Приложение 1

Фактор достижения дополнительной прибыли

Метод определения дополнительной прибыли

1

2

1.Снижение расхода электроэнергии в результате оптимизации режима работы или оперативного управления технологическим оборудованием, установкой

2.Дополнительная добыча нефти, газа

а) сокращение потерь нефти за счет оптимизации межремонтных периодов (МРП) по фонду эксплуатационных скважин

б) сокращение потерь в добыче нефти в результате уменьшения числа аварийных скважин

в) увеличение отбора нефти

г)сокращение потерь добычи нефти в связи с сокращением простоев скважин из-за ремонтов оборудования

д)сокращение потерь добычи нефти, связанных с перерывами в электроснабжении скважин

е)дополнительная добыча попутного газа для всех случаев получения дополнительной нефти

3.Экономия затрат на ремонт эксплуатационных скважин вследствие увеличения межремонтного периода (МРП)

4.Сокращение расходов на материалы, пар, воду и другие материальные ресурсы

5. Прирост прибыли в результате повышения качества товарной нефти и изменения средневзвешенных цен

6.Сокращение затрат по фонду заработной платы в результате сокращения численности работников

а) высвобождение численности работников за счет высвобождения рабочих мест

б) высвобождение численности персонала, связанного с обработкой информации за счет снижения трудоемкости обработки информации

7.Сокращение затрат от снижения (ликвидации) числа аварий

8. Дополнительная прибыль от снижения себестоимости единицы продукции в результате автоматизации без изменения объема продукции (для случаев, когда имеются данные о себестоимости единицы продукции)

∆Пр = (Р_эн^до - Р_эн^после) * С _эн

где Р_эн^до , Р_эн^после – расход электроэнергии до и после автоматизации, кВт-час

С _эн – стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, руб

или

∆Пр = ∆Р_эн^сут * С _эн * 365

где ∆Р_эн^сут – суточное снижение расхода электроэнергии, кВт-час

∆Пр = Q^доп * Ц _{1 ед}

где Q^доп – дополнительный объем нефти, газа в натуральном измерении (нефть - тонны, газ – м³)

Ц _{1 ед} – оптовая цена за единицу измерения, руб

N^э

Q^доп = ∑ (R^до _* t^до – R^после _* t^после)* q

1

где N ^э – фонд эксплуатационных скважин;

R^до , R^после - количество ремонтов до и после оптимизации;

t^до , t^после – время проведения ремонтов до и после автоматизации, сутки

q – среднесуточный дебит скважин, т

Q^доп = (t^до * ∆n + n^после * ∆t) * q

где t^до – время одного аварийного ремонта до автоматизации, сутки

∆n – сокращение числа аварийных ремонтов в результате автоматизации;

n^после – число аварийных ремонтов после автоматизации;

∆t – сокращение времени одного ремонта, сутки

q – среднесуточный дебит скважин, т

N^опт

Q^доп = ∑ (q^до – q^после) * t_кален * k_эксп

1

где N^опт – число скважин, охваченных оптимизацией режима работы в результате автоматизации;

q^до , q^после –среднесуточный дебит скважин до и после автоматизации, т

t_кален – календарной время, сутки

k_эксп – коэффициент эксплуатации скважин до автоматизации

q * ∆t_{простои}

Q^доп = ---------------

24

где q - среднесуточный дебит скважин, т

∆t_{простои} – сокращение простоев скважин из-за ремонтов оборудования в результате автоматизации, час

N^э * q * ∆t_пр.эн

Q^доп = --------------------

24

где N^э - фонд эксплуатационных скважин;

q - среднесуточный дебит скважин, т

∆t_пр.эн–сокращение времени простоя оборудования одной скважины из-за перерыва в электроснабжении в результате автоматизации, час

Q^доп _газа = Q^доп _* G

где Q^доп – дополнительная добыча нефти, т

G – газовый фактор, м³ / т

365 365

∆Пр = (------- - ------------------) * N ^рем * З _ср.рем

t _мрп^до t _мрп^до + ∆ t _мрп

где t _мрп^до – средняя продолжительность межремонтного периода скважины до автоматизации, дней

∆t_мрп – увеличение продолжительности межремонтного периода скважины в результате автоматизации, дней

N ^рем – количество скважин, подлежащих ремонту в рассматриваемом периоде;

З _ср.рем – средняя стоимость одного ремонта скважины, руб

∆Пр = ∆Р _{ресурса i} * Ц _{ресурса i}

где ∆Р _{ресурса i} - экономия ресурса определенного вида в натуральном измерении;

Ц _{ресурса i} – цена i-того вида ресурса, руб

∆Пр=Ц¹*∆Q¹ + Ц²*∆Q² + Ц³*∆Q³ + Ц _шф*∆Q _шф

где Ц¹, Ц², Ц³ –цена одной тонны нефти 1,2,3 категории качества, руб

Ц _шф – цена одной тонны широкой фракции легких углеводородов, руб/ т

∆Q¹, ∆Q², ∆Q³ – изменение объемов товарной нефти различных категорий качества, т

∆Q _шф – изменение выхода широкой фракции легких углеводородов, т

∆Пр = Ч * З _{з/пл сред} * k _отч

где Ч – высвобождаемая численность работников, человек;

З _{з/пл сред} - среднегодовая заработная плата одного работника предприятия, рубли;

k _отч – коэффициент, учитывающий отчисления от заработной платы на социальные нужды;

_n

Ч = ∑ N _{раб мест} * Н _{числ i}

¹

где N _{раб мест} – высвобождаемое количество рабочих мест в результате автоматизации в i-том структурном подразделении;

Н _{числ i} – норматив численности, т.е. количество работников обслуживающих 1 рабочее место до автоматизации, чел

n – количество структурных подразделений

Q_инф * (t_обр^до – t_обр^после)

Ч = ------------------------------

t_эфф

где Q_инф – объем обрабатываемой информации;

t_обр^до , t_обр^после – норматив времени обработки информации до и после автоматизации, час

t_эфф – эффективный фонд рабочего времени 1 работника, час

∆Пр = N_ав * З _ликв

где N_ав – число снижения (ликвидации) числа аварий;

З _ликв – средняя величина затрат на ликвидацию последствий одной аварии, руб

∆Пр = (С/С^до_1ед – С/С^после_1ед) * Q

С/С^до_1ед , С/С^после_1ед - себестоимость единицы продукции до и после автоматизации, руб

Q - объем производства продукции в натуральном измерении;