| Страница: 5 из 6 <-- предыдущая следующая --> |
| Установка | Стоимость одной работы, рублей | Количество, Работ/Год | Стоимость работ, Рублей/Год |
|
ГНКТ | 870 000 | 144 | 125 000 000 |
|
КРС * | 440 000 | 24 | 10 560 000 |
|
КРС – 1 бригада | Около 175 000 | 24 | 4 200 000 |
|
КРС – 6 бригад | 175 000 | 144 | 25 200 000 |
* - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий ОАО «ЮНГ»
3. Исходные данные для экономического анализа.
Для выполнения дальнейших расчетов в работе используются следующие базовые данные :
·Трансфертная цена 1 тонны нефти для ОАО «ЮНГ» в 2001
2000 руб .
*Средний дебит скважин, оптимизированных ГРП, в 2001 г.- 85 тонн/сут .
*Среднегодовой объем работ, выполняемых ГНКТ -144
4. Расчет затрат ОАО «Юганскнефтегаз» на смену ЭЦН.
Как упоминалось ранее (см. главу II.3), вследствие различных проблем, возникавших после проведения гидроразрыва пласта, ОАО «Юганскнефтегаз» в 2000 г. вынуждено было понести значительные затраты на замену ЭЦН, выходивших из строя. Понесенные затраты включали также упущенную выгоду от вынужденного простоя скважин во время смены и запуска ЭЦН.
| Стоимость ЭЦН*, руб. | Стоимость смены ЭЦН, руб. | Среднее время смены ЭЦН, сут. | Добыча, тонн | Упущенная выгода,** руб. | Всего смен ЭЦН |
| 783 000 | 87 000 | 3 | 195 | 395 850 | 276 |
* за основу взята стоимость ЭЦН-80
** трансфертная цена 1 тонны нефти ОАО ЮНГ на 2001 г.
Таким образом, затраты ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по ценам 2001 г. составили около 350 млн. рублей . Одной из основных причин выхода ЭЦН из строя был вынос твердых частиц, включая проппант, из забоя скважины. Доля выноса мехпримесей составляла 42%. Отсюда можно сделать вывод, что сумма затрат ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по причине некачественной промывки скважин достигает порядка 140 млн . рублей в год.
5. Сокращение общего времени цикла ГРП.
Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, по расчетам специалистов ОАО ЮНГ*, позволяет сократить общее время «цикла ГРП» с 16 до 13 суток , т.е. на 3 суток.
Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 36 720 тонн нефти (144 скважины х 3 суток х 85 тонн/сутки).
Дополнительная выручка Заказчика – ОАО «Юганскнефтегаз» - составит 74,5 миллиона рублей .
6. Расчет показателей работы по промывкам бригад КРС.
Среднее время работы ЭЦН после проведения ГРП и промывок, сделанных бригадами КРС, равняется 60 суткам. За этот период общий дебит 57 (от 144) скважин, что равняется 40% или количеству скважин, которые по статистике выходят из строя по причине механических примесей, составит 290 700 тонн нефти.
Выручка ОАО «ЮНГ» составит 590 121 000 рублей.
Затраты ОАО ЮНГ на промывки: 57 х 175 000 =
9 975 000 рублей.
При уровне рентабельности 10% валовая прибыль от обслуживания 57 скважин (или от работы 2,4 бригад) КРС 997 500 рублей.
Таблица 11 «Затраты на промывки в год. КРС против ГНКТ»
| № | Показатели | Ед. изм. | 2,4 бригады КРС | 1 бригада ГНКТ | Результаты |
| 1 | Объем работ | Скважин | 144 | 144 |
1:1 |
| 2 | Затраты | Млн. Рублей | 8,978 | 112,500 | 1:12 |
| 3 | Выручка | Млн. Рублей | 9,975 | 125,000 | 1:12 |
| 4 | Прибыль | Млн. Рублей | 0,997 | 12,500 | 1:12 |
| 5 | Налоги | Млн. Рублей | 0,349 | 4,375 | 1:12 |
| 6 | Чистая прибыль | Млн. Рублей | 0,648 | 8,125 | 1:12 |
7. Расчет показателей работы по промывкам комплекса ГНКТ. Увеличение МРП работы ЭЦН
Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, как считают специалисты, может реально увеличить межремонтный период (МРП) службы электропогружных насосов с 60 до 150 суток. Таким образом, благодаря собственно применению ГНКТ дополнительное время работы ЭЦН и, следовательно, время добычи возрастает на 90 суток.
Согласно статистике, из 144 работ по промывке, 40% или 57 скважин, обработанных по традиционной технологии, прекратили бы добычу в среднем через 60 суток после вывода скважин на режим.
Следовательно, дополнительные 90 суток производительной работы 57 скважин можно считать эффектом, полученным в результате применения ГНКТ.
Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 436 050 тонн нефти (57 скважин х 85 тонн/сут. х 90 суток).
Дополнительная выручка Заказчика –- ОАО «Юганскнефтегаз» – 885 000 000 рублей.
Затраты Заказчика : – 125 000 000 рублей.
Дополнительная прибыль: 760 000 000 рублей.
8. Общие возможные показатели добычи скважин после проведения ГРП с применением ГНКТ за один календарный год.
| Кол-во работ | Дебит, Тонн/год | Выручка, Руб/год | Затраты КРС, ГРП, ГНКТ Руб/год | Валовой доход ЮНГ, Руб/год | Отношение Затр.- Приб. |
| | | ||||
| 144 | 4 467 600 | 9 069 228 000 | 869 228 000 | 8 200 000 000 | 9 |
8. Варианты дополнительной добычи с применением ГРП + ГНКТ.
Один календарный год. 144 работы. Добыча 57 скважин.
Таблица 12 «Варианты добычи с применением ГНКТ»
| Т дебит, суток | Q Тонн/год | Выручка «ЮНГ» руб. | Затраты «ЮНГ» на ГНКТ 57 (144) | Валовая прибыль ЮНГ | Отнош. Затраты/ Прибыль |
|
| 145 350 | 295 060 500 | 49 590 000 (125000000) | 170 060 500 | 1,7 |
|
| 290 700 | 590 121 000 | 49 590 000 125 000 000 | 465 121 000 | 3,7 |
|
| 436 050 | 885 181 500 | 49 590 000 125 000 000 | 760 181 500 | 6 |
10. Дополнительный валовой доход и затраты Заказчика, связанные с внедрением ГНКТ.
Таким образом,прямое дополнительное увеличениеваловой выручки ОАО «ЮНГ» в результате применения технологии ГНКТ, за счет сокращения продолжительности общего цикла ГРП и за счет увеличения МРП работы электроцентробежных насосов может составить 369,5 миллионов рублей за календарный год.
Общие затраты Заказчика на применение ГНКТ за тот же период составят 125 млн. рублей.
Валовой доход Заказчика составит 244,5 млн. рублей .
Диаграмма 7. «Затраты и доход Заказчика от применения ГНКТ»
11. Расчет показателей эффективности внедрения ГНКТ, рублей:
Выручка: 125 000 000
Себестоимость: 112 500 000
Капитальные затраты: 48 720 000
Основные фонды (ОФ): 69 062 500
Оборотные средства (Обн): 12 187 500
Прибыль: 12 500 000
Налоги (35%): 4 375 000
Чистая прибыль: 8 125 000
Рентабельность = Чистая Прибыль : (ОФ+Обн) = 8 125 000/81 250 000 = 10%
Окупаемость, Т лет = Кап. Затраты : Чистая Приб. = 48720000/8125000 = 6 лет
Коэф-т экон. эффективности , Е = Чистая прибыль : Кап. Затраты = 812500 / 48720000 = 0,16
11. Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ.
Таблица 13 «Годовой экономический эффект ГНКТ»
| № | Показатели | Измеритель | До внедрения КРС | После внедрения ГНКТ | Результат |
|
1 | Объем работ | операций | 144 | 144 |
|
| 2 | Затраты | Млн. руб | 9,0 | 112,5 |
|
| 3 | Выручка | Млн. руб | 10,0 | 125,0 |
|
| 4 | Прибыль | Млн. руб | 1,0 | 12,5 |
|
| 5 | Налоги | Млн. руб | 0,35 | 4,4 |
|
| 6 | Чистая прибыль | Млн. руб | 0,65 | 8,1 |
|
| 7 | Экономический эффект | Млн. руб | - | - | +8,1 |
|
8 | Капвложения | Млн. руб | - | 48,7 |
|
| 9 | Срок окупаемости | Лет | - |
| 6 |
|
10 | Коэф-т эффективности | | | 0,16 | |
|
11 | Рентабельность | % |
| | 10 |
III.3.4. Специальная часть
Обоснование объема работ ГНКТ на один календарный год.
Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке скважин по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, ГНКТ обеспечивает более надежный контроль состояния скважины, благодаря высокой автоматизации и компьютерному обеспечению процесса. Вместе с промывкой ГНКТ также обеспечивает закачку азота.
На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток. Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12 скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования. Годовой объем операций установок ГНКТ и КРС приводится в таблице.
Таблица 14 «Объем операций ГНКТ и КРС в год»
| Установка | Календарное время ремонта, сут. | Объем операций в месяц | Объем операций в год | Время на ТО и ремонт, дней |
| ГНКТ | 2,53 | 12 | 144 | 77 |
|
КРС * | 15,2 | 2 | 24 | 53 |
| Страница: 5 из 6 <-- предыдущая следующая --> |
| © 2007 ReferatBar.RU - Главная | Карта сайта | Справка |