Основные направления технического перевооружения нефтедобывающего предприятия на современном этапе

На  практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для  этого из состава  исключаются капитальные вложения:

                          K =

     (4.2)

- капитальные вложения на t-ом шаге,

К - сумма  дисконтированных капиталовложений

Тогда формула ЧДД записывается в виде:

                         

    (4.3)

- затраты  на t-ом шаге расчета при условии, что в них не входят капиталовложения.

Оценка экономического результата может быть произведена на основании  экономического эффекта за расчетный  период по формуле:

                       

    (4.4)

- доход, получаемый от проекта  в году t;

- инвестиции в год t;

- норма дисконта, характеризующая  степень неравноценности разновременных затрат и результатов;

Тр – продолжительность расчетного периода;

t – номер года расчетного периода;

 Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений.

                      ИД =

    (4.5)

ИД тесно связан с ЧДД. Он строится из тех же элементов и его значение связано со значением ЧДД: если ЧДД  положителен, то ИД >1 и наоборот.

Если ИД >1, проект эффективен,

Если ИД<1, проект не эффективен.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равно приведенным к капиталовложениям. Иными словами является решением уравнения:

                     

    (4.6)

В случае, когда ВНД равен или  больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, инвестиции в данный проект оправданы, и может рассматриваться вопрос об его принятии. В противном случае инвестиции в  данный проект нецелесообразны.

Срок окупаемости - период, начиная  с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления. Срок окупаемости рекомендуется определять с использованием дисконтирования.

4.2. Расчет экономической эффективности  технического перевооружения

4.2.1. Расчет экономического эффекта  от внедрения установки для  одновременно-раздельного заводнения 2-х пластов

 

При совместном заводнении нескольких пластов одной скважиной вся  закачиваемая вода уходит в один наиболее проницаемый пласт. Каждый пласт требует своего давления закачки. Кроме того, и объемы закачки также индивидуальны для каждого пласта.

В ТатНИПИнефть разработана установка  для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) в два пласта. Установка содержит пакер, разделяющий пласты, две колонны насосно-компрессорных труб и двухканальную устьевую арматуру. При необходимости защиты верхней части эксплуатационной колонны от давления закачки в верхний пласт установка собирается с двумя пакерами (пакерами-гильзами) и концентричным расположением колонн НКТ.

Оборудование ОРЗ предлагается как альтернатива строительству  обычной нагнетательной скважины для  приобщения пласта, поэтому в качестве базы сравнения принимается бурение  и обустройство нагнетательной скважины.

Эффект формируется за счет снижения затрат на приобщение принимающего пласта посредством внедрения ОРЗ (в данном случае пакер М1-Х с параллельным якорем),  по сравнению с бурением и обустройством нагнетательной скважины.

Исходные данные для расчета  экономической эффективности представим в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Исходные данные для расчета  экономического эффекта

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Вариант
			базовый	новый (пакер М1-Х5 с  параллельным якорем)
1	2	3	4	5
1	Объем внедрения, всего	скв		2
2	Глубина залегания:
	верхнего объекта	м	1301
	нижнего объекта	-"-		1338
3	Продолжительность работ (по изменяющимся операциям)	час.	36,1	0,0
4	Стоимость 1 м проходки	руб./м	15542,0
5	Средняя стоимость ПРС  на внедрение УОРЗ			751,2
6	Затраты на обустройство	тыс.руб.	500,0
7	Стоимость оборудования, материалов и работ по монтажу  без НДС:
7.1	затраты на обвязку	тыс.руб./ ед.		429,3
7.2	арматура нагнетательная  одноканальная	-"-	157,1
7.3	арматура нагнетательная  двухканальная	-"-		176,4
7.4	КИПиА	-"-		80,2
7.5	НКТ:
	-60мм(2") с ПЭП	-"-		0,39
7.6	герметизация резьбы  НКТ составом "Бурпласт"	руб./шт.		81,9
8	Стоимость аренды оборудования в сутки
	НКТ	руб./м		0,16
	овершот	руб./шт.		59,40
	параллельный якорь	-"-		6,39
	арматура нагнетательная:
	одноканальная	-"-	54,30
	двухканальная	-"-		60,97
9	Норма амортизации:
9.1	обвязка			9,09%
9.2	скважина			9,09%
9.3	КИПиА			16,7%
Продолжение табл. 4.1
1	2	3	4	5
10	Фактический срок службы:
10.1	объекты СМР	лет		15
10.2	скважина	-"-	15
10.3	КИПиА	-"-		6
11	Стоимость 1 часа работы бригады освоения	руб./час	6168,0
12	Часовая тарифная ставка вахты КРС (при работе с А-50)	-"-		424,0
13	Резерв на вознаграждение по итогам работы за год (с ЕСН)	-"-		77,0
14	Вахтовые перевозки	-"-		169,0
15	Накладные расходы	-"-		3717,0
16	Плановые накопления			10,0%
17	Количество исследований приёмистости, всего	шт./год	12,0	96,0
	в том числе
	-собственными силами  ЦППД	-"-	6,0	72,0
	-силами ЗАО "Нефтесервис"	-"-	6,0	24,0
18	Средняя стоимость исследования по определению приёмистости:
	-собственными силами  ЦППД	руб.	938,0
	-силами ЗАО "Нефтесервис"	-"-	658,0
19	Стоимость часа эксплуатации спецтехники
19.1	в режиме работы:
	- А-50	руб./час	735,0
	- ЦА-320	-"-	622,0
	- АЦ (6-10 м3)	-"-	643,0
19.2	в режиме ожидания:
	- ЦА-320	-"-		301,0
	- АЦ (6-10 м3)	-"-		352,0
20	Среднее расстояние до скважины	км		30
21	Средняя скорость передвижения           спецтехники	км/час		30,00
22	МРП нагнетательных скважин	-"-	2687
23	Увеличение стоимости  ПРС			40%
24	Средняя стоимость одного ПРС	тыс.руб.	345
25	Ставки налогов и  отчислений:
	- налог на прибыль		20,0%
	- отчисления на соц. страхование		26,5%
	- налог на имущество		2,2%
26	Норма дисконта		10,0%
27	Текущая стоимость аннуитета B(n,r)
	B(26, 0.10)			10,077
Продолжение табл. 4.1
1	2	3	4	5
	B(21, 0.10)			9,514
	B(15, 0.10)		8,367
	B(8, 0.10)			5,868
	B(6, 0.10)			4,791

 

Расчёт экономического эффекта  от внедрения оборудования ОРЗ (пакер  М1-Х с параллельным якорем)  на действующей скважине в сравнении  с бурением и обустройством нагнетательной скважины представлен в таблице 4.2.

 

Таблица 4.2

Расчёт экономического эффекта  от внедрения оборудования ОРЗ (пакер  М1-Х с параллельным якорем)  на действующей скважине

						тыс. руб./скв.
№ п/п		Показатели	Базовый вариант	Новый вариант	Базовый вариант	Новый вариант
1		2	3	4	5	6
Инвестиционная деятельность
1	Вложения в приобретение осн.ср-в, всего		622	12,8+2,4=15,2	619,1	15,2
	в т.ч.
	скважина (1301 м) с учётом затрат на обустройство		(15542*1301+500)/1000/  8,367/4=622		619,1
	обвязка			429,3/8,367/4=12,8		12,8
	КИПиА			80,2/5,868/4=2,4		2,4
2	Денежный поток по инвестиционной деятельности			619,1-15,2=603,9		603,9
Операционная деятельность
3	Себестоимость, всего		7,8+5,0+402,1+56,9=471,9	22,4+5,6+19,5+5,4+0,6+0,6+18,4+5,9+11,1+1,4=90,9	471,9	90,9
	в т.ч.
	освоение		262,2/8,367/4=7,8		7,8
	ПРС			751,2/8,367/4=22,4		22,4
	нагнетательная арматура одноканальная		54,3/1000*365/4=5,0		5,0
	нагнетательная арматура			60,97/1000*365/4=5,6		5,6
Продолжение табл. 4.2
1		2	3	4	5	6
		двухканальная
		НКТ 1,5" 1338 м		0,16*1338/1000*365/4=19,5		19,5
		овершот		59,4/1000*365/4=5,4		5,4
		параллельный якорь		6,39/1000*365/4=0,6		0,6
		затраты на герметизацию резьбы НКТ		13,3/5,868/4=0,6		0,6
		затраты на исследование скважин		73,7/4=18,4		18,4
		затраты на ПРС		345*0,4/5,868/4=5,9		5,9
		амортизация	1608,5/4=402,1	(33,3+10,9)/4=11,1	402,1	11,1
		налог на имущество	227,7/4=56,9	(4,7+0,8)/4=1,4	56,9	1,4
4		Налогооблагаемая прибыль		471,9-90,9=381		381,0
5		Налог на прибыль		381*0,2=76,2		76,2
6		Чистая прибыль		381-76,2=304,8		304,8
7		Денежный поток по операционной деятельности		304,8+11,1-402,1=-86,3		-86,3
8		Экономический эффект		603,9-86,3=517,6		517,6
9		Экономический эффект на объем внедрения		517,6*2=1035,2		1035,2

 

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования сократились на 603,9 тыс. руб. в расчете на 1 скважину. Эксплуатационные затраты сократились на 381 тыс. руб. Объем внедрения мероприятия  составляет 2 скважины. Экономический  эффект на объем внедрения составил 1035,2 тыс. руб.

 

 4.2.2. Расчет экономического эффекта от внедрения установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции

 

Раздельная эксплуатация нефтяных пластов месторождений, имеющих разные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и т.д.), находящихся на одной площади, требует больших затрат на строительство и обустройство дополнительных скважин. Скважины, пробуренные на месторождениях с малым дебитом, могут быть нерентабельными. Совместная эксплуатация одной скважиной нескольких  пластов с разными пластовыми давлениями и дебитами приводит к неоптимальной эксплуатации каждого из них, потере производительности, большим отклонениям от проектов их разработки, потере контроля над разработкой.

Для разработки установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной  скважины 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, двуствольный якорь для ограничения относительного перемещения колонн НКТ, адаптировать или разработать пакерующее оборудование.

Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной  обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции  каждого объекта, а также достижение запроектированных темпов разработки.

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.

Исходные данные для расчета  экономической эффективности представим в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Исходные данные для расчета  экономического эффекта

№	Показатели	Ед.	Вариант
п/п		изм.	базовый вариант	новый вариант
1	Стоимость оборудования (без НДС) всего	тыс.руб.	793	382,3
	в том числе
	пакер		184,9	135,8
	параллельный  якорь		220,3	11,5
	арматура устьевая		343,3	235,0
	СУСГ, 2 шт.		44
6	Амортизация	тыс.руб.	239	160
2	Услуги специалиста (супервайзер)		248,9	68,4
3	Налог на прибыль	%	20%
4	Затраты на НИОКР, всего	тыс.руб.		313,4
5	Объем внедрения, всего	скв.		2

 

Расчёт экономического эффекта  от внедрения внедрения установки  для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной  с раздельным подъемом и транспортом продукции представлен в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Расчёт экономического эффекта

№	Показатели	Ед.	Годовые сопоставимые затраты
п/п		изм.	базовый вариант	новый вариант
1	2	3	4	5
	Инвестиционная деятельность	тыс.руб./скв.
1	Капитальные вложения, всего		424,0	382,3
	в том числе
	Пакер М1-Х		170	135,8
	Станция управления		125	11,5
	СКЖ, манометр-термометр		108	235,0
	Динамограф		21
	Штанги, НКТ, устьевая арматура
2	Экономия источников кап.вложений			41,7
Продолжение табл. 4.4
1	2	3	4	5
	Операционная деятельность
3	Эксплуатационные затраты	тыс.руб./скв.	487,6	228,2
4	Экономия эксплуатационных затрат			259,4
5	Затраты на НИОКР			156,7
6	Налог на прибыль			20,54
7	Годовой экономический эффект
	- на одну скважину	тыс.руб.		123,9
	- на объем внедрения	тыс.руб.		247,8