Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса

" Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса"

буровой двухпоршневый насос

В наше время решение проблем ускорения научно-технического прогресса в нефтяной промышленности неразрывно связано с решением задач улучшения технико-экономических показателей буровых работ, выполнение которых требует от машиностроителей совершенствования и более полного использования его возможностей эксплуатационниками. Большие расходы, связанные с созданием опытных образцов буровых установок, и высокие требования к качеству их изготовления повышают ответственность конструкторов и ставят задачу более широких исследований бурового оборудования. За последние годы созданы новые образцы буровых машин, оказавших заметное влияние на производительность буровых работ. Успехи бурения неразрывно связаны с новейшими научными разработками в области расчета и проектирования буровых машин, повышения их технического уровня и надежности. Резкое снижение объемов бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ в Российской Федерации уменьшило потребность в буровых установках. Поставка же буровых установок за рубеж требует создания более конкурентно-способного и производительного оборудования. Повышение эффективности современных буровых установок характеризуется ростом уровня механизации и автоматизации всех работ по проводке скважины, увеличением мощности привода исполнительных механизмов, что сокращает время строительства скважины, но приводит к повышению напряженности работы механизмов. Поэтому повышение работоспособности механизмов современных буровых установок требует при проектировании знания факторов, приводящих к выходу из строя оборудования, параметров и режимов работы механизмов, методов расчетов долговечности несущих элементов.

Повышение быстроходности и производительности нефтяного оборудования и инструмента часто ограничивается недостаточной долговечностью их отдельных деталей и узлов. Недостаточная долговечность машин и механизмов вызывает необходимость снижать нагрузки на отдельные узлы и детали, увеличивать их габариты и вес, производить дополнительные затраты на изготовление запасных частей и ремонт оборудования. Повышение долговечности машин имеет особенно актуальное значение для нефтяной и газовой промышленности, так как большинство деталей нефтяного оборудования работает в тяжелых условиях, подвергаясь значительным знакопеременным и динамическим нагрузкам. Все это приводит к тому, что сроки службы основных деталей нефтяного оборудования и инструмента недостаточны.

Повышение производительности буровых работ и технического уровня бурового оборудования в значительной степени зависит от принятой методологии их проектирования в конструкторских организациях. При проектировании бурового оборудования важнейшими задачами являются выявление прочностных характеристик и режимов нагружения элементов, их расчет на прочность и выносливость.

Снижение массы буровых установок при одновременном повышении надежности и долговечности отдельных узлов и систем, повышение производительности и сокращение материальных и трудовых затрат в сфере эксплуатации приобретают особую актуальность при создании конкурентно-способного бурового оборудования.

1. Анализ конструкций буровых насосных агрегатов

Буровые насосы предназначены для нагнетания в скважину промывочной жидкости с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы (шлама) и выноса ее на дневную поверхность; охлаждения и смазки долота; создания гидромониторного эффекта при бурении струйными долотами; приведения в действие забойных гидравлических двигателей.

Существует 2 наиболее эффективных типа буровых насосов: Приводные двухпоршневые насосы двухстороннего действия; Приводные трехпоршневые насосы одностороннего действия, Приводные двухпоршневые насосы двухстороннего действия стали применять с созданием мощных двигателей внутреннего сгорания и трансмиссий, способных передавать большие мощности.

Насос состоит из 2-х частей: гидравлической и приводной. Приводная часть представляет собой кривошипно-ползунный механизм с ползуном, соединенным с коренным валом зубчатым редуктором, снижающим частоту его вращения.

Несмотря на сложную конструкцию, большую неравномерность подачи (55% и более), эти насосы благодаря большой экономичности широко распространены. Значительная пульсация мгновенной подачирезультат преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное. Для уменьшения вредного влияния пульсации эти насосы применяют с диафрагменными компенсаторами.

Приводные трехпоршневые насосы одностороннего действия: более мощные (1000−1500 кВт), рассчитаные на длительную работу при высоких давлениях (30−40 МПа). В связи с этим у них уменьшены диаметры поршней и увеличены диаметры штоков (вместо 60−70 до 80−90 мм.). Это привело к тому, что объем камеры насоса двустороннего действия со стороны штока сократился и стал составлять 60−65% объема передней камеры, а масса двухпоршневого насоса резко возрасла, что усложнило его транспортировку и монтаж в промысловых условиях. В последние годы в мировой практике бурения все больше применяются быстроходные трехпоршневые насосы одностороннего действия. Это не случайно и объясняется тем, что при переходе в область высоких давлений наряду с требованиями резкого снижения массы возрастают требования к надежности работы буровых насосов, а также возникает необходимость постоянного контроля за степенью годности уплотнительных устройств в процессе эксплуатации. Наряду с этим эффективность использования обратного хода поршня в двухпоршневых насосах двухстороннего действия при высоких давлениях снижается из-за относительного роста площади штока.

В трехпоршневом насосе одностороннего действия в отличие от двухпоршневого двухстороннего действия нет камеры со штоком и уплотняющего сальника, что не только упрощает конструкцию, но и исключает износ штока и облегчает эксплуатацию насоса, так как не надо подтягивать и менять сальники и изношенные штоки. Кроме того зеркало цилиндра со стороны коренного вала открыто и позволяет его интенсивно обмывать, охлаждать и очищать от бурового раствора.

Проведенный завода «Уралмаш» анализ конструктивно-кинематических, технологических и нагрузочных параметров трехпоршневых буровых насосов одностороннего действия показал, что им в сравнении с двухпоршневыми насосами двухстороннего действия присущи следующие особенности:

— более сложная и менее технологическая конструкция приводной части насоса и установки в целом в связи с наличием З вместо 2х кривошипно-шатунных механизмов;

— более простая по конструкции и технологичная в изготовлении гидравлическая часть насоса благодаря простой форме и меньшим размерам клапанных коробок и компенсатора;

— более эффективная система смазки, охлаждения и контроля за состоянием рабочих органов в связи с наличием доступа непосредственно к поршню с обратной стороны;

— более высокий КПД из-за обильной смазки цилиндропоршневых пар (ЦПП) и исключение уплотнений штоков;

— меньший (расчетный) ресурс: по клапанам в 1,3−1,5 раза, по поршням в 1,4−1,6 раза и примерно одинаковый по цилиндровым втулкам;

— более высокий коэффициент готовности (на 5−7%) из-за резкого сокращения времени восстановления сменных частей гидроблоков.

Приведенные результаты показывают, что широкое внедрение трехпоршневых насосов в отечественную практику бурения позволит сэкономить огромное количество ценного металла при их изготовлении и улучшить технико-экономические показатели бурения. Однако при всех достоинствах триплексов вопросы их надежности и долговечности, особенно сменных деталей и узлов, нельзя считать окончательно и положительно решенными. Эта проблема требует дальнейшего углубленного изучения и развития. Наряду с этим, учитывая, что пока основной объем бурения в нашей стране приходится на двухпоршневые насосы, которым придется работать еще многие годы, важно продолжить работы по повышению надежности и долговечности сменных деталей и узлов дуплексов, тем более что решения могут быть взаимоприемлемыми для насосов указанных типов. Кроме того, уместно отметить, что тенденция перехода на триплексы в зарубежной практике коснулась в основном насосов большой мощности и высокого давления.

Что же касается насосов мощности до 500−600 кВт и давлением до 20 МПа, то на такие параметры предпочитают более надежные тихоходные двухпорпшевые насосы, так как выигрыш в массе в этом случае несущественен.

Рис.

Рис.

2. Техническая характеристика спроектированного оборудования

При конструировании насосов сначала выбирают прототип конструкции и устанавливают структуру конструкции. Выбор прототипа конструкции насоса, на базе которого в соответствии с заданными исходными данными конструируется новый, должен основываться на всестороннем анализе уже существующих конструкций и данных об их эксплуатации. Рассмотрим следующие конструкций приводных частей насосов, НБТ-600, УНБТ-950.

Приводная часть предназначена для преобразования энергии вращательного движения трансмиссионного вала в энергию возвратно-поступательного движений поршней гидравлической части насоса.

Рис 2.1. Приводная часть: (НБТ-600): 1,2,3,4 — крепеж; 5-крышка; 6-гайка; 7 — винт; 8,9,10,11 — крепеж; 12-станина; 13 — уплотнение; 14 — шток ползуна; 15-шайба.

Рис. 2.2 Приводная часть: (УНБТ-950): 1 — шток; 2 — ползун; 3 — цилиндр; 4 — зубчатый венец; 5 — коренной вал; 6 — шатун; 7 — электронасос.

Поршень насоса НБТ-600 имеет значительные отличия в части манжетного уплотнения по сравнению с более мощной серией. Поршень насоса УНБТ-950 имеет возможность замены манжетного уплотнения по мере выхода оного из строя. Это обеспечивается цилиндрической поверхностью контакта поршня и манжетного уплотнения. У насосов НБТ-600 контакт поршня с манжетой происходит по ступенчатой поверхности, что предотвращает замену деятелей при износе по отдельности.

Рис. 2.3 Поршень насоса (НБТ-600): 1- манжета; 2 — шайба Рис. 2.4 Цилиндропоршневая группа насоса (УНБТ-950): 1 — втулка цилиндровая; 2 — шток поршня; 3 — кожух; 4 — гайка крепления поршня; 5 -шайба; 6 — сердечник;7 — манжета поршня

3.Система охлаждения и смазки цилиндропоршневой пары

Система охлаждения и смазки цилиндропоршневой пары (рис. 2.5) предназначена для подачи смазочно-охлаждающей жидкости под давлением в зону трения поршня с цилиндровой втулкой с целью создания нормального режима работы цилиндропоршневой пары.

Система охлаждения и смазки цилиндропоршневой пары включает в себя следующие основные части: бак 4 для смазочно-охлаждающей жидкости, электронасос 6 центробежного типа, коллектор 2 с тремя гибкими шлангами 3.

Внутри бака имеется защитная сетка и подогреватель смазочно-охлаждающей жидкости при работе в холодное время года. Емкость бака 160 дм.

Включение и выключение электронасоса 6 должно быть сблокировано с включением силовых агрегатов в приводе бурового насоса.

Рис. 2.5. Система охлаждения и смазки цилиндро-поршневой пары: 1-вентиль; 2-коллектор; 3-шланг;4-бак; 5-сетка защитная; 6-электронасос Работа системы охлаждения втулок происходит следующим образом: с включением силовых агрегатов в приводе включается электронасос 6 и смазочно-охлаждающая жидкость подается в общую магистраль коллектора 2; далее из общей магистрали смазочно-охлаждающая жидкость через шланги 3 поступает в зону трения ЦПП, а затем самотеком сливается в бак. В зимнее время года, в целях исключения замерзания смазочно-охлаждающей жидкости, необходимо к подогревателю подключить горячую воду или пар. Места подключения представляют собой, два свободных штуцера с резьбой М27.

В качестве смазочно-охлаждающей жидкости рекомендуется применять смесь из десяти частей дизельного топлива (ГОСТ 305−73) и одной части масла индустриального И-50А ГОСТ 20 799–75.

Техническую воду применять не рекомендуется, так как она обладает низкими смазочными свойствами.

4. Технико-экономическое обоснование проекта

Цель работы: Определение экономического эффекта за счёт использования цилиндро — поршневой пары бурового насоса повышенной долговечности (использование поршня и цилиндровой втулки повышенной прочности). Экономический эффект использования бурового насоса УНБТ-950 будет достигаться за счёт:

— увеличения наработки втулок и поршней насоса

— уменьшения эксплуатационных затрат И как следствие, ожидается снижение себестоимости бурения

5.Методика определения экономической эффективности

Экономическая эффективность может определяться на различных микро и макро уровнях. В нашем случае экономическая эффективность определяется на уровне предприятия.

Экономическая эффективность на уровне предприятия включает в себя следующие составляющие:

Выручка от реализации продукции за вычетом расходов на собственные нужды.

Социальные результаты для работников предприятий и членов их семей.

В состав затрат включаются единовременные и текущие затраты без амортизации.

Наше мероприятие характеризуется стабильностью технико-экономических показателей по годам расчетного периода, поэтому расчет экономического эффекта производится по формуле:

Э_t = (Р_t— З_t) _t, (1)

где б_t— коэффициент дисконтирования, он определяется по формуле:

где Е — банковский процент по годам расчетного периода;

Р_t — результаты от внедрения проекта;

Р_t = Ц_tQ_t

где Ц_t — цена продукции ;Q_t — объем продукции Затраты на внедрение проекта 3_tопределяются по следующей формуле.

3_t=И_t+К_t

И_t =C_t— A₀

где И_t— текущие затраты (издержки производства); К_t — капитальные затраты

C_t— себестоимость, A₀— амортизационные отчисления.

В нашем случае имеем:

Р_t — результатом является выручка полученная от проходки на 1 м.

Q_t — количество метров.

Ц_t — цена по которой мы продаем 1 м построенной скважины.

3_t — затраты на реализацию нового проекта.

К_t — капитальные затраты, которые представляют собой стоимость буровой установки.

Ц_t — текущие затраты без амортизационных отчислений, представляющие собой расходы по всем статьям в бурении.

6.Расчёт экономической эффективности от модернизации

Исходные данные, необходимые для расчета приведены в Таблице 1

Данные об объемах бурения взяты из Компании ОЗНА-Октябрьский механический завод Таблица 1. Исходные данные

Расчет эксплуатационных затрат К_п1=T/Н_п = (1*365*24)/250=36К_п2 =T/Н_п = (1*365*24)/750=12

К_в1=T/Н_в = (1*365*24)/400=22К_в2 = T/Н_в = (1*365*24)/800=11

З_в1= К_в1*В_ц*ЗП= 22*8*83,3 = 14 661руб З_в2= К_в2*В_ц*ЗП = 11*8*83,3 = 7330руб З_п1 = К_п1*В_ц*ЗП = 36*7,2*83,3 = 21 591руб З_п2= К_п2*В_ц*ЗП = 12*7,2*83,3 = 7197руб С_п1=К_п1*Ц_п=36*8530=307 080рубС_п2=К_п2*Ц_п=12*10 100=121200руб С_в1=К_в1*Ц_в=22*11 350=249700руб С_в2=К_в2*Ц_в=11*14 800=162800руб З_экс1=З_в1+З_п1+С_п1+С_в1=14 661+21591+307 080+249700=593 032руб З_экс2=З_в2+З_п2+С_п2+С_в2=7330+7197+121 200+162800=298 527руб З_др1=N₁*t*Ц_э/э=475*333*2,94=465 035 руб З_др2=N₂*t*Ц_э/э=575*333*2,94=562 937руб К_t1= С_н1 +У₁ = 1 272 500+475000=1 747 500руб К_t2=С_н2 +У₂ =1 320 000+520000=1 840 000руб Состав оборудования и капитальные затраты на него, а также эксплуатационные затраты даны в Таблице 2

Таблица 2. Данные расчета эксплуатационных затрат

Расчет себестоимости бурения

C_t1=З_экс1+З_др1=593 032+465035=1 058 067 руб

C_t2=З_экс2+З_др2=298 527+562937=861 464руб Данные для расчета экономического эффекта бурения, такие как:

стоимость 1 метра проходки, глубина бурения, банковский процент, а также результаты расчета себестоимости бурения, коэффициент приведения к расчетному году представлены в Таблице 3

Таблица 3. Данные для расчета экономического эффекта бурения

Экономический эффект за срок службы насоса НБТ-600:

Р_t1 = Ц_t1*Q_t1=700*4200=2940 тыс. руб И_t1 =C_t1 — A₀=1058−349,5=709тыс. руб

3_t1=И_t1+К_t1=709+1747,5=2456тыс. руб Э_t = (Р_t— З_t) _t

Э₁ = (2940 — 2456)?0,91 = 440тыс. руб Э₂= (2940 — 709) ?0,83 = 1852тыс. руб Э₃ = (2940 — 709) ?0,751 = 1675тыс. руб Э₄= (2940 — 709) ?0,683 = 1523тыс. руб Э₅ = (2940 -709) ?0,621 =1385тыс. руб УНБТ-950:

Р_t2 = Ц_t2Q_t2=700*4200=2940 тыс. руб И_t1 =C_t1 — A₀=861−368=493тыс. руб

3_t1=И_t1+К_t1=493+1840=2333тыс. руб Э_t = (Р_t— З_t) _t

Э₁ = (2940 — 2333) ?0,91 = 552тыс. руб Э₂= (2940 — 493) ?0,83 = 2031тыс. руб Э₃ = (2940 — 493) ?0,751 = 1838тыс. руб Э₄= (2940 — 493) ?0,683 = 1671тыс. руб Э₅ = (2940 -493) ?0,621 = 1520 тыс. руб Результаты расчета экономической эффективности инвестиционного проекта представлены в Таблице 4

Таблица 4. Результаты расчета экономической эффективности инвестиционного проекта

Срок окупаемости:

Из расчетов следует, что период возврата капитала после начала реализации проекта составил 1 года. Соответственно срок окупаемости проекта Т_о=1 год.

Заключение

Проведенный расчет экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса УНБТ-950 вместо НБТ-600, что экономический эффект от ввода в эксплуатацию данного оборудования на одной буровой установке за 5 лет составил более 737 тыс. рублей за счет:

— увеличения наработки втулок и поршней насоса за счет применения биометаллических втулок вместо стандартных стальных, а также поршней с повышенной прочностью вместо стандартных ,

— уменьшения количества заменяемых деталей,

— уменьшения стоимости заменяемых деталей,

— уменьшения себестоимости бурения за счет уменьшения эксплуатационных затрат.

Экономия составила:

На стоимости поршней — 186 тыс. рублей На стоимости втулок — 87 тыс. рублей На затратах на замену втулок — 7 тыс. рублей На затратах на замену поршней -14 тыс. рублей На эксплуатационных затратах — 300 тыс. рублей На себестоимости бурения — 196 тыс. рублей Срок окупаемости проекта Т0 = 1 года, из этого следует, что проект эффективен для инвесторов.

1. Дунаев В. Ф., Шпаков Н. П., Епифанов Н. П., Лындин В. Н. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности., изд. «Нефть и газ», 2006 г., 352 с.

2. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник / А. Г. Злотникова, В. А. Колосков, Ф. Р. Матвеев и др. — 3-е изд., переработ. и доп. — М: Недра, 1989. — 204 с.: ил.

3. Методические рекомендации по экономическому содержанию дипломных проектов студентов технических специальностей. Березина С. А., Егорова Т. И., Епихова Н. И. и др. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1999. — 32 с.

4. Методические рекомендации по выполнению курсовой работы по дисциплине «Основы менеджмента» для студентов технических специальностей под ред. Шпаковой З. Ф. — М.: 1999.

5.