпов отбора запасов, так как объекты разбурены с разными сетками скважин. Таким образом, в этом смысле сетки скважин, при которых получены экономические показатели, не сопоставимы по темпам добычи нефти. [2]
 |
Зависимость дебита скважин ( сплошные кривые и обводненности ( штрихпунктир нефти от текущей нефтеотдачи ( К - п. [3] |
Как видно из табл. 58, средняя фактическая себестоимость и фондоемкость добычи нефти за период достижения объектами равных значений текущей нефтеотдачи ( 0 1; 0 2; 0 3; 0 4) не зависят от сетки скважин, определенной в пределах внешнего контура нефтеносности и с учетом времени работы скважин. Такая зависимость анализируемых экономических показателей выявляется только при всех равных значениях текущей нефтеотдачи, при расчете их с учетом влияния на дебиты скважин мощности пластов. [4]
 |
Зависимость дебита скважин ( сплошные кривые и обводненности ( штрихпунктир нефти от текущей нефтеотдачи ( К - п. [5] |
В табл. 58 приводятся средняя себестоимость ( в условных единицах) и фондоемкость добычи нефти за период достижения объектами равной текущей нефтеотдачи в зависимости от сетки скважин и с учетом элиминирования дебитов скважин от мощности пласта. [6]
С переходом отрасли на двухзвенную систему управления и с ликвидацией НГДУ как хозрасчетных предприятий экономически более целесообразно устанавливать ставки рентных платежей в зависимости от двух факторов: издержек производства и фондоемкости добычи нефти с ежегодным регулированием ставок по мере изменения величины общей прибыли. Такой порядок исчисления ставок рентных платежей создает предпосылки для нормальной деятельности объединений в части формирования расчетной прибыли, а следовательно, и фондов материального стимулирования, отражает объективные условия, складывающиеся в отрасли, и позволяет учесть основные экономические показатели объединений: 1) себестоимость добычи нефтч, 2) стоимость основных производственных фондов и нормируемых оборотных средств, 3) объем добычи нефти, 4) стоимость реализуемой продукции, 5) общую рентабельность, 6) нормативную рентабельность, 7) общую прибыль, 8) расчетную прибыль. [7]
Сравниваемые экономические и технологические показатели в зависимости от плотности сетки скважин, определенной в зоне разбу-ривания и в пределах внешнего контура нефтеносности, представлены в табл. 59, из которой видно, что себестоимость и фондоемкость нефти зависят от сетки скважин, определенной в пределах внешнего контура нефтеносности и с учетом времени работы всех скважин, а не от сетки дренажа. Себестоимость и фондоемкость добычи нефти оказываются ниже на объектах, эксплуатируемых относительно редкой сеткой в пределах внешнего контура нефтеносности. [8]
Прежде чем приступить к анализу, необходимо определить основные экономические показатели месторождений, характеризующие их разработку. В качестве основных экономических показателей для анализа используют себестоимость, фондоемкость добычи нефти и приведенные затраты. В действующей статистической отчетности себестоимость добычи нефти и основные фонды учитывают в целом по нефтепромысловому управлению, которое осуществляет, как правило, разработку нескольких эксплуатационных объектов. Поэтому в процессе анализа необходимо прежде всего определить экономические показатели, характеризующие экономику добычи нефти на каждом отдельном объекте разработки. [9]
Рассмотрим изменение основных экономических показателей во времени по указанным объектам разработки. С этой целью на рис. 18 представлена динамика себестоимости и фондоемкости добычи нефти по годам эксплуатации ( сначала разработки по 1976 г. включительно) пласта Дц Константиновского месторождения, пласта Д1 Серафимов-ско - Леонидовского, пластов Д1 и Дгу Шкаповского, пласта Дт Мин-нибаевской площади Ромашкинского месторождения и пластов Д: и Дц Туймазинского месторождения. [10]
С увеличением добычи нефти и газа, а следовательно, и объема реализации при неизменных фондах снижаются фондоемкость и себестоимость добычи нефти и газа вследствие относительного уменьшения условно-постоянных расходов. В районах, где большинство месторождений находится на поздней стадии разработки, фондоемкость добычи нефти и газа высокая. [11]
В расчете перспективных цен на нефть нами предусматривается гри ценовые зоны. Ценовая зона с единым уровнем цены дфя всех объединений, входящих в нее, формируется с учетом Примерно одинакового уровня текущих затрат и фондоемкости добычи нефти. При этом норматив платы за про-изводстиенные фонды сохранен на ныне действующем уровне - 11 % от остаточной стоимости скважин и 6 % от первоначальной стоимости остальных фондов. [12]
Из табл. 6 видно, что при равных капитальных вложениях вариант нового бурения обеспечил в течение трех лет больший объем добычи нефти. Таким образом, напрашивается вывод о более высокой эффективности варианта нового бурения. Нелогичность его становится очевидной, если сравнить фондоемкость добычи нефти по вариантам. [13]
 |
Зависимость дебита скважин ( сплошные. [14] |
Шкаповского месторождения, разбуренный по сетке 30 га / скв; фондоемкость добычи нефти на объекте Д: Туйма-зинского месторождения ниже, чем на пласте Дт Серафимовско-Лео - нидовского месторождения, хотя сетка скважин у последнего объекта более редкая. [15]
Страницы: 1