Автоматизированная система управления организационно техническими мероприятиями по внедрению нов (стр. 6 из 23)
где Э - экономический эффект от внедрения мероприятия, руб.;
Ц - средневзвешенная цена реализации нефти по всем рынкам сбыта за отчетный период без НДС и экспортной пошлины, руб./т;
- удельные коммерческие затраты (расходы по доставке нефти), руб./т; 
- удельные условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т; 
- ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб./т; 
- дополнительная добыча нефти, полученная за счет внедрения мероприятия, т; 
- затраты на внедрение мероприятия без НДС, руб.;Н — прочие налоги и платежи (налог на прибыль, налог на имущество),
Расчет условно-переменных затрат на добычу 1 т нефти (
) производится делением суммы условно-переменных затрат за отчетный период на объем товарной нефти. Условно-переменные затраты рассчитываются согласно «Методических рекомендаций по определению условно-постоянных и условно-переменных затрат по ОАО «Татнефть» (уточненные)».6. В случае, если дополнительная добыча нефти обусловлена приростом среднесуточного дебита скважины, объем дополнительной добычи нефти за период определяется по формуле:
где
- среднесуточный дебит нефти скважины после внедрения мероприятия, т/сут.; 
- среднесуточный дебит нефти скважины до внедрения мероприятия, т/сут.;Т- продолжительность эксплуатации скважины в отчетном периоде, сут.
Экономический эффект от внедрения мероприятий, приводящих наряду с повышением добычи нефти к изменению обводнённости продукции скважин, рассчитывается по формуле:
где
- добыча жидкости после внедрения мероприятия за отчетный период, т; 
- добыча жидкости до внедрения мероприятия за отчетный период, г, 
-удельные условно-переменные затраты на отбор жидкости, руб./т. 
- удельные условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.Для расчета показателей
и - производится разделение условно-переменных затрат на затраты, зависящие от*отбора жидкости, и затраты, зависящие от добычи нефти. В общем случае, условно-переменная часть затрат по статьям «Расходы на энергию по извлечению нефти», «Расходы по искусственному воздействию на пласт» и «Расходы по сбору и транспортировке нефти» относится на жидкость — сумма условно- переменных расходов по данным статьям делится на объем отбора жидкости за отчетный период. Условно-переменная часть расходов по статье «Расходы по технологической подготовке нефти (обезвоживание)» относится на нефть - делится на объем товарной нефти.7. При оценке экономической эффективности геолого-технических мероприятий, осуществление которых приводит к изменениям отбора нефти и (или) воды, выбор базы сравнения должен учитывать горно-геологические особенности конкретного участка недр, а также физико-химические свойства добываемых углеводородов.
8. При оценке эффективности мероприятий НДПИ рассчитывается с учетом коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр. Коэффициенты, характеризующие степень выработанности запасов конкретных участков недр, принятые для расчетного года, предоставляются технологическим управлением по разработке нефтяных и газовых месторождений ОАО «Татнефть» не позднее 1 февраля текущего года.
9. При определении эффекта от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов необходимо проводить анализ с целью отделения эффекта выполнения мероприятия от результата текущей технологической работы (замена изношенного глубинно-насосного оборудования на новое, увеличение параметров работы станка-качалки, типоразмера глубинного насоса и т.д.).
В данном случае эффектом от выполнения мероприятий будет являться та часть дополнительно добытой нефти, которая обусловлена увеличением коэффициента продуктивности, охвата пласта вытеснением и (или) уменьшением обводнённости продукции скважин в зоне внедрения мероприятия.
10. При проведении на одном объекте (участке) двух и более мероприятий необходимо проводить разделение полученного эффекта.
При проведении работ с применением МУН и интенсификации добычи нефти разделение эффекта производится управлением «ТатАСУнефть» в соответствии с методикой определения дополнительной добычи нефти при наличии акта о проведении второго мероприятия или по заданию нефтедобывающего предприятия, работающего на объекте применения мероприятия.
В случае проведения второго мероприятия базу сравнения для второго мероприятия определяют по истечению не менее трёх месяцев стабильной работы участка.
В случае проведения второго мероприятия; одновременно с первым при разделении эффекта используются нормативные величины эффективности МУН по данным института
«ТатНИПИнефть». За базу сравнения принимаются показатели эксплуатации скважин без предлагаемого оборудования.
Экономический эффект рассчитывается согласно основных требований «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности» по формуле:
Эт=Рт-Зт,
где Рт – стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия;
Зт – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия.
Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия формируется за счёт выручки от реализации дополнительно добытой нефти, экономии затрат на исследование скважин.
Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия складывается за счёт дополнительных капвложений, увеличения затрат на электроэнергию, затрат на изменение параметров, условно временных затрат на добычу нефти, дополнительных налоговых отчислений.
3.2.3 Решение задачи на контрольном примере
Расчет экономического эффекта составлен на основании фактических исходных данных ОАО «Татнефть» за 9 месяцев 2006 года (таблице 3.2.3.1). Дополнительные капвложения в новом варианте по сравнению с базовым составляют 58,4 тыс.руб. Среднее увеличение дебита скважин, достигаемое при внедрении нового оборудования, составляет 1%. Кроме того, достигается снижение простоя скважин на 26 часов в год. Уменьшение энергозатрат вследствие уменьшения потребления электроэнергии составляет 5%.
Оценка экономического эффекта за расчётный период представлена в таблице 3.2.3.2 Расчётный период охватывает время осуществления инвестиций и период эксплуатации оборудования. Период инвестирования предшествует моменту внедрения мероприятия. Инвестиции осуществляются в два этапа: в третьем квартале закупается оборудование, в четвёртом – выполняются строительно-монтажные работы. Моментом приведения является квартал начала финансирования работ по внедрению мероприятия. Расчёт за первый год учёта эффекта выполнен в поквартальной разбивке.
Чистый дисконтированный доход за весь период работы оборудования равен 139.7 тыс.руб. потребность в дополнительном финансировании поданному мероприятию представлена дисконтированными дополнительными затратами на внедрение до начала получения эффекта (дополнительные инвестиции плюс затраты на НИОКР.) Сумма потребности составляет 71,4 тыс.руб. Индекс дисконтированной доходности дополнительных затрат равен 2,0.
Расчёт сопоставимых амортизации и налога на имущество по вариантам представлен в таблице 3.2.3.3 Данные показатели используются при расчёте эффекта ха квартал и рассчитываются делением суммы дисконтированных амортизации и налога на имущество на сумму годовых коэффициентов дисконтирования за срок службы оборудования.
В расчёте экономической эффективности за квартал (таблица 3.2.3.4) сопоставимая стоимость единовременных затрат (инвестиций и затрат на ПРС) определяется в размере ¼ от годовой сопоставимой стоимости. Годовая сопоставимая стоимость определяется как отношение приведённой суммы единовременных затрат к сумме годовых коэффициентов дисконтирования за срок службы оборудования. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти, а также все затраты по операционной деятельности рассчитываются по результатам работы за квартал. Амортизация и налог на имущество рассчитываются в размере ¼ от годовой сопоставимой стоимости. Среднеквартальная эффективность мероприятия составляет 11,0 тыс.руб.за счёт снижения затрат (коэффициент к=0,5).
При расчёте удельного эффекта квартала внедрения (таблица 3.2.3.5) предусматривается внедрение оборудования с середины квартала (45 дней работы). Отнесение сопоставимой стоимости единовременных затрат амортизации и налога на имущество скважин осуществляется в части 45/365 от годовой сопоставимой стоимости. Рассчитанный эффект квартала внедрения составляет 5,5 тыс.руб., в том числе 5.39 тыс.руб. за счёт дополнительной добычи нефти и 2,11 тыс.руб. за счёт снижения затрат.