176844 (627176), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Для разработки установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции необходимо создать привод с двумя станками-качалками, двухканальное устьевое оборудование, технологию спуска двух рядов НКТ, отработать размеры колонн НКТ, адаптировать или разработать пакерующее оборудование.
Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учет добываемой продукции каждого объекта, а также достижение запроектированных темпов разработки.
Анализ влияния внедрения установок ОРЭ на себестоимость нефти в НГДУ «Ямашнефть» и влияния внедрения установок ОРЭ на ТЭП НГДУ «Ямашнефть» представлен в приложениях 4 и 5 соответственно.
База сравнения и методика расчета фактического экономического эффекта
За базу сравнения принимаются затраты на использование технологии одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины по технологии ЗАО «Татех».
Экономический эффект формируется за счет использования отечественного оборудования взамен более дорогого импортного.
Э = З1-З2 ( 4.1.1)
Э – величина экономического эффекта, тыс.руб.
З1 – затраты по базовой технологии, тыс. руб.
З2 – затраты по внедряемой технологии, тыс. руб.
В расчете указаны затраты на НИОКР.
Исходные данные и расчет фактического экономического эффекта.
В расчете используются исходные данные ОАО «Татнефть», НГДУ «Ямашнефть». Расчет составлен в ценах и налоговых условиях 2007 года (Таблица 4.1). Расчет экономического эффекта приведен в Таблице 4.2
Как следует из расчета, чистая прибыль предприятия, остающаяся в распоряжении предприятия, от внедрения установок для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов составит на объем внедрения 2007г. 14170,3 т. руб.
Результаты выполненного расчета подтверждают эффективность внедрения данной разработки.
Таблица 4.1.1
Исходные данные к расчету фактического экономического эффекта
| № | Показатели | ед. изм. | Вариант | Примечание | ||
| базовый | новый | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1 | Стоимость оборудования (без НДС) в ценах 2007 г. в том числе: пакер параллельный якорь арматура устьевая СУСГ, 2 шт. | тыс.руб. | 766,8 187,3 222,7 343,3 13,5 | 314,1 169,8 13,72 130,53 | УТНС | |
| 2 | Услуги супервайзера | тыс.руб. | 293,1 | 60 | ТатНИПИнефть Налоговый кодекс ТатНИПИнефть ТатНИПИнефть ТатНИПИнефть ТатНИПИнефть НГДУ «Ямашнефть» ТатНИПИнефть | |
| 3 | Налог на прибыль | % | 24 | |||
| 4 | Затраты на НИОКР, всего | тыс.руб. | 3000,0 | |||
| 5 | Объем внедрения, всего В том числе 2006 год 2007 год За 2007 год по НГДУ 2008 год | скв. скв. скв. скв. скв. | 165 55 55 7 55 | |||
Таблица 4.1.2
Расчет экономического эффекта от внедрения технологии «Разработка установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции»
| № | Показатели | ед. изм. | Годовые сопоставимые затраты | |
| базовый вариант | новый вариант | |||
| Инвестиционная деятельность | ||||
| 1 | Капитальные вложения всего в том числе: пакер параллельный якорь арматура устьевая СУСГ, 2 шт. | тыс.руб./скв. | 187,3+222,7+343,3+13,5=766,8 187,3 222,7 343,3 13,5 | 169,8+13,72+130,53=314,1 169,8 13,72 130,53 |
| 2 | Экономия источников кап. вложений | тыс.руб./скв. | 766,8-314,05=452,8 | |
| 3 | Операционная деятельность | |||
| Эксплуатационные затраты (услуги супервайзера) | тыс.руб./скв. | 293,1 | 60,0 | |
| 4 | Экономия эксплуатационных затрат | тыс.руб./скв. | 293,1-60,0=233,1 | |
| 5 | Затраты на НИОКР | тыс.руб./скв. | 3000/165=18,2 | |
| 6 | Налог на прибыль | тыс.руб./скв. | (233,1-18,2)*0,24=51,6 | |
| 7 | Годовой экономический эффект: -на одну скважину -на объем внедрения 2007 г. | тыс.руб./скв. Т ыс.руб. | 452,8+233,1-18,2-51,6=616,1 616,1*(16+7)=14170,3 | |
4.2 Расчет фактического экономического эффекта от использования мероприятия «Внедрение стеклопластиковых НКТ» за 2007 г
За последнее десятилетие отмечено снижение срока службы НКТ, обусловленное, с одной стороны, резким снижением качества стальных труб, а с другой - повышением коррозионной активности сред, в которых эти НКТ эксплуатируются.
В комплексе мер по повышению работы скважин важное место занимает применение защитных полимерных покрытий НКТ, а также использование композиционных материалов, в частности, стеклопластиков.
Недостатком НКТ с покрытием является то, что с ростом стоимости металла растет и стоимость трубы с покрытием. Цена на стеклопластиковые НКТ пока не растет так быстро.
Кроме того, как известно, универсальных полимерных покрытий нет, а подобрать их к конкретным условиям задача не простая. Стеклопластиковые трубы более универсальны: они стойки к большинству агрессивных и высокоминерализованных сред, выдерживают давление до 10-11 мПа и температуру до 110оС.
К достоинствам стеклопластиковых труб относятся:
-
небольшая масса изделия при высокой прочности; в среднем масса изделий из стеклопластика в 5-10 раз меньше массы таких же изделий из металлов;
-
снижение транспортных и монтажных расходов (благодаря небольшой массе);
-
срок эксплуатации стеклопластиковых НКТ в зависимости от агрессивности среды составляет не менее 20 лет (имеется 15-летний успешный опыт эксплуатации стеклопластиковых НКТ с пакером в НГДУ «Лениногорскнефть»);
-
отсутствие коррозии наружной поверхности стеклопластиковых НКТ;
-
стендовые испытания стеклопластиковых НКТ показали, что резьбовые соединения выдерживают более 8 операций свинчивания – развинчивания, что гарантирует при использовании специализированного оборудования и соблюдения технологии эксплуатации срок службы стеклопластиковых НК не менее 20 лет.
База сравнения и методика расчета экономического эффекта
В качестве базы сравнения при расчете экономической эффективности рекомендуемой технологии принята технология применения НКТ с полимерным покрытием.
Срок службы НКТ с базовой технологии составляет 12 лет, использование рекомендуемого мероприятия позволит увеличить срок службы до 20 лет.
Экономический эффект достигается за счет увеличения срока службы стеклопластиковых НКТ по сравнению с НКТ с полимерным покрытиями.. Затраты по новой технологии формируются из затрат на НИОКР..
Экономический эффект рассчитывается в соответствии с рекомендациями, предложенными в работе «Экономический анализ инвестиционных проектов» (авторы Г. Бирман, С. Шмидт). Авторами предлагается оценивать проекты с различным жизненным циклом методом расчета годовых сопоставимых затрат, соответственно, по базовому и новому вариантам.
Суть расчета состоит в том, что все единовременные вложения по проектам заменяются аннуитетами – равными ежегодными платежами в течение жизненного цикла проекта – тем самым определяется, какой из вариантов, с учетом текущих затрат, является более выгодным.
Общая формула расчета экономического эффекта формула 4.1
При расчете годовых сопоставимых затрат применяется коэффициент 1/В(n;r) – так называемый коэффициент возврата капитала.
Величина В(n;r) – рассчитывается как сумма коэффициентов дисконтирования за период n (срок жизненного цикла инвестиций), при ставке дисконта r.
В случае, если какие-то расходы осуществляются не в начале проекта, а в последующие годы его реализации, то эти затраты предварительно дисконтируются и после этого рассчитывается аннуитет. Налог на имущество в расчете не учитывается из-за своего незначительного влияния на величину экономического эффекта.
Исходные данные и расчет фактического экономического эффекта.
Расчет базируется на фактических данных ОАО «Татнефть», НГДУ «Ямашнефть». В расчете использованы цены 2007 г. (Таблица 4.2.1). Расчет фактического экономического эффекта приведен в Таблице 4.2.2
Как следует из расчета, годовой экономический эффект в расчете на 1 скважину при длине подвески НКТ 1000 м составил 19,44 тыс. руб. в расчете на объем внедрения 2007 года экономический эффект соответственно равен 330,5 тыс. руб.
Результаты расчета экономической эффективности от внедрения стеклопластиковых труб НКТ показывают эффективность использования внедряемой технологии.
Таблица 4.2.1
Исходные данные для расчета экономического эффекта от использования мероприятия «Внедрение стеклопластиковых НКТ»
| №п/п | Показатели | ед. изм. | Варианты | Основание | |
| базовый | новый | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. 2. 3 4. 5. 6. 7. 8. 9. | Объем внедрения, всего в т. ч. За 2007 г. Затраты на НИОКР Удельные затраты на НИОКР Стоимость 1м. НКТ с ПЭП Длина подвески НКТ: -карбон -девон Фактический срок службы НКТ Нормативный срок службы НКТ Налог на прибыль Ставка дисконта Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчетному году (rt) t = 1 год t = 2 год t = 3 год t = 4 год | скв. скв. м. тыс. руб. руб./скв. руб. кг м м лет лет % % | 150 | ТатНИПИнефть НГДУ «Ямашнефть» УТНС НГДУ «Ямашнефть» Классификатор ОФ ОАО «ТН» Налоговый кодекс ОАО «ТН» | |
| 361 | 17 17677,7 670 4,47 320 | ||||
| 1039,8 1700 | |||||
| 12 4 | 20 4 15 | ||||
| 1 0,8695 0,7561 0,6575 | |||||
| 9.1 9.2 9.3 | t = 5 год t = 8 год t = 12 год t = 20 год Обратный коэффициент возврата капитала за 3 года Обратный коэффициент возврата капитала за 12 лет Обратный коэффициент возврата капитала за 3 года | 0,5718 0,3759 0,2149 0,073 2,6257 6,2337 7,1982 | |||
Расчеты экономической эффективности от внедрения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования по НГДУ «Ямашнефть» за 2007-2008 г.
Таблица 4.2.1
Расчет экономического эффекта от внедрения стеклопластиковых НКТ за 2007 г. тыс.руб
| № п/п | Показатели | Значение показателей |
| Карбон | ||
| 1. 2. 3. 3.1 4. 4.1 4.2 4.3 5. 6. 7. | Кап. Вложения на одну скважину (годовые сопоставимые затраты) - базовый вариант - новый вариант Экономия капитальных вложений Годовые сопоставимые затраты на НИОКР -для целей налогообложения Отсутствие амортизации НКТ -по базовому варианту с 5 по 12 год -по новому варианту с 5 по 12 год -разница по вариантам Налог на прибыль (п.4-п.3.1)*0,24 Годовой экономический эффект на одну скважину Годовой экономический эффект на объем внедрения 2007г. | 361*1039,8/6,2337/1000 = 60,22 321*1039,8/7,1982/1000 = 46,37 46,37-60,22 = -13,85 670/150/3*(1+0,8696+0,7561)/7,1982=0,54 361*1039,8/4*(0,5718+0,4972+..0,2149)/6,2337/1000=44,4 361*1039,8/4*(0,5718+0,4972+..0,0703)/6,2337/1000=52,4 8,0 (8,0-0,54)*0,24 = 1,79 13,85 – 0,62 + 8,0 – 1,79 = 19,44 19,44*17 = 330,5 |
4.3 Расчет экономического эффекта от использования шламустановки
В процессе работы скважинного оборудования происходит извлечение углеводородных фракций, содержащихся в нефтегазовой жидкости – это асфальто–смолистые парафиновые соединения (АСПО), которые имеют высокую вязкость. Их налипание на муфтовое устройство НКТ происходит в процессе поступательно-вращательного движения оборудования. Данные соединения не имеют продуктивного значения, усложняют работу технологического оборудования. Вследствии этого, при проведении КПРС производят зачистку труб от асфальто-смолистых парафиновых отложений. Процесс КПРС включает в себя демонтаж скважинного технологического оборудования, вывоз оборудования на ремонтную базу, ремонт, монтаж оборудования. Для удаления налипших АСПО, трубы НКТ подвергают отмывки в специальной моющей машине. В качестве моющего агента применяется горячая вода и сода. Загрязненные стоки, содержащие АСПО, сливаются из моечных машин в металлическую емкость и вывозятся по мере накопления на переработку на нефтешламовой установке НГДУ «Ямашнефть». Информация по установке приема и переработке нефтесодержащих отходов НГДУ «Ямашнефть» содержится в приложении2. Затраты на содержание шламустановки за 2008 год представлены в таблице 4.3.1.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
