В газодобывающей промышленности стоимость разведочных скважин, давших газ, отражается в себестоимости добычи газа, т. е. учитываются те средства производства, созданные в геологической разведке, которые передаются в состав основных фондов добывающих отраслей. Однако удельный вес затрат на разведку, включавшихся в себестоимость добычи полезных ископаемых, в общих затратах был очень незначительным. Так, в газовой промышленности он не превышал 3%, а в нефтяной составлял 10—15%. [c.72]
Сдвиги в размещении объемов производства оказывают существенное влияние на формирование среднеотраслевых удельных технико-экономических показателей стоимости и скорости бурения, себестоимости добычи газа, показателей производительности труда и др. [c.181]
Природный, нефтяной и сланцевый газы объединениям по транспорту и поставкам газа и газоперерабатывающим заводам отпускают по оптовым ценам предприятий. Оптовая цена предприятий включает следующие основные элементы себестоимость добычи газа, в том числе себестоимость геологоразведочных работ плату за производственные фонды, рентные платежи, предусматривающие изъятие дифференциальной ренты у предприятий, которые находятся в более благоприятных природных и транспортных условиях по сравнению с другими отраслями топливной индустрии, например с угольной промышленностью, где затраты общественного труда значительно выше, чем в газовой промышленности прибыль предприятий, направляемую для образования поощрительных фондов предприятия свободный остаток прибыли, поступающей в государственный бюджет. [c.60]
Особенности организации производственных процессов в газодобыче заключаются в необходимости извлечения газа из недр Земли. При этом газ является безвозмездным даром природы, а следовательно, в газодобывающей промышленности, как и в любой добывающей отрасли, отсутствуют затраты на сырье, что оказывает влияние на структуру, уровень и планирование технико-экономических показателей газодобычи. Например, здесь сырье не является частью себестоимости добычи газа. Влияние природного фактора проявляется и в процессе воздействия на предмет труда (газ в пластовых условиях) необходимость рационального использования и поддержания пластового давления, выбор рационального числа и расстановки скважин для увеличения отдачи пластов и сокращения эксплуатационных расходов, капитальных вложений и приведенных затрат. [c.107]
Особенностью производственных процессов в газодобыче является удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования от персонала, обслуживающего это оборудование. Человек воздействует на предмет труда не непосредственно, а через газовые скважины. Отсюда возникает необходимость планирования и организации постоянного капитального строительства в добыче газа — бурения скважин. В связи с этим при эксплуатации газодобывающих скважин появляются такие статьи расхода в себестоимости добычи газа, как текущие подземные ремонты и амортизация скважин. [c.107]
Экономические показатели разработки Вуктыльского месторождения приведены в табл. 3.11. Себестоимость добычи газа здесь значительно выше, чем по другим крупным месторождениям. Это обусловлено увеличением затрат по статьям Общепромысловые и прочие расходы , в которые включаются расходы, возникающие вследствие удаленности района, а также неблагоприятных климатических условий и др. [c.44]
Годы Добыча газа, млрд. м3 Фондоотдача, М3/РУб. Себестоимость добычи газа, руб/1000 м Добыча газа на одного работающего, млн. м /год [c.45]
Увеличение доли скважин в стоимости основных фондов, в свою очередь, обусловливает увеличение доли амортизации скважин в себестоимости добычи газа — до 63% в 1972 г. против 31,2% по всем газовым месторождениям СССР. С этим связано уменьшение [c.46]
По отдельным месторождениям края экономические показатели добычи газа колеблются в значительных пределах. При средней себестоимости добычи газа в 1972 г. в 1,35 руб/1000 м3 (без затрат на возмещение геологоразведочных работ) по Ленинградскому месторождению она достигла 2,53 руб/1000 м3, по Кущевскому и Крылов-скому соответственно 0,63 и 0,68 руб/1000 м3. Такие колебания себестоимости обусловлены различными горно-геологическими условиями, а также размерами добычи газа. Кроме того, Кущевское и Крыловское месторождения еще не вступили в период падающей добычи. [c.51]
Средняя себестоимость добычи газа на рассматриваемых месторождениях Краснодарского края в последние годы была значительно выше, чем по другим крупным газовым месторождениям СССР. Такие различия обусловлены уменьшением годовой добычи газа, падением дебитов скважин, а также наличием в газе конденсата, углекислоты, что требует увеличения расходов метанола на промысловую обработку газа, проведение мероприятий по борьбе с коррозией и др. Структура себестоимости добычи газа по газовым месторождениям СССР и объединению Кубаньгазпром выражается следующими цифрами (в % к итогу) [c.52]
В настоящее время на месторождениях, вступивших в последнюю стадию их разработки, осуществляется ряд технических мероприятий, направленных на повышение газоотдачи. Эти мероприятия не могут предотвратить ухудшение экономических показателей, но все же они способствуют некоторому повышению фондоотдачи и снижению себестоимости добычи газа в последний период разработки месторождений. [c.52]
В структуре себестоимости добычи газа на амортизацию скважин и газосборных сетей приходится 43%. Большой удельный вес падает на цеховые и общепромысловые расходы (55%), что вызвано значительными затратами на содержание общезаводского персонала (в частности, охраны), отчислениями на содержание вышестоящих организаций (6% себестоимости), затратами на транспорт и др. Себестоимость добычи газа характеризуется низким удельным весом фонда заработной платы работников основного производства — 1,3% в 1972 г., что обусловливается уменьшением численности работающих вследствие внедрения автоматизации. Это обстоятельство в свою очередь привело к резкому увеличению производительности труда — более 80 млн. м3/год на одного работающего — в 5 раз больше средней по СССР производительности труда в газодобывающей промышленности. Показатели табл. 3.24 учитывают себестоимость добычи газа без затрат по установкам низкотемпературной сепарации, осушки, а также по ДКС. Себестоимость подготовки 1000 м3 газа на установках осушки и НТС в 1969—1971 гг. составила [c.67]
В структуре себестоимости добычи газа всех рассматриваемых месторождений очень большой удельный вес занимают цеховые и общепромысловые расходы — 40—60%. Это связано с тем, что месторождения удалены от населенных пунктов на большие расстояния и поэтому необходимо создавать значительные подсобно-вспомогательные службы. По некоторым месторождениям (например, Шах-пахты) велики транспортные расходы, так как здесь широко применяется вертолетное сообщение и перевозка грузов осуществляется автомашинами повышенной проходимости. В общепромысловых расходах наибольший удельный вес занимают затраты по содержанию аппарата управления и подсобно-вспомогательных служб. [c.68]
По всем месторождениям республики в последние годы снижаются показатели фондоотдачи и растет себестоимость добычи газа. Это обусловлено вводом в разработку месторождений с годовыми отборами газа в 10—15 раз меньшими, чем по Газли, необходимостью создания на новых месторождениях всего комплекса служб, требуемых для их нормальной работы, а также тем, что горно-геологические условия вновь вводимых месторождений хуже чем на Газли. [c.68]
Экономические показатели разработки месторождения за 1967— 1972 гг. приведены в табл. 3.25. Всего за этот период извлечено 46,5 млрд. м3 газа — 30,5% начальных запасов газа. Стоимость основных фондов на 1/1.1973 г. составила 44,3 млн. руб., в том числе стоимость скважин — 16,4 млн. руб. В структуре себестоимости добычи газа здесь, как и по другим месторождениям Средней Азии, [c.69]
Добыча газа в 1972 г. составила 2,0 млрд. м3, в 1973 г. — 9,1 млрд. м3. К концу 1973 г. на месторождении пробурено 34 скважины. Стоимость основных фондов на 1/1 1974 г. достигла 141,8 млн. руб., в том числе скважин — 21,4 млн. руб., зданий — 34,9 млн.руб., газопроводов — 12,5 млн. руб., передаточных устройств — 22,0 млн. руб., машин и оборудования — 29,4 млн. руб. Себестоимость добычи газа в 1973 г. составляла 1,35 руб/1000 м3 (без затрат на геологоразведочные работы). [c.72]
Добычу газа на Оренбургском месторождении предполагается в ближайшие годы довести до 45 млрд. м3 в год. Для извлечения указанного количества газа потребуется ввести около 500 скважин. Суммарные капиталовложения в разработку месторождения составят около 0,9 млрд. руб. средняя себестоимость добычи газа (без затрат на сероочистку) за время извлечения основных запасов газа около 1,7 руб/1000 м3. [c.73]
Иначе обстоит дело в газодобывающей промышленности. При равномерном (во времени) начислении реновации и снижении добычи газа (в результате истощения месторождения) уровень себестоимости добычи газа будет неуклонно возрастать. Это отрицательно сказывается на всех финансовых показателях работы газодобывающего предприятия (табл. 5.10). [c.115]
При всей своей условности этот пример достаточно показателен именно такова динамика себестоимости в тех районах, где имеется много истощенных месторождений. Например, по Куйбышевской области себестоимость добычи газа возросла с 2,20 руб/1000 м в 1965 г. до 5,41 руб/1000 м в 1969 г. по Краснодарскому краю — с 0,55 руб/1000 м3 в 1961 г. до 1,10 руб/1000 м3 в 1971 г. [c.115]
Себестоимость добычи газа в зависимости от уровня добычи (без учета затрат на геологоразведочные работы) [c.116]
Достаточно сложным является вопрос об отчислениях на погашение затрат по подготовке запасов газа. Начиная с 1 июля 1967 г., затраты на геологопоисковые и разведочные работы находят свое отражение в себестоимости добычи газа подобно реновационным отчислениям, в виде отдельной статьи Отчисления на покрытие затрат по геологопоисковым и геологоразведочным работам . С 1/1 1975 г. в газодобывающей промышленности действует практически единая ставка отчислений на погашение затрат по геологопоисковым и разведочным работам в размере 1,5 руб/1000 ж3. В действительности [c.116]
До настоящего времени степень извлечения газа из недр не учитывается при определении стоимости подготовки запасов. Практически это означает, что стоимость подготовки запасов занижается и затраты на подготовку запасов не находят полного отражения в себестоимости добычи газа. Это видно из следующего примера [c.118]
В структуре себестоимости добычи газа заработная плата про-мышленно-производственного персонала составляет более 10% от всех затрат. Поэтому повышение производительности труда будет способствовать снижению себестоимости добычи газа. [c.120]
СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ ГАЗА И РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА [c.128]
Одним из основных показателей, характеризующих экономику газового промысла и отрасли в целом, является себестоимость добычи газа. В показателях себестоимости находят отражение практически все стороны производственной деятельности промысла — изменение объемов добычи газа, использования основных и оборотных фондов, прогресс в технике и технологии добычи газа, повышение уровня организации производства. Вместе с тем на показатели себестоимости, так же как и на другие показатели добычи газа, значительное влияние оказывают горно-геологические условия. [c.128]
Структура себестоимости добычи газа характеризуется высоким удельным весом амортизации — более 50% в среднем по СССР. В этом отношении она близка к структуре себестоимости добычи нефти и намного отличается от структуры затрат по другим отраслям горнодобывающей промышленности, где основную часть себестоимости продукции составляют заработная плата и отчисления на социальное страхование. Так, в угольной промышленности заработная плата составляет примерно 55% всех эксплуатационных затрат, а амортизация — менее 15%. [c.128]
По мере разработки месторождения в связи с необходимостью ввода новых скважин, газосборных сетей и прочих объектов газопромыслового хозяйства увеличивается себестоимость добычи газа. По многим крупным газовым месторождениям себестоимость добычи газа за период извлечения основных запасов газа по сравнению с первыми годами разработки увеличивается в 2 раза и более. [c.130]
Как уже указывалось, показатели себестоимости добычи газа по отдельным промыслам колеблются в больших пределах. Для установления влияния различных факторов на величину показателя была исчислена себестоимость добычи газа при различных дебитах скважин, стоимости бурения, стоимости газосборных сетей, численности работающих. Расчеты выполнялись применительно к условиям разработки крупных газовых месторождений южных районов европейской части СССР.. [c.130]
Расчеты показали, что если можно было бы увеличить рабочий дебит скважин в 2 раза, оставив неизменными все прочие факторы, то себестоимость добычи газа снизилась бы на 35—45%. [c.130]
Другие из перечисленных выше факторов оказывают меньшее влияние на себестоимость добычи газа. Так, снижение затрат на [c.130]
Следовательно, важнейшие направления снижения себестоимости добычи газа — увеличение дебита скважин путем проведения мероприятий по интенсификации притока газа уменьшение стоимости строительства скважин и промысловых газосборных сетей усовершенствование промысловой обработки газа улучшение организации труда и производства. [c.132]
Приведенные выше зависимости себестоимости добычи газа от различных факторов подтверждаются отчетными данными за 1972 г. (см. табл. 7.2). [c.133]
В книге показаны роль и значение газодобывающей промышленности — важнейшей подотрасли газовой промышленности1, ее организационная структура и управление. Дан анализ развития газодобывающей промышленности по газоносным районам и крупнейшим газовым месторождениям. Рассмотрены важнейшие экономические показатели газодобывающей промышленности — капиталовложения и основные фондъг, производительность труда, себестоимость добычи газа и рентабельность. Все показатели рассмотрены в динамике, приведены структура и основные направления их улучшения. [c.2]
Тахта-Кугулътинское месторождение введено в разработку в 1967 г. Особенностью этого месторождения является небольшой дебит скважин (в 10 раз ниже средних по СССР дебитов скважин), и для его ввода потребовалось пробурить большое число скважин. В стоимости основных фондов Тахта-Кугультинского месторождения удельный вес скважин превышает 70%, а в себестоимости добычи газа затраты на амортизацию составляют примерно 60%. [c.55]
В стоимости основных фондов Мирненского месторождения удельный вес скважин превышает 70%, а в себестоимости добычи газа затраты на амортизацию составляют около 42%. Отсюда и по Мирненскому месторождению важнейшим направлением улучшения [c.55]
Себестоимость добычи газа по газопромысловому управлению в 1972 г. составляла 1,19 руб/1000 м3 и была значительно выше, чем на других крупных газовых месторождениях, эксплуатирующих высокодебитные скважины. Такое превышение себестоимости добычи газа обусловлено неблагоприятными естественно-географическими условиями и некоторыми особенностями разработки месторождений. Так как в затратах по добыче газа учитывались расходы по амортизации соединительных газопроводов от месторождений до головных сооружений, здесь несколько возрастают затраты на амортизацию [c.58]
В себестоимости добычи газа Шебелинского месторождения преобладают затраты на амортизацию скважин — 43,7%, при среднем по СССР удельном весе амортизации скважин в 31,1%. Довольно значительные затраты приходятся на вспомогательные материалы (метанол, ДЭГ), используемые для промысловой обработки газа. [c.61]
Месторождение Пыняны введено в эксплуатацию в 1968г. Начальные запасы — 10,6 млрд. м3. Добыча газа в 1971 г. составлял 0,8 млрд. м3, в 1972 г. — 1,2 млрд. м3. В 1972 г. на месторожденш эксплуатировалось 26 скважин, себестоимость добычи газа был 0,5 руб/1000 м8, [c.64]
По рассматриваемым месторождениям фондоотдача колеблется в пределах 100—700 руб/м3, себестоимость добычи газа — 0,15— 0,86 руб/1000 м3. Наилучшие показатели фондоотдачи — по месторождению Газли, наихудшие — Учкыр. Такая существенная разница в показателях объясняется различием горно-геологических условий (дебит скважин, глубина залегания), размерами годовой добычи газа и расположением месторождений. [c.68]
Экономические показатели добычи газа по Ачакскому месторождению лучше, чем по многим другим крупным месторождениям СССР, — фондоотдача более 300 м3/руб, себестоимость добычи газа 0,3 руб/1000 м3. [c.70]
Годовой отбор газа из месторождения установлен в 35 млрд. м3, и постоянную добычу намечается поддерживать в течение 16 лет. Суммарные капиталовложения в разработку месторождения согласно проекту разработки, выполненного СредАзНИИгазом, составят 575 млн. руб., себестоимость добычи газа в первые 10 лет разработки будет 0,9—1,1 руб/1000 м3. [c.73]
Себестоимость добычи и внутрипромыслового транспорта газа по газопромысловым управлениям и объединениям приведена в табл. 7.2. По отдельным газоносным районам себестоимость добычи газа колеблется в широких пределах. Так, по данным 1972 г. себестоимость добычи 1000 м3 газа по ГНПУ Газлинефтегаз составила 0,21 руб., по Ставропольскому ГПУ — 0,36 руб., по объединению Оренбургнефть, по Дагестанской, Башкирской АССР — 3,1 — 3,6 руб/1000 м3, а по объединению Коминефть и по Сахалинской обл. — 5,4—6,5 руб/1000 м3, или в 10—20 раз выше. Такие колебания обусловливаются прежде всего природными условиями. Наиболее низкая себестоимость добычи природного газа по месторождениям, где эксплуатируются крупные по запасам и размерам добычи залежи со сравнительно высокими дебитами скважин, — Газлин-скому, Ставропольскому, Шебелинскому и др. [c.130]
На себестоимость добычи большое влияние оказывает химический состав газа. Содержание в газе конденсата требует строительства сложных установок и применения дорогостоящих реагентов (метанола, ДЭГ) для его выделения, и поэтому отчетные показатели себестоимости добычи газа по газоконденсатным месторождениям (при прочих равных условиях) на 25—40% выше, чем по чистогазовым. Следует однако иметь в виду, что такое удорожание себестоимости добычи газа на газоконденсатных месторождениях обусловлено принятой методикой разнесения затрат между газом и конденсатом. Согласно действующим инструкциям затраты по установкам выделения конденсата и затраты на реагенты распределяют между газом и конденсатом пропорционально количеству получаемой продукции, а так как газа добывается во много раз больше, чем конденсата, то эти затраты в основном приходятся на газ. Однако конденсат является очень ценным сырьем для нефтехимической промышленности. Одна тонна конденсата по содержанию в нем светлых нефтепродуктов [c.132]