Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов (на примере «Альметьевнефть»)

Валовой доход (ГНКТ) = (Nгод х Qгод х $oil) - $гнкт

И Валовой доход (КРС)   = (Nгод х Qгод х $oil) - $крс

Где,

$ oil         - текущая продажная цена нефти  для ОАО «ННГ», $/тонна

Q год               - средний дебит, тонн/год

$ гнкт               - стоимость услуг ГНКТ

$ крс                - стоимость услуг КРС

N год                - количество работ за год

     При условии, что Т гнкт оп = 2 дня, Т крс оп = 10 дней, совокупная  выручка и совокупный доход КРС и ГНКТ будут следующими:

Выводы

Эффективность ГНКТ в четыре раза превосходит эффективность КРС.

   Сравнение двух вариантов операции по удалению парафиновых пробок показывает, что ГНКТ предлагает очень эффективное и быстрое решение проблемы по сравнению с традиционным станком КРС. Более высокая стоимость услуг ГНКТ за одну операцию означает, что комплекс ГНКТ должен быть загружен работой на полную мощность.

    Очевидно, что применение ГНКТ для удаления парафиновых пробок предполагает более интенсивный оборот финансовых средств и большее количество выполняемых ремонтов. Важнейшее условие - тщательный предварительный отбор скважин-кандидатов. Скважина-кандидат для подобного рода операций должна соответствовать следующим критериям:

·    Скважина может возобновить добычу сразу после удаления пробки;

·    Достаточно высокий дебит, чтобы «Заказчик» согласился понести затраты;

·    Нехватка или отсутствие бригад КРС  на данном месторождении;

·    Потенциальная проблема контроля скважины;

·    Промывка ствола является частью программы  ремонта скважины (см. ниже);

·    Очистка эксплуатационной НКТ от накипи;

·    Ловильные работы;

·    Кислотная обработка или промывка при повреждении пласта;

·    Закачка азота для вызова притока.

   Следует иметь в виду систему работы управления по КРС. На Вынгапуровском месторождении развернуто 19 бригад КРС. Если количество ремонтов, выполненных за месяц, будет ниже планового, то бригады КРС не получат премиальной надбавки, что существенно сказывается на их зарплате. Плановый объем КРС установлен как 19 х 1,23 = 23 ремонта.

    Для повышения эффективности ремонтов в качестве альтернативы можно

использовать  комплекс ГНКТ, который передвигался бы на скважины и

подготавливал их до развертывания установки КРС. В среднем 10 работ ГНКТ в месяц могли бы сэкономить около 70 ремонто-дней КРС (или 1 680 рем-часов), что равняется экономии в 75 600 долларов США (или 2,5 дополнительных ремонта ГНКТ или 7,5 ремонтов КРС в месяц). Это позволило бы не только увеличить эффективность 1 бригады КРС с 1,23 до 1,62 ремонтов в месяц или на 32%, но также увеличить прирост добычи как результат большего количества скважин, запущенных в эксплуатацию или подготовленных для гидроразрыва пласта.

    Возможность увеличения времени операций КРС является весьма привлекательной выгодой для «Заказчика».

     Целью промывки ствола скважины  от твердых частиц после ГРП является скорейшее выведение скважины в режим добычи. Так как увеличение дебита здесь всегда связано только с качеством проведенного ГРП, оценка эффективности основывается на количестве выполненных работ двумя конкурирующими способами и расчете прироста дохода, обеспеченного с участием данной технологии. Следовательно,

     D доход КРС = (N год x Q год x $ oil) - $ крс

и

     D доход ГРП = (N год x Q год x $ oil) - $ гнкт

где:

$ oil          - текущая продажная цена нефти;

Q год                - дебит скважины, тонн/сутки;

N год                - количество ремонтов в год;

$ крс         - стоимость работ КРС.

$ гнкт               - стоимость услуг ГНКТ;

D доход     - прирост дохода

   Расчет валового дохода и затрат сделан на основе идеальных условий

производства  работ (неизменный дебит, максимальная загрузка ГНКТ,

межремонтный  период работы насосов составляет не менее года и т.д.).

                                                
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение 

   Таким образом, один комплекс ГНКТ в состоянии увеличить годовой доход Заказчика от скважин, оптимизированных ГРП, в 5 раз по сравнению с отдельно взятым станком КРС.

    Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения программы капитальных ремонтов, особенно когда песок остается в эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может поднять колонну.

   Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что повлечет

дополнительное  время простоя.

Помимо  подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую эффективность  и надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги дешевле, они не имеют достаточного вспомогательного оборудования (например, всего 5 ЦА-320, 5 ППУ на 19 бригад КРС), что отрицательно сказывается на производительности их труда.

    Чтобы конкурировать с КРС и получить заказы на операции по удалению песка технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические решения, такие как:

·    Специально подобранная рабочая жидкость, которая обеспечит очистку в

самых критических ситуациях (обсадная труба 5,12 дюйма и отклонение ствола свыше 15 градусов);

·    Комплект инструментов ГНКТ (включая JetBlaster), который позволил бы

разрушать любые песчаные пробки.

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.  

    Таблица 3.6      

Затраты на ГНКТ и КРС в год

 
 

* - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий НГДУ «АН»

     3.     Исходные данные для  экономического анализа.

Для выполнения дальнейших расчетов в работе используются следующие базовые данные:

·    Трансфертная цена 1 тонны нефти  для НГДУ «АН» в 2006

     2000 руб.

* Средний  дебит скважин, оптимизированных  ГРП, в 2006 г.                                                                       

-85 тонн/сут.

* Среднегодовой  объем работ, выполняемых ГНКТ       - 144

     4.  Расчет затрат НГДУ «Альметьевнефть» на смену ЭЦН.

 Как упоминалось, вследствие различных проблем,

возникавших после проведения гидроразрыва пласта, НГДУ «Альметьевнефть» в 2006 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  НГДУ «АН» на 2006 г.

Таким образом, затраты НГДУ «АН» на смену ЭЦН по ценам 2006 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 НГДУ «АН» 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 НГДУ «АН»*, 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  – НГДУ «АН» - 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 НГДУ «АН» составит    590 121 000 рублей.

Затраты НГДУ «АН» 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.

     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 – НГДУ «АН»