Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа

Приложение N 1  

Расчеты показателей по добыче нефти, попутного газа и себестоимости продукции на планируемый год по нефтегазодобывающему предприятию

Ниже приведен пример расчета плановых показателей по добыче нефти, попутного газа и себестоимости продукции по нефтегазодобывающему управлению на 1995 год. Схема расчетов и полученные результаты по планированию добычи нефти и попутного газа представлены в табл.П.1.1.

Из таблицы видно, что основой планирования добычи нефти являются: расчет по переходящему фонду скважин коэффициентов изменения годовой добычи нефти, годового фонда скважин и годовой производительности скважин по нефти в отчетном году; использование коэффициентов пересчета добычи нефти и cкважино-лет к полному году по скважинам, введенным в эксплуатацию из бурения и из бездействующего фонда в отчетном году.

Так, в нашем примере, коэффициент пересчета скважино-лет по скважинам, введенным из бурения в отчетном году, составил - 1,44 (154/107), а по восстановленным из бездействия - 2,13 (179/84). Эти же коэффициенты (1,44 и 2,13) использовались и для пересчета добычи нефти к полному году в отчетном (1993) году по указанным категориям скважин.

Тогда расчетная добыча нефти в отчетном (1994) году, приведенная к полному году работы скважин, составит 19574,3 тыс.т (18859,8+148,84х0,45+522,2х1,24=19574,3), а добыча нефти из переходящих скважин в планируемом 1995 году будет равна 15483 тыс.т (19574,3х0,791=15483). Расчетное количество скважино-лет в отчетном году составит - 2203,75 (2103,75+31х0,45+70х1,24= 2203,75), а количество скважино-лет по переходящему фонду скважин в планируемом году будет равно 2127 (2203,75х0,965=2127).

Используемые при планировании добычи нефти и скважино-лет по переходящему фонду скважин коэффициенты 0,791 и 0,965 являются соответственно коэффициентами годового изменения добычи нефти и фонда скважин в отчетном, 1994 году.

0,791=18710,96:(22435,4+647,38х1,67+208,32х0,6);

0,965=2072:(1985+76х1,67+57х0,6).

Коэффициент годового изменения производительности скважин по нефти в 1994 году составлял 0,82 (0,791:0,965=0,82).

Наряду с нефтедобычей и скважино-годами по переходящим скважинам были определены плановые уровни добычи нефти и скважино-лет по скважинам, введенным из бурения и восстанавливаемым из бездействия.

В результате проведения обобщающих расчетов было установлено, что суммарная добыча нефти в 1995 году составит - 15938 тыс.т, количество скважино-лет - 2193, добыча жидкости - 67628,3 тыс.т, закачка воды - 81154 тыс. куб.м., а дебит нефти на числившийся скважино-год будет равен - 7,27 тыс.т.

Сопоставление технологических показателей предприятия за 1994-1995 годы свидетельствует о том, что в планируемом 1995 году намечается заметное уменьшение добычи нефти против отчетного 1994 года. Главной причиной уменьшения добычи нефти является дальнейший рост обводненности извлекаемой жидкости и обусловленное этим снижение производительности скважин по нефти.

Планируемый объем добычи попутного газа на 1995 год определяется произведением суммарной добычи нефти (15938 тыс.т) на газовый фактор (50 м/т) и на коэффициент утилизации попутного газа в 1995 году (0,9).

Приведенные в таблице П.1.1. технологические показатели на 1995 год являлись основой для планирования эксплуатационных затрат и себестоимости добычи нефти и попутного газа в этом году.

Схема расчетов и полученные результаты по планированию себестоимости добычи нефти и попутного газа на 1995 год представлены в таблице П.1.2.

При планировании себестоимости продукции, наряду с объемными показателями, использовались укрупненные нормативы затрат, поставленные в зависимость от определяющих их факторов.

В качестве таких нормативов принимались:

- затраты, зависимые от фонда скважин (без учета амортизации скважин и прочих основных средств), приходящиеся на числившийся скважино-год, равные 55,29 млн.руб.;

- затраты, зависимые от добычи жидкости (без амортизации основных фондов), приходящиеся на 1 т извлекаемой жидкости, равные 1,4 тыс.руб.;

- амортизация скважин и прочих основных средств, зависимых от скважин, приходящаяся на числившийся скважино-год, равная 77,56 млн.руб.;

- амортизация основных фондов, зависимых от добычи жидкости, приходящаяся на 1 тонну извлекаемой жидкости, - 0,312 тыс.руб.;

- общепроизводственные и общецеховые расходы, равные 254485,7 млн.руб.;

- амортизация новых скважин, введенных в эксплуатацию в отчетном году, приходящаяся на числившийся скважино-год, - 50 млн.руб.;

- амортизация прочих основных средств, связанная с вводом новых скважин, приходящаяся на числившийся скважино-год, - 10 млн.руб.

Расчет эксплуатационных затрат на добычу нефти в планируемом году проводился по переходящему фонду скважин, скважинам, восстановленным из бездействия, и вновь пробуренным скважинам.

Согласно расчетам, эксплуатационные затраты на добычу нефти в 1995 году планируются в размере - 650,1 млрд.руб., в том числе на добычу нефти из переходящих скважин - 626,5 млрд.руб.; из восстановленных бездействующих скважин - 7,9 млрд.руб. и из вновь пробуренных скважин - 15,6 млрд.руб. Эксплуатационные затраты на сбор, подготовку и транспортировку попутного газа составят 6,6 млрд.руб.

Отсюда эксплуатационные затраты, приходящиеся на добычу 1 тонны нефти в 1995 году, будут равны: по всему фонду скважин - 40,8 тыс.руб., по переходящим скважинам - 40,8 тыс.руб., по скважинам, восстановленным из бездействия, - 67,2 тыс.руб. и по новым скважинам, - 34,2 тыс.руб.

Эксплуатационные затраты на добычу и утилизацию 1000 мпопутного газа в 1995 году составят - 9,2 тыс.руб.

При планировании себестоимости продукции на 1995 год, кроме эксплуатационных затрат, учитывались также расходы, зависящие от цены. К ним относятся: расходы на воспроизводство минерально-сырьевой базы отрасли, плата за недра, отчисления на НИОКР, отчисления в дорожный и страховой фонды.