За последнее десятилетие отмечено снижение срока службы НКТ, обусловленное, с одной стороны, резким снижением качества стальных труб, а с другой - повышением коррозионной активности сред, в которых эти НКТ эксплуатируются.
В комплексе мер по повышению работы скважин важное место занимает применение защитных полимерных покрытий НКТ, а также использование композиционных материалов, в частности, стеклопластиков.
Недостатком НКТ с покрытием является то, что с ростом стоимости металла растет и стоимость трубы с покрытием. Цена на стеклопластиковые НКТ пока не растет так быстро.
Кроме того, как известно, универсальных полимерных покрытий нет, а подобрать их к конкретным условиям задача не простая. Стеклопластиковые трубы более универсальны: они стойки к большинству агрессивных и высокоминерализованных сред, выдерживают давление до 10-11 мПа и температуру до 110оС.
К достоинствам стеклопластиковых труб относятся:
- небольшая масса изделия при высокой прочности; в среднем масса изделий из стеклопластика в 5-10 раз меньше массы таких же изделий из металлов;
- снижение транспортных и монтажных расходов (благодаря небольшой массе);
- срок эксплуатации стеклопластиковых НКТ в зависимости от агрессивности среды составляет не менее 20 лет (имеется 15-летний успешный опыт эксплуатации стеклопластиковых НКТ с пакером в НГДУ «Лениногорскнефть»);
- отсутствие коррозии наружной поверхности стеклопластиковых НКТ;
- стендовые испытания стеклопластиковых НКТ показали, что резьбовые соединения выдерживают более 8 операций свинчивания – развинчивания, что гарантирует при использовании специализированного оборудования и соблюдения технологии эксплуатации срок службы стеклопластиковых НК не менее 20 лет.
База сравнения и методика расчета экономического эффекта
В качестве базы сравнения при расчете экономической эффективности рекомендуемой технологии принята технология применения НКТ с полимерным покрытием.
Срок службы НКТ с базовой технологии составляет 12 лет, использование рекомендуемого мероприятия позволит увеличить срок службы до 20 лет.
Экономический эффект достигается за счет увеличения срока службы стеклопластиковых НКТ по сравнению с НКТ с полимерным покрытиями.. Затраты по новой технологии формируются из затрат на НИОКР..
Экономический эффект рассчитывается в соответствии с рекомендациями, предложенными в работе «Экономический анализ инвестиционных проектов» (авторы Г. Бирман, С. Шмидт). Авторами предлагается оценивать проекты с различным жизненным циклом методом расчета годовых сопоставимых затрат, соответственно, по базовому и новому вариантам.
Суть расчета состоит в том, что все единовременные вложения по проектам заменяются аннуитетами – равными ежегодными платежами в течение жизненного цикла проекта – тем самым определяется, какой из вариантов, с учетом текущих затрат, является более выгодным.
Общая формула расчета экономического эффекта формула 4.1
При расчете годовых сопоставимых затрат применяется коэффициент 1/В(n;r) – так называемый коэффициент возврата капитала.
Величина В(n;r) – рассчитывается как сумма коэффициентов дисконтирования за период n (срок жизненного цикла инвестиций), при ставке дисконта r.
В случае, если какие-то расходы осуществляются не в начале проекта, а в последующие годы его реализации, то эти затраты предварительно дисконтируются и после этого рассчитывается аннуитет. Налог на имущество в расчете не учитывается из-за своего незначительного влияния на величину экономического эффекта.
Исходные данные и расчет фактического экономического эффекта.
Расчет базируется на фактических данных ОАО «Татнефть», НГДУ «Ямашнефть». В расчете использованы цены 2007 г. (Таблица 4.2.1). Расчет фактического экономического эффекта приведен в Таблице 4.2.2
Как следует из расчета, годовой экономический эффект в расчете на 1 скважину при длине подвески НКТ 1000 м составил 19,44 тыс. руб. в расчете на объем внедрения 2007 года экономический эффект соответственно равен 330,5 тыс. руб.
Результаты расчета экономической эффективности от внедрения стеклопластиковых труб НКТ показывают эффективность использования внедряемой технологии.
Таблица 4.2.1
Исходные данные для расчета экономического эффекта от использования мероприятия «Внедрение стеклопластиковых НКТ»
| №п/п | Показатели | ед. изм. | Варианты | Основание | |
| базовый | новый | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. 2. 3 4. 5. 6. 7. 8. 9. | Объем внедрения, всего в т. ч. За 2007 г. Затраты на НИОКР Удельные затраты на НИОКР Стоимость 1м. НКТ с ПЭП Длина подвески НКТ: -карбон -девон Фактический срок службы НКТ Нормативный срок службы НКТ Налог на прибыль Ставка дисконта Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчетному году (rt) t = 1 год t = 2 год t = 3 год t = 4 год | скв. скв. м. тыс. руб. руб./скв. руб. кг м м лет лет % % | 150 | ТатНИПИнефть НГДУ «Ямашнефть» УТНС НГДУ «Ямашнефть» Классификатор ОФ ОАО «ТН» Налоговый кодекс ОАО «ТН» | |
| 361 | 17 17677,7 670 4,47 320 | ||||
| 1039,8 1700 | |||||
| 12 4 | 20 4 15 | ||||
| 1 0,8695 0,7561 0,6575 | |||||
| 9.1 9.2 9.3 | t = 5 год t = 8 год t = 12 год t = 20 год Обратный коэффициент возврата капитала за 3 года Обратный коэффициент возврата капитала за 12 лет Обратный коэффициент возврата капитала за 3 года | 0,5718 0,3759 0,2149 0,073 2,6257 6,2337 7,1982 | |||
Расчеты экономической эффективности от внедрения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применения передовых технологий и оборудования по НГДУ «Ямашнефть» за 2007-2008 г.
Таблица 4.2.1
Расчет экономического эффекта от внедрения стеклопластиковых НКТ за 2007 г. тыс.руб
| № п/п | Показатели | Значение показателей |
| Карбон | ||
| 1. 2. 3. 3.1 4. 4.1 4.2 4.3 5. 6. 7. | Кап. Вложения на одну скважину (годовые сопоставимые затраты) - базовый вариант - новый вариант Экономия капитальных вложений Годовые сопоставимые затраты на НИОКР -для целей налогообложения Отсутствие амортизации НКТ -по базовому варианту с 5 по 12 год -по новому варианту с 5 по 12 год -разница по вариантам Налог на прибыль (п.4-п.3.1)*0,24 Годовой экономический эффект на одну скважину Годовой экономический эффект на объем внедрения 2007г. | 361*1039,8/6,2337/1000 = 60,22 321*1039,8/7,1982/1000 = 46,37 46,37-60,22 = -13,85 670/150/3*(1+0,8696+0,7561)/7,1982=0,54 361*1039,8/4*(0,5718+0,4972+..0,2149)/6,2337/1000=44,4 361*1039,8/4*(0,5718+0,4972+..0,0703)/6,2337/1000=52,4 8,0 (8,0-0,54)*0,24 = 1,79 13,85 – 0,62 + 8,0 – 1,79 = 19,44 19,44*17 = 330,5 |
В процессе работы скважинного оборудования происходит извлечение углеводородных фракций, содержащихся в нефтегазовой жидкости – это асфальто–смолистые парафиновые соединения (АСПО), которые имеют высокую вязкость. Их налипание на муфтовое устройство НКТ происходит в процессе поступательно-вращательного движения оборудования. Данные соединения не имеют продуктивного значения, усложняют работу технологического оборудования. Вследствии этого, при проведении КПРС производят зачистку труб от асфальто-смолистых парафиновых отложений. Процесс КПРС включает в себя демонтаж скважинного технологического оборудования, вывоз оборудования на ремонтную базу, ремонт, монтаж оборудования. Для удаления налипших АСПО, трубы НКТ подвергают отмывки в специальной моющей машине. В качестве моющего агента применяется горячая вода и сода. Загрязненные стоки, содержащие АСПО, сливаются из моечных машин в металлическую емкость и вывозятся по мере накопления на переработку на нефтешламовой установке НГДУ «Ямашнефть». Информация по установке приема и переработке нефтесодержащих отходов НГДУ «Ямашнефть» содержится в приложении2. Затраты на содержание шламустановки за 2008 год представлены в таблице 4.3.1.
В процессе демонтажа глубинного скважинного оборудования, происходит истечение АСПО на почвенный грунт капельным путем. В этом случае АСПО, вовлеченные в почвенный грунт, уничтожается в результате рекультивационных работ, которые проводятся безусловно после проведения КРС.
Затраты на содержание шламустановки за 2008 год
1. Амортизация оборудования: Таблица 4.3.1
| Оборудование | Восстановительная стоимость | Норма амортизации | Амортизация в месяц.руб. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Площадка для фильтрации воды Площадка из дорожных плит Здание насосной станции Насос НВ 50/50-1 Насос НВ 50/50-1 Емкость ЕПП-8-2000-1-1 Насос НК 65/35-240 Насос НК 65/35-240 Газодувка ротационная Газодувка ротационная Газодувка ротационная Электродвигатель ВАО-82-2 55К Трубопровод внутрицеховой Мачта прожекторная Площадка из дорожных плит Печь ПТ-6.3/200 М Ограждение металлическое Эстакада кабельная из мет. Колодец камера каменный Мачта прожекторная КТП наружной установки 400/10 КТП наружной установки 400/10 | 1118177 774011 6530755,45 57040 57040 186550 169492 169492 50847 50847 50847 38136 2772252,2 33163 89296 1237288 155784 104153 559118 33163 218645 218645 | 0,54160 0,52500 0,14170 1,04170 1,04170 0,41660 1,38888 1,04170 0,33330 0,33330 0,33330 0,55000 0,50830 0,16670 0,52500 0,83300 0,17500 0,20830 0,27500 0,16670 0,36670 0,36670 | 6056 4064 9254 594 594 777 2354 1766 169 169 169 210 14091 55 469 10310 273 217 1538 55 802 802 |
| Всего | 54789 657465 |
2.Трудовые затраты Таблица 4.3.2