— удельным капиталовложениям;
— производительности труда;
— себестоимости продукции.
Кроме того, следует рассчитать объем грузооборота при использовании каждого вида сырья.
Выбор сырья проводится по минимуму приведенных затрат (3):
Зi= Сi+ Е Кi=min,
где Сi - себестоимость продукта из i-го вида сырья; Кi — капиталовложения; E - коэффициент приведения.
Себестоимость готового продукта (Сi) определяется как сумма затрат на добычу, обогащение, транспортировку и переработку сырья (в расчете на единицу готового продукта).
Сi= Сд + Соб + Ст р + Сп ,
где Сд—себестоимость добычи;
Соб — себестоимость обогащения; Стр — себестоимость транспортировки; Сп — себестоимость переработки.
Капиталовложения (Кi) рассчитываются по формуле:
Кi = Кд + Коб + Ктр + Кп,
где Кд — капиталовложения в добычу, Коб — капиталовложения в обогащение; Ктр — капиталовложения в транспорт; Ки — капиталовложения в переработку.
Весь расчет ведется в рублях на 1 т готовой продукции. При выборе сырья и материалов для той или иной отрасли химической промышленности следует исходить из:
— максимального использования местных видов сырья (местным называется сырье, которое не целесообразно перевозить на дальние расстояния);
— использования менее дефицитных видов сырья;
— возможностей промышленной переработки неиспользуемых отходов и побочных продуктов производства;
— возможности потребления искусственных материалов и заменителей;
— величины запасов сырья и соответствия сырья качественным свойствам будущего готового продукта;
— целесообразности использования сырья с точки зрения народнохозяйственной эффективности в рассматриваемый период именно в данной отрасли химической промышленности;
— наименьшей вредности рассматриваемого вида сырья для здоровья работающих;
— возможного сокращения грузооборота.
При выборе вида сырья необходимо все показатели — приведенные затраты, производительность труда, грузооборот, качество получаемой продукции, запасы сырья — рассматривать по совокупности с учетом условий производства продукции в данном конкретном случае [2].
1.5 Значение и пути экономии сырья
Партия и правительство намечают провести в девятой пятилетке большие мероприятия по снижению материалоемкости продукции. Экономия сырья и материалов позволит снизить себестоимость продукции и значительно уменьшить потребность в рабочей силе и капитальных вложениях. «Снижение материалоемкости продукции должно стать одним из критериев оценки научно-технического уровня производства в данной отрасли, на каждом предприятии».
Пути экономии сырья:
— сокращение потерь при переработке,
— совершенствование технологических режимов,
— разработка новых технологических процессов,
— комплексная механизация и автоматизация производства; -
— использование отходов при переработке сырья;
— сокращение потерь при хранении и транспортировке сырья, бережливость и строгий учет расходуемых материалов;
— переход на более экономичные виды сырья, замена пищевого сырья синтетическим.
2 Практическое исследование сырьевой базы химической промышленности РФ
2.1 Сырьевая база химической промышленности РФ
В истории российской нефтедобычи (преимущественно в советской) четко наблюдалась смена основных нефтедобывающих провинций: Кавказ - Волго-Урал - Западная Сибирь. Другие провинции не играли определяющей роли в структуре нефтедобычи [3]. При этом месторождения из каждого вновь вводимого региона получали «эстафету» от предшествующей доминирующей провинции в тот период, когда последняя находилась еще на пике нефтедобычи. Это позволяло до конца 80-х годов XX столетия постоянно наращивать уровень добычи нефти (в последние 15 лет в основном за счет освоения месторождений Западной Сибири).
С 80-х годов XX века по настоящее время наблюдается заметное ухудшение условий добычи как в целом по России, так и в Западной Сибири. Причины этого хорошо известны специалистам. Остановимся на некоторых из них.
В нефтяной промышленности происходит естественное качественное ухудшение состояния сырьевой базы вследствие выработки наиболее доступных и хорошо подготовленных месторождений. В настоящее время в среднем по стране начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны на 45 %. Для ряда длительно разрабатываемых крупнейших месторождений этот показатель существенно выше: по Самотлорскому - 63 %, Ромашкинскому - 85 % Мамонтовскому – 74 % и т.д. Доля запасов с выработанностью более 80 % превышает 1/4 запасов, разрабатываемых нефтяными компаниями.
По данным Министерства энергетики РФ [4], при сохранении существующих темпов добычи нефти, разведанные запасы открытых к настоящему времени месторождений будут исчерпаны к 2040 г. Из текущих запасов нефти 19 % находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % относятся к тяжелым и высоковязким нефтям (вязкостью более 30 мПа-с). Доля активных запасов нефти в балансе большинства нефтяных компаний составляет около 45 % и продолжает снижаться. Более 50 % разведанных перспективных недоказанных запасов находятся в неосвоенных недрах севера страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока, значительная доля ресурсов - в арктических широтах, освоение которых потребует больших капитальных вложений в развитие соответствующей транспортной структуры. Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь.
Начиная с 1994 г. до настоящего времени прирост запасов нефти и нестабильного конденсата не компенсировал объема их добычи и до 2001 г. составил 2030,1 млн. т. при добыче 2489,3 млн. т (восполняемость 81,6 %). Продолжают снижаться объемы разведочного и эксплуатационного бурения. Это те показатели, которые характеризуют вклад российских компаний в сохранение фундаментальных показателей отрасли в части воспроизводства ресурсной базы [5].
Катастрофически снижаются запасы уникальных и крупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1.4 %) и 6553,78 млн. т (на 24,3 %) по отношению к 1994 г. В то же время число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на 11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.
Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а с дебитами до 10 т/сут - 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. Это означает, что на 1 т добытой нефти извлекается более 5 т воды. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию на начало 2000 г. число неработающих скважин равнялось около 33 тыс., т.е. 24,4 % добывающего фонда скважин.
В перспективе до 2007 г. прогнозируется увеличение объема добычи сырой нефти на 8,5 % с последующим падением примерно 1,0-1,2 % в год в зависимости от сценария развития рынка энергоносителей.
Шаимский нефтегазоносный район является старейшим нефтедобывающим районом Западной Сибири, по которому в течение более 40 лет накоплен богатейший опыт поисково-разведочных работ. За этот период открыто 21 месторождение нефти и введено в эксплуатацию 17. Несмотря на солидный возраст и значительные отборы запасов нефти (около 70 %), район сохраняет устойчивые перспективы прироста запасов, что обеспечивается существенными вложениями в геологоразведочные работы.
Первые нефтяные месторождения Западной Сибири были открыты в наиболее сложных по геологическому строению юрских продуктивных отложениях Шаимского района. Непростая геология нефтяных залежей повлияла на эффективность их разведки и освоения. Впервые гипотеза о перспективах нефтегазоносности юрских отложений Западно-Сибирской плиты была высказана академиком И.М. Губкиным на Урало-Кузбасской сессии Академии наук СССР в 1932 г. в г. Свердловске и позднее более обстоятельно сформулирована.
До начала 50-х годов XX века практически все геолого-поисковые работы в Шаимском районе носили маршрутный, рекогносцировочный характер. Значительное внимание изучению его геологического строения стали уделять после открытия Березовского газового месторождения (1953 г.). В 1958 г. сейсморазведочными работами выявлены Трехозерное и Мулымьинское локальные поднятия. В сентябре 1959 г. вблизи сета Шаим по рекомендациям геофизиков была пробурена первая поисковая скв. 2П Мулымьинская, при опробовании которой 25 сентября впервые получили приток нефти дебитом около 1 т/сут. С этой даты начинается история открытия тюменской нефти.
Промышленная значимость залежей нефти в Шаимском районе быта установлена последующим бурением и опробованием разведочных скважин: 7Р Мулымьинская (апрель 1960 г. дебит около 10 т/сут) и 6Р Трехозерная, из которой в июне 1960 г. был получен фонтанный приток нефти дебитом более 300 т/сут. Скв. 6Р Трехозерная считается первооткрывательницей первого в Западной Сибири нефтяного месторождения – Трехозерного, в результате в Шаимском районе значительно возросли объемы геологоразведочных работ.
В процессе проведенных поисково-разведочных работ в настоящее время промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях коры выветривания палеозойского складчатого фундамента, тюменской и абалакской свит. Запасы в нефтяных и нефтегазовых залежах сосредоточены на глубинах от 1600-1700 м (пласт П) до 2200-2300 м (пласты Т. KB). Месторождения имеют различные историю и длительность эксплуатации: одни из них (центральная и южная части района) были открыты и стали разрабатываться еще в начале 60-х годов XX века, другие (северная часть района) были разведаны и введены в эксплуатацию недавно.