* за основу взята стоимость ЭЦН-80
** трансфертная цена 1 тонны нефти ОАО ЮНГ на 2001 г.
Таким образом, затраты ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по ценам 2001 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 ОАО «ЮНГ» 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 ОАО ЮНГ*, 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 – ОАО «Юганскнефтегаз» - 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 ОАО «ЮНГ» составит 590 121 000 рублей.
Затраты ОАО ЮНГ 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.
Таблица 11 «Затраты на промывки в год. КРС против ГНКТ»
|
№
|
Показатели |
Ед. изм. |
2,4 бригады КРС |
1 бригада
ГНКТ |
Результаты |
|
1
|
Объем работ |
Скважин |
144 |
144 |
1:1 |
|
2
|
Затраты |
Млн. Рублей |
8,978 |
112,500 |
1:12 |
|
3
|
Выручка |
Млн. Рублей |
9,975 |
125,000 |
1:12 |
|
4
|
Прибыль |
Млн. Рублей |
0,997 |
12,500 |
1:12 |
|
5
|
Налоги |
Млн. Рублей |
0,349 |
4,375 |
1:12 |
|
6 |
Чистая прибыль |
Млн. Рублей |
0,648 |
8,125 |
1:12 |
7. 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 –- ОАО «Юганскнефтегаз» – 885 000 000 рублей.
Затраты Заказчика: – 125 000 000 рублей.
Дополнительная прибыль: 760 000 000 рублей.
8. Общие возможные показатели добычи скважин после проведения ГРП с применением ГНКТ за один календарный год.
|
Кол-во работ
|
Дебит,
Тонн/год |
Выручка,
Руб/год |
Затраты КРС, ГРП, ГНКТ Руб/год |
Валовой доход ЮНГ,
Руб/год |
Отношение
Затр.-
Приб. |
|
|
|
|
|
|
|
|
144 |
4 467 600 |
9 069 228 000 |
869 228 000 |
8 200 000 000 |
9 |
8. Варианты дополнительной добычи с применением ГРП + ГНКТ.
Один календарный год. 144 работы. Добыча 57 скважин.
Таблица 12 «Варианты добычи с применением ГНКТ»
|
Т
дебит,
суток |
Q
Тонн/год |
Выручка
«ЮНГ»
руб. |
Затраты
«ЮНГ»
на ГНКТ
57 (144) |
Валовая прибыль
ЮНГ |
Отнош.
Затраты/
Прибыль |
|
+30
(90) |
145 350 |
295 060 500
|
49 590 000
(125000000) |
170 060 500
|
1,7 |
|
+60 (120) |
290 700 |
590 121 000
|
49 590 000
125 000 000 |
465 121 000 |
3,7 |
|
+90 (150) |
436 050 |
885 181 500
|
49 590 000
125 000 000 |
760 181 500
|
6 |
10. Дополнительный валовой доход и затраты Заказчика, связанные с внедрением ГНКТ.
)