CC BY
51
УДК 622.276.6 + 622.276.344 В.Т. Онищенко
ПОКАЗАТЕЛИ, МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА ПРИ ОЦЕНКЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В ОБЛАСТИ ДОБЫЧИ И ХРАНЕНИЯ ГАЗА В ООО «КУБАНЬГАЗПРОМ»
В действующих в настоящее время "Временных методических указаниях по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО "Газпром", утвержденных 17.08.01 г., конкретизированы алгоритмы решения, связанные с выполнением расчета экономического эффекта от применения новой техники (технологии).
Эти указания являются основополагающими при выполнении всех расчетов на стадиях технико-экономического обоснования, при выборе наилучшего варианта и определении экономического эффекта (ожидаемого и фактического) от применения мероприятий новой техники, что предполагает:
- проведение оценки экономического эффекта с учетом всех сопутствующих позитивных и негативных (если они имеют место) результатов, включая экологические и социальные;
- проведение оценки экономического эффекта по всему циклу создания, использования (включая проведение НИОКР) и освоения, а также весь период использования новых локальных мероприятий в Обществе;
- применение в расчетах действующих цен и тарифов на продукцию и услуги, установленных действующим законодательством нормативов опла-
ты, отчислений от прибыли, сметных расчетов и других показателей, отражающих эффективность использования в сравнении с базовым вариантом.
В рассматриваемом документе не учитываются все вопросы, связанные с фактором проявления определенных специфических особенностей производственно-технических показателей при внедрении новой техники на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).
Для условий ООО "Кубаньгаз-пром" рассматриваются ряд направлений использования научно-технических мероприятий по основным видам деятельности.
В области разработки и эксплуатации газовых и нефтегазовых месторождений и ПХГ: новые или усовершенствованные технологические процессы интенсификации добычи газа и воздействия на призабойную зону скважин при закачке и отборе газа на ПХГ; технические средства для эксплуатации, подземного и капитального ремонта скважин; технические средства и технологические процессы сбора, подготовки и транспорта газа и конденсата; системы автоматизации и управления процессами добычи и транспорта газа; вскрытие пластов горизонтальными скважинами; мето-
ды и средства борьбы с коррозией газопромыслового оборудования; технические средства и технологические процессы для проведения геофизических работ, строительства переходов, химические материалы для интенсификации добычи газа и др.
При строительстве скважин: применение новых и совершенствование применяемых технологических комплексов; технологических процессов промывки, крепления и заканчивания скважин; технические средства для испытания скважин и др.
При магистральном транспорте газа: повышение использования мощности компрессорных станций; повышение надежности оборудования газопроводов; совершенствование методов и средств борьбы с потерями газа.
Прочие виды мероприятий, использование которых обеспечивает улучшение технико-экономических показателей технологических процессов и производства работ, в том числе связанных с обслуживанием газопромысловых объектов, как-то: энергетика, автотранспорт, подъемные механизмы и т.п.
1. Показатели и методы их расчета
Принципы и методические приемы расчета технико-экономических показателей применения на газовых месторождениях и ПХГ локальных научно-технических мероприятий, разработанных научно-исследовательскими, проектно-конструкторскими организациями, производственными службами и отдельными специалистами рассчитываются при наличии сопоставимых условий сравнения различных вариантов проектов в аналогичных геолого-географических условиях.
При оценке эффективности научно-технических мероприятий особен-
но важно определить, какой суммарный эффект, выраженный в хозрасчетных показателях, фактически получен за счет применения.
Этот эффект может проявиться в снижении трудоемкости и
материалоемкости, увеличении
объема производства, улучшении качества продукции, что сказывается на повышении производительности труда, сокращении эксплуатационных расходов, уменьшении капитальных вложений, и в итоге обеспечивает получение прироста прибыли.
За базовый вариант (без применения) принимается вариант использования техники (технологии) в процессе добычи углеводородов, закачки и отбора, транспорта газа и других видов производства за такой же период сравнения в случае, когда природные условия функционирования объектов во времени существенно не меняются.
В экономических обоснованиях и расчетах эффективности научно-технических мероприятий, кроме стоимостных используются также натуральные показатели: прирост добычи газа и конденсата, увеличение приемистости при закачке и отборе газа на ПХГ, расход электроэнергии, топлива, масла, реагентов и других материалов, сокращение численности работающих, увеличение межремонтного периода работы оборудования, сокращение потерь газа и конденсата, использование пластовой воды и др.
Дополнительная добыча газа и конденсата и увеличение объемов закачки - отбора газа на ПХГ учитывается в расчетах экономической эффективности по мероприятиям, объектом действия которых является призабойная зона соответствующих скважин, а также по другим мероприятиям, обеспечивающим увеличение добычи газа (конденсата) или закачки-отбора газа на ПХГ при при-
менении научно-технических мероприятий.
Дополнительная добыча углеводородов (рост, стабилизация, снижение) устанавливается при помощи геологотехнологических расчетов (с привлечением газогидродинамических исследований) и являются необходимыми для экономической оценки.
Увеличенный объем закачки-отбора газа на ПХГ, обусловленный внедрением мероприятий на скважинах, оценивается сопоставлением производительности и газогидродинамических характеристик скважин «без применения и с применением».
2. Капитальные вложения
Суммарные капитальные вложения, связанные с внедрением научнотехнических мероприятий, при выполнении расчетов экономической эффективности определяются по общему методу, при этом учитывается:
- стоимость объектов строительства, необходимых для реализации предложенных мероприятий (включая приобретение оборудования и строительно-монтажные работы);
- стоимость необходимых производственных площадей и других элементов основных фондов, непосредственно связанных с использованием научно-технических мероприятий;
Стоимость основных производственных фондов определяется по фактической стоимости на основе данных бухгалтерского учета.
3. Об учете эксплуатационных затрат
В анализируемом периоде по каждой скважине, где внедрено мероприятие, определяются технологический эффект и затраты связанные с внедрением.
Общий экономический эффект по группе скважин на анализируемом месторождении определяется суммированием результатов по отдельным
скважинам с учетом затрат на неэффективные работы.
Применение отдельных видов научно-технических мероприятий в ряде случаев может непосредственно влиять на изменение отдельных видов расходов (например, на расход электроэнергии при автоматизации, на расход воды и т.д.).
В виду того, что отдельные виды затрат изменяются в зависимости от числа скважин, величины забойного давления, объема добычи газа, затраты на добычу газа и конденсата на конкретном месторождении включают расходы на обслуживание скважин (оплата труда с начислениями, амортизация, аренда основных фондов), которые относятся на одну среднедействующую скважину, а также материальные и прочие расходы (с учетом уточнения технических и технологических и организационных факторов), относятся на 1 тыс.м3 добываемого газа.
В добыче углеводородов, транспорте и хранении газа эксплуатационные затраты по базовой (без новой) и с новой (внедряемой) техникой (технологией) определяются, исходя из затрат, исчисленных по материалам отчетной (фактической) себестоимости за год, предшествующий началу внедрения (при расчете ожидаемого эффекта), а при расчете фактического экономического эффекта - по затратам, которые устанавливаются на основе фактических расходов за период определения эффекта. При этом общие затраты на добычу углеводородов, транспорт и хранение по базовому и внедряемому вариантам исчисляют по соответствующим статьям затрат.
В расчетах оценки себестоимости продукции учитываются только те затраты, которые изменяются в связи с внедрением.
При расчете годовой фактической экономической эффективности внедрения научно-технических мероприятий используются фактические данные об изменении показателей производственно-хозяйственной деятельности на конкретных объектах (месторождениях, ПХГ и др.).
Расчеты дополнительной добычи углеводородов на газовом (нефтегазовом) месторождении и увеличенного объема закачки-отбора газа на ПХГ проводятся соответственно геологическими службами структурных подразделений с обязательным утверждением (согласованием) в Обществе.
Эксплуатационные расходы добычи углеводородов определяются отдельно по газу и конденсату (если его добыча имеет место) по каждой анализируемой скважине или группе скважин на конкретном месторождении в текущем году (квартале, полугодии и т.д.) на основе фактических данных (формы 20 ГАЗ).
Себестоимость добычи 1 тыс. м3 газа без проведения мероприятия по повышению производительности скважин (С1) рассчитывается исходя из фактических условно-постоянных затрат предприятия, приходящихся на 1 скважину (или анализируемую группу) и условно-переменных затрат
13
тыс. м по статьям затрат на добычу газа по формуле:
З
С =
02 - до
(1)
С = —
2
общий прирост дополнительной добычи газа по скважине (группе скважин) за счет действия мероприятия в текущем году, тыс. м3.
Себестоимость 1 тыс. м3 дополнительной добычи газа с использованием научно-технических мероприятий (С2) определяется по формуле:
З^ (2)
до
где С2 - себестоимость 1 тыс. м3 дополнительно добытого газа, руб.; 31 -эксплуатационные расходы на проведение мероприятия, руб.; 32 - эксплуатационные расходы, связанные с дополнительной добычей газа, руб.
Себестоимость добычи конденсата без проведения мероприятия по повышению производительности скважин рассчитывается по формуле:
З
С11 = —г (3)
012 -до1
где 31 - эксплуатационные расходы по скважине (группе скважин) на анализируемом месторождении в текущем году без затрат на проведение мероприятия, руб.; &2 - фактическая добыча конденсата по скважине (группе скважин) в текущем году, т; Дф1 - дополнительная добыча конденсата по скважине (группе скважин) за счет действия мероприятия в текущем году, т.
Себестоимость 1 т дополнительно добытого конденсата с использованием научно-технических мероприятий определяется по формуле:
где С - себестоимость 1 тыс. м газа без проведения мероприятия, руб; 3 -эксплуатационные расходы по скважине (группе скважин) на анализируемом месторождении в текущем году без затрат на проведение мероприятия, руб.; ф2 - фактическая добыча газа по скважине (группе скважин) в текущем году, тыс.м3; Дф -
З\ + З1
до1
(4)
где С 2 - себестоимость 1 т дополнительно добытого конденсата, руб.; 3\
- эксплуатационные расходы на проведение мероприятия, руб.; 3г2 - эксплуатационные расходы, связанные с дополнительной добычей конденсата, руб.
4. Расчет годового экономического эффекта
Методология экономической оценки проектов до разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, отличается от оценки новых проектов разработки, т.е. подготовленных к разработке месторождений, где добыча углеводородов еще не начиналась.
Экономический эффект применения научно-технических мероприятий за расчетный год (период) определяется как разница между стоимостной оценкой результатов осуществления мероприятия и стоимостной оценкой затрат на осуществление мероприятия на базе сравнения двух вариантов «без Проекта» и «с Проектом».
Экономия эксплуатационных расходов от внедрения новой техники рассчитывается по формуле:
ДС = (С - С2) хдо + (Збт - Знт) (5)
где ДС - экономия эксплуатационных расходов, руб.; С1 и С2 - себестоимость производства единицы продукции без внедрения и при внедрении мероприятий, руб.; Дф - дополнительный (увеличенный) объем продукции, обусловленный внедрением мероприятия в сравнении без мероприятия в натуральных единицах; 3^т
- затраты по базовому мероприятию без внедрения, руб.; 3нт - затраты на внедрение, руб.
В качестве основных показателей, характеризующих экономическую эффективность применения научно-технических мероприятий используются: прирост добычи углеводородов на нефтегазовых месторождениях, сокращение их потерь при транспорте и хранении и соответственно полученный прирост чистой прибыли.
Укрупненную оценку экономической эффективности внедрения научно-технических мероприятий, связан-
ных с увеличением добычи углеводородов (газа, газоконденсата), можно определять через критерий окупаемости, а именно, коэффициентом представляющим собой отношение стоимости дополнительно полученного объема продукции за счет мероприятия к суммарным расходам, связанным с применением этого мероприятия.
5. О принципах учета и распределения прямых и косвенных затрат в подразделениях связанных с добычей газа и конденсата по отдельным месторождениям
В процессе проведения работ силами структурных подразделений недропользователя, а именно в газопромысловом управлении (ГПУ), аналитический учет расходов необходимо вести по отдельным месторождениям на основании первичной документации по учету материалов, расходов на оплату труда и других расходов, связанных с функционированием отдельных цехов и участков («участок обслуживания») ГПУ.
Внутри основного структурного подразделения (ГПУ) по «участкам обслуживания» (газопромысел, ремонтно-механические службы и др.) затраты, относимые к косвенным расходам, закрываются на основные виды деятельности в следующем порядке.
5.1 Входящий в структуру основного подразделения «участок обслуживания»:
- ведет ежемесячный учет рабочего времени по направлениям деятельности (для месторождения 1, для месторождения 2 и т.д.; «услуги на сторону», «общепроизводственные расходы» в процентном отношении к месячному фонду рабочего времени всех работников «участка обслуживания»);
- в необходимые сроки представляет соответствующие справки к табелю учета рабочего времени.
5.2 Бухгалтерия, отвечающая за учет затрат структурного подразделения, ведет раздельный учет затрат «участка обслуживания» по направлениям видов деятельности пропорционально рабочему времени, указанному в справке «участка обслуживания».
5.2.1 «Участок обслуживания» для месторождения 1;
5.2.2 «Участок обслуживания» для месторождения 2;
5.2.3 «Участок обслуживания» для месторождения 3 и т.д.;
5.2.4 «Участок обслуживания» -«Услуги на сторону»;
5.2.5 «Участок обслуживания» -«Общепроизводственные расходы»
(ИТР, подразделения и т.д.).
5.3 Вышеперечисленные затраты отражаются следующим образом:
- по пунктам 5.2.1, 5.2.2, 5.2.3,
5.2.4 - на затраты соответствующих месторождений по элементам;
- затраты по п. 5.2.5 - делятся между пунктами 5.2.1, 5.2.2, 5.2.3,
5.2.4 и др., соответственно, пропорционально заработной плате основных рабочих.
5.4 Учет затрат, связанных с работой специальной техники: водителей, машинистов, мотористов и др. учитывается на основании путевых листов и заявок с отметками (руководителей и мастеров промыслов) о времени, проработанном на том или ином месторождении.
5.5 Все (общепроизводственные расходы), связанные с руководством аппарата «участка обслуживания», относятся к косвенным расходам и закрываются на основные виды деятельности пропорционально затратам по месторождениям и др., получившимся после распределения затрат «участка обслуживания».
6. Схема расчета годового экономического эффекта вне-
дрення научно-технического мероприятия
6.1 Общие сведения (аннотация) содержит наименование мероприятия, название организации разработчика (проектировщика), техническую характеристику, результаты опытных работ по испытанию в промысловых условиях (акты комиссий о принятии в установленном порядке), принципиальные отличия со сравниваемым вариантом.
6.2 Основные показатели проявления экономической эффективности внедрения научно-технических мероприятий по сравнению с заменяемой (традиционной) на данном предприятии (месторождении, ПХГ и т.д.). Форма проявления эффективности мероприятия (повышение производительности труда, снижение эксплуатационных затрат, увеличение дебита скважин, пропускной способности газопроводов, срока службы и т.д.).
6.3 Филиалы Общества представляют исходные данные для расчета, объем, сроки и место внедрения и др. о внедрении научно-технических мероприятий. В материалах приводятся сведения, подтверждающие фактический объем внедрения, основные технико-экономические показатели по базовому (без проекта) и внедряемому вариантам, которые подписываются руководством филиала.
6.4 Расчет годового экономического эффекта научно-технических мероприятий выполняется на основе представленных фактических данных структурного подразделения Общества.
7. Определение долевого участия в экономическом эффекте
Экономический эффект применения научно-технических мероприятий является комплексным итогом деятельности научных, проектно-
№ п/п Виды работ Размер долевого участия в %
1 Научно-исследовательские и проектно-конструкторские работы до 50
2 Технологические работы и работы по подготовке производства до 30
3 Работы по освоению и организации внедрения новой техники до 50
Итого: 100
конструкторских и структурных производственных подразделений Общества.
Для оценки вклада каждой из этих организаций выявляется доля их участия в экономической эффективности на основе учета затрат труда, творческого вклада в разработку, использование мероприятий и получения эффекта. Исходя из специфики выполняемых работ, устанавливается распределение доле-
вого участия в экономическом эффекте по согласованию между исполнителями в следующих размерах (таблица).
Приведенный в статье разработанный автором методический подход оценки экономической эффективности от внедрения научно-технических мероприятий в области добычи и хранения газа в ООО «Кубаньгаз-пром» успешно используется. ШИЗ
— Коротко об авторе ---------------------------------------------------
Онищенко В. Т. - кандидат экономических наук, генеральный директор ЗАО «Газ-технология».
--------------------------------------------- РУКОПИСИ,
ДЕПОНИРОВАННЫЕ В ИЗДАТЕЛЬСТВЕ
МОСКОВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ГОРНОГО УНИВЕРСИТЕТА
1. Кусов А.Е. Разработка новых технологий отбойки горных пород (627/06-08 — 14.03.08) 4 с.
2. Кусов А.Е. Разработка породоразрушающего инструмента для бурения взрывных скважин (628/06-08 — 14.03.08) 4 с.
