Электропривод Буровой Лебедки 0200 000000 023ПЗ

7 Оценка экономической эффективности от внедрения регулируемого электропривода по системе ТП-ДПТ

7.1 Краткая характеристика предприятия

 

Компания ГФ ООО «РН-Бурение», было образовано в конце 2006 г.,  
в результате преобразования ООО «Пурнефтегаз-Бурение» – дочерней компании ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», которое на тот момент было одним  
из самых крупных добывающих предприятий Западной Сибири. В соответствии с уставом осуществляет следующие виды деятельности: разведка месторождений углеводородного сырья; эксплуатационное и разведочное бурение; ООО «Роснефть-Бурение» – одно из крупнейших предприятий Ямало-Ненецкого автономного округа. На сегодня это один из крупнейших работодателей в отрасли: Здесь занято около 3% трудоспособного населения автономного округа. Предприятие также осуществляет свою деятельность  
и на территории Ванкорское месторождения Красноярского края, где имеются огромные разведанные запасы нефти

7.1.1 Характеристика деятельности предприятия за 2004-2006 гг.

Вся производственно-хозяйственная  деятельность финансово-экономическое состояние ОАО НК «Роснефть-Пурнефтегаз» в 2004 году были предопределены ситуацией на мировом нефтяном рынке. В связи  
с тем, что цены на нефть на мировом рынке постоянно изменяются, возникла необходимость проведения срочных и существенных структурных преобразований в начале 2005 года. Дочернее предприятие ОАО НК «Роснефть», ООО «Роснефть-Бурение» (в то время ООО «Пурнефтегаз-Бурение») было преобразовано в Экспедицию глубокого эксплуатационного бурения. Было направлено на территорию ХМАО, в состав экспедиции в качестве цеха было присоединено Вышкомонтажное управление, в течение 1 квартала было проведено упрощение структуры предприятия  
и сокращение – численности более чем на треть, был проведен комплекс оргтехмероприятий по высвобождению, реконструкции, консервации.

7.1.2 Основные технико-экономические показатели предприятия  
за 2004-2006 гг

Основные технико-экономические  показатели, установленные коллективу на 2005 год, в основном, выполнены, как  по целям бурения,  
так и по заказчикам, практически все показатели по сравнению с прошлым годом были улучшены. Результатом производственно-финансовой деятельности коллектива ЭГЭБ №1 за 2005 год стала балансовая прибыль  
в размере 33136 тыс. р., в том числе прибыль от реализации составила 40967 тыс. р. В 2004 году ЭГЭБ №1 проводилось эксплуатационное бурение  
на девяти месторождениях, разведочное и углубленное – на 11 месторождениях.

Таблица 7.1 – Технико-экономические показатели за 2004-2006

 

Показатели	2004 г. факт.	2005 г. факт.	2006 г. план.	2006 г. факт.	2006 г. факт. к план.   %	2006 г. к 2004 г, %	2006 г. к 2005 г, %
1	2	3	4	5	6	8	9
Законченные скважины строительство  м, скважин	149	142	115	124	107,8	83,2	87,3
в т. ч: эксплуатация, скважины.	144	133	106	115	108,5	79,9	86,5
разведка, скважины.	6	9	9	9	100	180	100
Проходка всего, м	246293	225022	210395	213623	101,5	86,7	94,9
в т. ч. эксплуатация, м	235635	212426	196565	196848	100,1	83,5	92,7
разведка, м	10658	12596	13830	16775	121,3	157,4	133,2
Среднемесячная зарплата, всего, руб.	14700	14700	-	14750	-	100,3	100,3
В т. ч. основная производство, руб.	17600	17600	-	16900	-	96.0	96
Проходка на одно долото, м	140,8	145,4	-	152,2	-	108,2	104,7
Проходка на одно долбление, м	83,1	88,1		89,5		!08,0	101,6
Механическая скорость, м/ч	9,4	9,8		8,9		94,7	90,8

 

Продолжение таблицы 7.1

Показатели	2004 г. факт.	2005 г. факт.	2006 г. план.	2006 г. факт.	2006 г. факт. к план.   %	2006 г. к 2004 г, %	2006 г. к 2005 г, %
1	2	3	4	5	6	8	9
Цикл строения скважин в сутки	76,5	66,6	-	84,7	-	110,7	127,2
в т. ч. вышкостроение, сутки	5,8	9,1	-	12,4	-	213,8	136,3
бурение, сутки	35,5	31,4	-	35,2	-	99,2	111.4
освоение, сутки	35,2	25,9	-	37,1	-	105,4	143,2
Средняя глубина скважины, м	3400	3400	-	3200	-
Сметная стоимость 1 м, руб/м	3889	4073	-	4611	-	118,6	113,2
Себестоимость 1 м, руб/м	3850	4710	-	4336	-	112,6	92,1
Прибыль, убыток, тыс. руб.	16435	-173920	-	58144	-	353,8	130,1

 

С начала 2006 года план перевыполнен на девять скважин, по плану предполагалось сдачи 115 скважины, фактический сдано 124 скважины (107,8%), против прошлого года меньше на 18 скважин (87,3% от уровня 2005 года). Спад сдачи скважин произошел из-за переезда на новые месторождения.

С начала 2006 года выполнение плана составило (101,5%), в сравнении  
с 2005 годом уменьшилось на (94,9%).

Этот  спад произошел в связи с тем, что уменьшилось бурение скважин  
на «Тарасовском», «Барсуковском», «Харампурском» месторождениях  
из-за неэффективности вложения денежных средств на эти месторождения. Предполагаю, что с освоением новых месторождений увеличится количество сдачи скважин.

Себестоимость 1 м проходки составила: за 2006 год 4336 р. против 2005 года 4710 р. произошел снижение себестоимости в (0,92 раза) Сметная стоимость 1-го м проходки соответственно: 4611 р./м и 4073 р./м рост  
в (1,13 раза).

Средняя глубина скважины за 2006 год составляла 3200 м, по сравнению с 2005 году – 3400 м (разница составила 200 м). Это объясняется  
тем, что на месторождении «Ванкорское» залежи нефтяных пластов находятся выше.

По сравнению с 2005 годом механическая скорость в 2006 году снизилась на (90,8% ) т.е. было 2006 г – 8,9 м/ч , в 2002 – 9,8 м/ч. С испытанием новых долот и освоением новых буровых станков.

7.2 Методика расчета экономической эффективности

 

Для оценки экономической эффективности  инвестиционных проектов могут использоваться такие критерии, как чистый дисконтированный доход (ЧДД), индекс доходности (ИД), внутренняя норма доходности (ВИД), срок окупаемости с учетом фактора времени (дисконтирования).

Чистый дисконтированный доход  определяется как сумма вида

 

 (7.1)

где t – шаги расчета;

P_t – стоимостная оценка результата реализации проекта (приток денежных средств P_t = 34,34 р.);

3_t – стоимостная оценка затрат, включая капитальные вложения (отток денежных средств);

Т – срок жизни проекта (расчетный период);

r – ставка (норма) дисконта.

 

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0,1,...). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Если  рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять.

Если  ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД  меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта  
и от этого проекта следует отказаться.

При сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД.

Индекс  доходности (ИД) определяется как отношение  суммы дисконтированных эффектов к  сумме дисконтированных капитальных  вложений

 

 (7.5)

 

Индекс доходности тесно связан с ЧДД Если ИД больше единицы,  
то проект эффективен; если ИД меньше единицы – неэффективен.

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число r_вн, при котором чистый дисконтированный доход проекта обращается  
в ноль.

ВНД определяется из уравнения, которое можно записать в виде

 

 (7.6)

 

Для оценки эффективности ИД значение ВНД необходимо сопоставлять  
с нормой дисконта r. Инвестиционные проекты у которых ВНД больше  
чем r, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты,  
у которых ВНД меньше чем r, имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны.

При определении срока окупаемости  с учетом дисконтирования используется следующая формула

 

 (7.7)

 

Срок окупаемости с учетом дисконтирования (Т_ОК) называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости.

Расчет срока окупаемости можно  проводить графически.

Применение программного продукта Microsoft Excel позволяет автоматизировать расчет показателей ЧДД, ВНД, срок окупаемости.  
С этой целью используются встроенные в MS Excel стандартные финансовые функции.

Работать в таблице редактора  MS Excel, использовать формулы  
и функции MS Excel и уметь выполнять финансовые расчеты. При этом  
в качестве аргументов при проведении расчетов вводятся значения денежных потоков Ф_д (t_K).

7.3 Расчет экономической эффективности внедрения регулируемого электропривода по системе ТП-ДПТ

 

Выгоды от внедрения оцениваются  исходя из того, что обеспечивается большая техническая скорость бурения  при уменьшении общего времени спускоподъемных  операций.

Техническая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес. производительной работы буровой установки (м/ст. – мес.). Общая проходка за один месяц составляет 1300 м, при этом производительное время бурения составляет 470 ч, из них 158 ч занимают спускоподъемные операции.

Рассматриваемое научно-техническое мероприятие позволяет увеличить общую проходку за один месяц, и тем самым увеличить производительность буровой установки.

Цель расчета – определить экономический эффект от увеличения технической скорости бурения за счет установки системы ТП-Д на базе двигателя постоянного тока электропривода буровой лебедки.

Общие затраты (3_t) проекта складываются из капитальных вложений (KB) и эксплуатационных затрат (З_эк.)

 

 (7.8)

 

В данном примере, капитальные вложения на установку привода лебедки определяются из укрупненного показателя стоимости, приведённого  
к условиям 2004 года.

Капитальные вложения на двигатель  типа 4ПС-450-1000 УХЛ2  
и тиристорный преобразователь типа КТУ-К16 УХЛ1 (KB = 1600 тыс. р.). Данный укрупненный показатель стоимости включает в себя приобретение, установку, подключение электропривода.

Годовые эксплуатационные затраты, связанные  с обслуживанием  
и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле

 

 (7.9)

где З_вспом. – затраты на вспомогательные материалы;

З_рем. – затраты на ремонт;

З_обор. – затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

З_ам – амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

З_пот. – затраты, связанные с потреблением электроэнергии;

З_пр. – прочие затраты.

 

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений

 

 (7.10)

 

Затраты на ремонт оборудования составляют 25% от капитальных вложений

 

 (7.11)

 

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40%  
от капитальных вложений

 

 (7.12)

 

Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений

 

 (7.13)

где Н_а – норма амортизации. 

 

Затраты от потерь электроэнергии рассчитывается по формуле

 

 (7.14)

где Р_ф – потери на фазу;

т – время максимальных потерь, ч/год;

С_э – стоимость электроэнергии, 1,5 р. за 1 кВт/ч.

Величина прочих затрат принимается  равной 25% от суммы других затрат

 

 (7.15)

 

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 – Текущие затраты  при использовании регулируемого электропривода.

 

Наименование затрат	Результат, тыс. руб.
Вспомогательные материалы	320
Ремонт	400
Содержание и эксплуатация	640
Затраты от потерь энергии	12,1
Затраты на амортизацию	160
Прочие	380
Эксплуатационные издержки	1700,1

 

Техническая скорость бурения определяется проходкой за 1 месяц производительной работы буровой установки

 

 (7.16)

где Н – общая проходка за определенный период времени в м;

720 – продолжительность 1 ст.-мес. бурения, ч;

t – производительное время бурения.

 

Выгоды от проекта рассчитываются по следующей формуле

 

 (7.17)

где П – выручка предприятия от каждого метра проходки;

H₁ – общая проходка за месяц до принятых мероприятий (1300 м);

Н₂ – общая проходка за месяц после принятых мероприятий (1500 м);

 

Таким образом по (7.17) получаем выгоды в размере 2600 тыс. р.

Расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта  
в производство, который принимается равным 1 год и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Расчет проводился по следующим этапам:

• определение выгод проекта;
• определение капитальных вложений и эксплуатационных затрат;
• определение общих затрат;
• определение 90% от амортизационных отчислений;
• определение дохода;
• определение коэффициента дисконтирования;
• определение дисконтированного и накопленного дохода;
• определение чистого дисконтированного дохода;
• определение индекса доходности и срока окупаемости;
• определение внутренней нормы доходности.