- •Федеральное агентство по образованию
- •Введение
- •1. Методология оценки эффективности инвестиций
- •1.1 Историческое развитие методологии оценки эффективности
- •Инвестиций
- •1.2 Методология оценки эффективности инвестиций в рыночных условиях
- •1.3 Виды эффективности инвестиций
- •2. Методика оценки экономической эффективности научно-технических мероприятий в строительстве нефтяных и газовых скважин
- •2.1 Методы оценки экономической эффективности научно-технических мероприятий
- •2.2 Оценка экономической эффективности научно-технических мероприятий в строительстве нефтяных и газовых скважин
- •2.3 Методика расчета изменяющихся эксплуатационных затрат в интервалах внедрения новой техники
- •3. Методика оценки коммерческой эффективности научно-технических мероприятий в строительстве нефтяных и газовых скважин
- •4. Методические основы определения исходных показателей при оценке экономической эффективности научно-технических мероприятий в строительстве нефтяных и газовых скважин
- •4.1 Методические основы расчета сопутствующих капитальных вложений потребителя
- •4.2 Методические основы расчета удельного расхода базовой и новой техники
- •Пример 1
- •Пример 2
- •Пример 3
- •4.3 Методические основы расчета годовых эксплуатационных затрат потребителя
- •4.4 Методические основы расчета годового объема работы (продукции), производимой единицей техники
- •Пример 1
- •Пример 2
- •Пример 3
- •Пример 4
- •Пример 5
- •5. Особенности расчета экономической эффективности различных видов новой техники в бурении, креплении и освоении скважин
- •5.1 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий в бурении скважин
- •Породоразрушающий инструмент
- •Забойные двигатели
- •Промывка скважин
- •Бурильные и обсадные трубы
- •5.2 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий при ликвидации осложнений и аварий
- •5.3 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий при заканчивании скважин
- •5.4 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий при креплении скважин
- •6. Методические основы формирования сметной стоимости строительства нефтяных и газовых скважин
- •6.1 Методические основы формирования цен на строительную продукцию
- •6.2 Методика расчета стоимости строительства скважин базисно-индексным методом
- •Глава 1 – Подготовительные работы к строительству скважин
- •6.3 Методика расчета стоимости строительства скважин ресурсным методом
- •7. Оценка экономической и коммерческой
- •7.1.2 Расчет эксплуатационных затрат на добычу нефти
- •7.1.3 Расчет коммерческой эффективности бурения горизонтальных скважин
- •7.2 Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевых буровых растворов
- •7.2.1 Аннотация мероприятия
- •7.2.2 Обоснование базы сравнения
- •7.2.3 Расчет экономии эксплуатационных затрат от использования хлоркалиевого бурового раствора
- •7.2.4 Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевого бурового раствора
- •7.3 Оценка экономической эффективности использования технологии вскрытия продуктивного пласта безглинистым kcl-полимерным раствором
- •7.3.1 Аннотация мероприятия
- •7.3.2 Методика расчёта экономической эффективности мероприятий по заканчиванию скважин
- •7.3.3 База сравнения и расчёт экономической эффективности использования технологии вскрытия продуктивного пласта безглинистым kcl-полимерным раствором
- •7.4 Оценка коммерческой эффективности внедрения новой
- •7.4.3 Расчет коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использование усовершенствованного турбобура
- •Библиографический список
- •Оглавление
- •Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчетному году
- •Оценка эффективности научно-технических мероприятий в строительстве нефтяных и газовых скважин
- •169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
- •169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.
7.4 Оценка коммерческой эффективности внедрения новой
технологии бурения наклонно-напрвленных скважин
с использованием усовершенствованного турбобура
7.4.1 Аннотация мероприятия
Сущность работы заключается в использовании усовершенствованного односекционного турбобура с улучшенной энергетической характеристикой. Улучшение показателей работы турбобура осуществляется за счет использования высокомоментных ступеней турбин.
Уменьшенные размеры забойного двигателя повышают качество управления траекторией ствола скважины и способствуют повышению показателей работы долот за счет рационального размещения опорно-центрирующих элементов на забойном двигателе.
7.4.2 Выбор и обоснование базы сравнения
Расчет показателей эффективности проводится с использованием принципа «с проектом – без проекта». В качестве ситуации «без проекта» приняты показатели бурения в идентичных геолого-технических условиях при бурении скважин по серийной технологии с использованием серийных турбобуров. Расчет экономического эффекта составлен на стадии внедрения мероприятия в филиале «Тюменбургаз» ООО «Бургаз».
Факторы экономической эффективности:
- уменьшение времени механического бурения;
- увеличение проходки на долото;
- снижение затрат на содержание турбобура;
- снижение транспортных расходов.
В течение первого года разработка внедрена в филиале «Тюменбургаз» при бурении 85 скважин на Харвутинской площади, в течение второго года – при бурении 22 скважин на Ямбургском ГКМ.
7.4.3 Расчет коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использование усовершенствованного турбобура
При расчете фактического экономического эффекта использованы:
«Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР» СТО «Газпром». РД 1.12-096-2004 (введено в действие Приказом ОАО «Газпром» от 16 августа 2004г. № 70);
Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. Том 1,2. РД 39-0148052-547-87 (М., 1988г.).
При определении эффективности НИОКР на стадии внедрения учитываются следующие основные положения и условия:
– используется принцип сравнения «без проекта» и «с проектом», то есть расчет выполняется сопоставлением денежных потоков, связанных с проведением НИОКР и использованием его результатов, с денежными потоками, которые имели бы место, если внедрение не проводилось;
– расчет выполняется в текущих ценах без учета НДС;
– налоговое окружение принимается в соответствии с действующими законодательством;
– величина нормы дисконта определена из требований ОАО «Газпром» к доходности инвестиций.
Таблица 7.14 – Затраты времени на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы на один рейс при бурении в интервале 550-1350 м
|
Наименование работ |
Время, мин |
|
Промывка ПЗР, СПО Смена долота, проверка т/б Наращивание Смена переводника Дополнительное время при работе с УБТ Проработка Всего, ч |
1,8×2×[(550+1320):2:100]=33,66 6+19+13=29 7+2+7=16 11 8 9 15 121,66:60=2,03 |
Нормы времени приняты в соответствии с «Едиными нормами времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые», М., НИИ труда, 1987г.
В таблице 7.15 представлены исходные данные для расчета.
Таблица 7.15 – Исходные данные для расчета
|
Наименование показателей |
Показатели |
Обоснование показателей | |
|
Базового варианта |
варианта новой техники | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Харвутинская площадь | |||
|
1.Цель бурения |
Эксплуатация |
Показатели базового варианта – ГРП №137-02-43
Фактические данные филиала «Тюменбургаз» | |
|
2.Способ бурения |
Турбинный | ||
|
3. Тип буровой установки |
БУ-1600/100ЭУ | ||
|
4. Глубина скважины, м |
1320 | ||
|
5. Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес. |
1674 |
1800 | |
|
6. Интервал бурения, м |
550-1320 | ||
|
7. Проходка на долото, м |
180 |
235 | |
|
8. Механическая скорость проходки, м/ч |
20,0 |
21,1 | |
|
9. Время на проработку, час. |
15,5 |
3,5 | |
|
10. Время подготовительно-заключительных работ на один рейс, час. |
2,03 |
Таблица 7.14 | |
|
11. Время на один спуско-подъем инструмента, час. |
1,93 |
РД 39-0148052-547-87 «Методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений» | |
|
Ямбургское ГКМ | |||
|
12. Цель бурения |
Эксплуатация |
Фактические данные филиала «Тюменбургаз» | |
|
13. Способ бурения |
Турбинный | ||
|
14. Тип буровой установки |
БУ=1600/100ЭУ | ||
|
15. Глубина скважины, м |
1300 | ||
|
16. Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес. |
1657 |
1750 | |
|
17. Интервал бурения, м |
550-1300 | ||
|
18. Проходка на долото, м |
170 |
239 | |
|
19. Механическая скорость проходки, м/ч |
19,4 |
20,80 | |
|
20. Время на проработку, час. |
16,5 |
4,5 | |
|
21. Время подготовительно-заключительных работ на один рейс, час. |
2,03 |
Таблица 7.14 | |
Продолжение табл. 7.15
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
22. Время на один спуско-подъем инструмента, час. |
1,93 |
РД 39-0148052-547-87 «Методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений» | |
|
23. Стоимость часа работы буровой установки по прямым затратам, зависящим от времени, БУ-1600/100ЭУ, руб./час. - Харвутинская площадь - Ямбургское ГКМ |
13 188 13 082 |
| |
|
24. Тип турбобура - число секций - тип и число ступеней - масса, кг |
3ТРХ-195 3 26/16,5-330 4805 |
1А7Ш 1 А7П5-110 1952 |
Единые нормы времени на бурение скважин на нефть и газ и другие полезные ископаемые. – М., НИИтруда, 1987 г. (ремонт гидрав. забойных двигат.).
Данные филиала «Тюменбургаз» Сборник 49 СНИП «Скважины на нефть и газ». Сметные нормы. Т 2. Расценки. к=41,86 13,5 руб./сут *41,86/24 ч |
|
25. Межремонтный период турбобура, час. |
150 |
200 | |
|
26. Сборка и разборка турбобуров на буровой, час. |
1,46
|
0,5 | |
|
27. Коэффициент увеличения времени работы турбобура на промывку |
1,2 | ||
|
28. Ремонт турбобуров, час. |
53,85 |
17,95 | |
|
29. Стоимость комплекта запчастей для ремонта турбобура, руб. |
7776000 |
258666 | |
|
30. Число задействованных слесарей в ремонте турбобура, чел. |
2 | ||
|
31. Средняя заработная плата слесаря 4 разряда, руб./час |
23.54 | ||
|
32. Цена долот, руб. 215,9МС-ГВ 215,9 МЗ-ГВ 215,9С-ГВ |
79492 80508 63559 |
Цены завода ОАО «Волгабурмаш», НПП «Буринтех», Письмо ООО «БУРГАЗ» № 15/1364 от 16.10.2006 г. | |
|
33. Норма транспортно-заготовительных расходов, % |
22,5 |
СНИП 4.02-91, для района 1 г | |
|
34. Налог на прибыль, % |
24,0 |
Налоговое законодательство | |
|
35. Норма дисконта, % |
12,0 |
| |
|
36. Объем внедрения, скв. - Харвутинская площадь - Ямбурское ГКМ |
- - |
107 85 22 |
Акт внедрения, приложение 1 |
|
37. Затраты на разработку (внедрение), тыс. руб. |
2712 |
Договор № 6038-04-9 | |
Расчет экономии эксплуатационных затрат представлен в таблице 7.16.
Таблица 7.16 – Расчет экономии эксплуатационных затрат
|
Наименование Показателей |
Показатели | |
|
Базового варианта |
Варианта новой техники | |
|
1 |
2 |
3 |
|
Харвутинская площадь | ||
|
Расчет технико-экономических показателей | ||
|
1. Проходка в интервале, м |
770 | |
|
2. Количество долот, шт. |
770:180=5 |
770:235=4 |
|
3.Время, час. - механическое бурение - СПО - ПЗВР - сборка и разборка турбобуров на буровой - проработки Итого: |
770:20,0=38,5 1,93×5=9,65 2,03×5=10,15 1,46 15,5 72,26 |
770:21,1=36,49 1,93×4=7,72 2,03×4=8,12 0,5 3,5 54,89 |
|
4. Количество турбобуров на скважину, шт. |
38,5×1,2/150=0,31 |
36,49×1,2/200=0,22 |
|
5. Затраты на работу буровой установки, руб. |
13188×72,26=952965 |
13188×54,89=723889 |
|
6. Затраты на долота с учетом транспортно-заготовительных расходов, руб.: 215,9МС-ГВ 215,9МЗ-ГВ 215,9С-ГВ
Итого: |
79491×1=79492 80508×2=161016 63559×2=127118
(79492+161016+ 127118)×1,225= =450342 |
79491×1=79492 80508×2=161016 63559×1=63559
79492+161016+ 63559)×1,225= =372482 |
|
7. Текущие затраты, руб. - на комплект запасных частей для ремонта турбобура с учетом транспортно-заготовительных расходов; - проведение ремонта турбобуров (2 чел.) |
776 000×0,31× 1,225=294 686
53,85×23,54×2×0,31= =392 |
258 666×0,22× 1,225=69 710
17,95×23,54×2×0,22= =186 |
|
8. Итого по статьям изменяющихся затрат, руб. |
952965+450342+ 294686+392= =1698385 |
723889+372482+ 69710+186= =1166267 |
|
9. Снижение затрат, руб., в расчете на: - одну скважину - объем внедрения (85 скв.) |
- |
532 118 45 230 030 |
|
10. Снижение себестоимости метра проходки в интервале, руб. |
- |
532118/770=691 |
|
Ямбургское ГКМ |
|
|
|
Расчет технико-экономических показателей |
|
|
|
11. Проходка в интервале, м |
750 |
|
|
12. Количество долот, шт. |
750:170=5 |
750:229=4 |
Окончание табл. 7.16
|
1 |
2 |
3 |
|
13. Время, час. - механическое бурение - СПО - ПЗВР - сборка и разборка турбобуров на буровой - проработки Итого: |
750:19,4=38,66 1,93×5=9,65 2,03×510,15 1,46 16,5 76,42 |
750:20,8=36,05 1,93×4=7,72 2,03×4=8,12 0,5 4,5 56,89 |
|
14. Количество турбобуров на скважину, шт. |
38,66×1,2/150=0,31 |
36,05×1,2/200=0,22 |
|
15. Затраты на работу буровой установки, руб. |
13082×76,42=999726 |
13082×56,89=744235 |
|
16. Затраты на долота с учетом транспортно-заготовительных расходов, руб.: 215,9МС-ГВ 215,9МЗ-ГВ 215,9С-ГВ
Итого: |
79491×1=79492 80508×2=161016 63559×2=127118
(79492+161016+ 127118)×1,225= =450342 |
79491×1=79492 80508×2=161016 63559×1=63559
79492+161016+ 63559)×1,225= =372482 |
|
17. Текущие затраты, руб.
- на комплект запасных частей для ремонта турбобура с учетом транспортно-заготовительных расходов; - проведение ремонта турбобуров (2 чел.) |
776 000×0,31× 1,225=294 686
53,85×23,54×2×0,31= =392 |
258 666×0,22× 1,225=69 710
17,95×23,54×2×0,22= =186 |
|
18. Итого по статьям изменяющихся затрат, руб. |
999726+450342+ 294686+392= =1 745 145 |
744235+372482+ 69710+186= = 1 186 613 |
|
19. Снижение затрат, руб., в расчете на: - одну скважину - объем внедрения (85 скв.) |
- - |
558 532 12 287 704 |
|
20. Снижение себестоимости метра проходки в интервале, руб./ м |
|
558 532/750=745 |
|
ИТОГО снижение затрат на объем внедрения, руб. |
|
45230030 + 12287704 = =57 517 734 |
В таблице 7.17 представлен расчет показателей коммерческой эффективности новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура.
Таблица 7.17 – Оценка коммерческой эффективности новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием
усовершенствованного турбобура
|
Наименование показателя |
Ед. измерения |
1 год |
2 год |
3 год |
Итого |
|
Предпроизводственные затраты |
тыс. руб. |
2712 |
|
|
2712 |
|
Снижение затрат в результате внедрения: – по Харвутинской площади – по Ямбургскому ГКМ |
тыс. руб. |
|
45230,03
|
12287,70 |
45230,03 12287,70 |
Продолжение табл.7.17
|
Ставка налога на прибыль |
% |
|
24 |
24 |
|
|
Налог на прибыль |
тыс. руб. |
|
10855,21 |
2949,05 |
13804,26 |
|
Чистая прибыль в результате внедрения |
тыс. руб. |
|
34374,82 |
9338,65 |
43713,47 |
|
Чистый доход |
тыс. руб. |
-2712 |
34374,82 |
9338,65 |
41001,47 |
|
Норма дисконта |
% |
12 |
12 |
12 |
|
|
Коэффициент дисконтирования |
|
1,0000 |
0,8929 |
0,7972 |
|
|
Дисконтированный чистый доход |
тыс. руб. |
-2712 |
30693,28 |
7444,77 |
35426,05 |
|
Чистый дисконтированный доход |
тыс. руб. |
|
|
|
35426,05 |
|
Накопленный дисконтированный чистый доход |
тыс. руб. |
-2712 |
27981,28 |
35426,05 |
|
|
Индекс доходности |
руб./руб. |
|
|
|
14,06 |
|
Срок окупаемости |
годы |
|
|
|
1,1 |
Интегральный эффект от внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных газовых скважин на сеноманский горизонт с использованием усовершенствованного турбобура составил 35426,05 тыс. руб., индекс доходности – 14,06 руб. на 1 рубль предпроизводственных затрат и срок окупаемости – 1,1 года. Полученные результаты свидетельствуют об экономической эффективности использования усовершенствованного турбобура.
Результаты расчета коммерческой эффективности использования усовершенствованного турбобура приведены в табл. 7.18.
Таблица 7.18 – Результаты расчета коммерческой эффективности внедрения
новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура на Харвутинской площади и
Ямбургском ГКМ
|
Наименование показателей |
Единица измерения |
Величина показателя |
|
1. Объем внедрения, в том числе - Харвутинская площадь - Ямбургское ГКМ |
скв. |
107 85 22 |
|
2. Снижение себестоимости метра проходки в интервале бурения - Харвутинская площадь - Ямбургское ГКМ |
руб./м |
691 745 |
|
3. Снижение затрат, в том числе 3.1 Хартвутинская площадь в расчете на: - одну скважину - объем внедрения 3.2 Ямбургское ГКМ в расчете на: - одну скважину - объем внедрения |
тыс. руб. |
532 45 320
558 12 287 |
|
4. Интегральный экономический эффект |
тыс. руб. |
35426,05 |