Расчетно-экономическая часть. 
Анализ затрат и эффективности проекта

Ввиду проблем, возникающих после проведения ГРП, в частности из-за некачественной промывки стволов скважин, предлагается изменить существующий порядок проведения работ путем внедрения новой технологии — Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ).

Общий «цикл ГРП» в новом варианте можно представить последовательностью: КРС — ГРП — ГНКТ — КРС, в которой ГНКТ должна обеспечить качественную промывку ствола скважины и вызов притока.

Применение ГНКТ, с одной стороны, означает увеличение затрат для Заказчика, но с другой стороны, значительно увеличивает конечную прибыль Заказчика. Далее приводится анализ затрат и эффективности предлагаемого проекта.

• 1. Калькуляция затрат 1 операции ГНКТ. Промывка скважины.
• 2. Расчет затрат на проведение операций ГНКТ и КРС за календарный год.

Таблица 10 «Затраты на ГНКТ и КРС в год».

• * - 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.

• * 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: 57×175 000 =.

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».

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.

8. Варианты дополнительной добычи с применением ГРП + ГНКТ.

Один календарный год. 144 работы. Добыча 57 скважин.

Таблица 12 «Варианты добычи с применением ГНКТ».

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. = 48 720 000/8125000 = 6 лет

Коэф-т экон. эффективности, Е = Чистая прибыль: Кап. Затраты = 812 500 / 48 720 000 = 0,16

11. Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ.

Таблица 13 «Годовой экономический эффект ГНКТ».

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 КРС находится на скважине на протяжении почти всего «цикла ГРП».

С точки зрения материально-технического обеспечения проекта наибольшую сложность представляет своевременная поставка жидкого азота на места производства работ. Для решения этой проблемы будет заключен договор с производителем жидкого азота в г. Екатеринбург. Общая годовая потребность в жидком азоте при данном объеме работ составит около 865 тонн или 15 железнодорожных цистерн. Таким образом, для поддержания минимальных запасов азота для ГНКТ на базу временного хранения жидкого азота следует принимать 1,25 ж/д цистерны в месяц.

Доставка азота на место производства работ будет осуществляться с помощью мобильной азотной емкости. Как показывает практика, проблемы своевременной доставки сырья и материалов могут приводить к срывам производственных планов. Следовательно, обеспечение равномерного и своевременного поступления азота должно быть одним из ключевых аспектов управления проектом.