Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса

Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса

"Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса"

буровой двухпоршневый насос

Введение

В наше время решение проблем ускорения научно-технического прогресса в нефтяной промышленности неразрывно связано с решением задач улучшения технико-экономических показателей буровых работ, выполнение которых требует от машиностроителей совершенствования и более полного использования его возможностей эксплуатационниками. Большие расходы, связанные с созданием опытных образцов буровых установок, и высокие требования к качеству их изготовления повышают ответственность конструкторов и ставят задачу более широких исследований бурового оборудования. За последние годы созданы новые образцы буровых машин, оказавших заметное влияние на производительность буровых работ. Успехи бурения неразрывно связаны с новейшими научными разработками в области расчета и проектирования буровых машин, повышения их технического уровня и надежности. Резкое снижение объемов бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ в Российской Федерации уменьшило потребность в буровых установках. Поставка же буровых установок за рубеж требует создания более конкурентно-способного и производительного оборудования. Повышение эффективности современных буровых установок характеризуется ростом уровня механизации и автоматизации всех работ по проводке скважины, увеличением мощности привода исполнительных механизмов, что сокращает время строительства скважины, но приводит к повышению напряженности работы механизмов. Поэтому повышение работоспособности механизмов современных буровых установок требует при проектировании знания факторов, приводящих к выходу из строя оборудования, параметров и режимов работы механизмов, методов расчетов долговечности несущих элементов.

Повышение быстроходности и производительности нефтяного оборудования и инструмента часто ограничивается недостаточной долговечностью их отдельных деталей и узлов. Недостаточная долговечность машин и механизмов вызывает необходимость снижать нагрузки на отдельные узлы и детали, увеличивать их габариты и вес, производить дополнительные затраты на изготовление запасных частей и ремонт оборудования. Повышение долговечности машин имеет особенно актуальное значение для нефтяной и газовой промышленности, так как большинство деталей нефтяного оборудования работает в тяжелых условиях, подвергаясь значительным знакопеременным и динамическим нагрузкам. Все это приводит к тому, что сроки службы основных деталей нефтяного оборудования и инструмента недостаточны.

Повышение производительности буровых работ и технического уровня бурового оборудования в значительной степени зависит от принятой методологии их проектирования в конструкторских организациях. При проектировании бурового оборудования важнейшими задачами являются выявление прочностных характеристик и режимов нагружения элементов, их расчет на прочность и выносливость.

Снижение массы буровых установок при одновременном повышении надежности и долговечности отдельных узлов и систем, повышение производительности и сокращение материальных и трудовых затрат в сфере эксплуатации приобретают особую актуальность при создании конкурентно-способного бурового оборудования.

1. Анализ конструкций буровых насосных агрегатов

Буровые насосы предназначены для нагнетания в скважину промывочной жидкости с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы (шлама) и выноса ее на дневную поверхность; охлаждения и смазки долота; создания гидромониторного эффекта при бурении струйными долотами; приведения в действие забойных гидравлических двигателей.

Существует 2 наиболее эффективных типа буровых насосов: Приводные двухпоршневые насосы двухстороннего действия; Приводные трехпоршневые насосы одностороннего действия,

Приводные двухпоршневые насосы двухстороннего действия стали применять с созданием мощных двигателей внутреннего сгорания и трансмиссий, способных передавать большие мощности.

Насос состоит из 2-х частей: гидравлической и приводной. Приводная часть представляет собой кривошипно-ползунный механизм с ползуном, соединенным с коренным валом зубчатым редуктором, снижающим частоту его вращения.

Несмотря на сложную конструкцию, большую неравномерность подачи (55% и более), эти насосы благодаря большой экономичности широко распространены. Значительная пульсация мгновенной подачи- результат преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное. Для уменьшения вредного влияния пульсации эти насосы применяют с диафрагменными компенсаторами.

Приводные трехпоршневые насосы одностороннего действия: более мощные (1000-1500 кВт), рассчитаные на длительную работу при высоких давлениях (30-40 МПа). В связи с этим у них уменьшены диаметры поршней и увеличены диаметры штоков (вместо 60-70 до 80-90 мм.). Это привело к тому, что объем камеры насоса двустороннего действия со стороны штока сократился и стал составлять 60-65% объема передней камеры , а масса двухпоршневого насоса резко возрасла , что усложнило его транспортировку и монтаж в промысловых условиях. В последние годы в мировой практике бурения все больше применяются быстроходные трехпоршневые насосы одностороннего действия. Это не случайно и объясняется тем, что при переходе в область высоких давлений наряду с требованиями резкого снижения массы возрастают требования к надежности работы буровых насосов, а также возникает необходимость постоянного контроля за степенью годности уплотнительных устройств в процессе эксплуатации. Наряду с этим эффективность использования обратного хода поршня в двухпоршневых насосах двухстороннего действия при высоких давлениях снижается из-за относительного роста площади штока.

В трехпоршневом насосе одностороннего действия в отличие от двухпоршневого двухстороннего действия нет камеры со штоком и уплотняющего сальника, что не только упрощает конструкцию, но и исключает износ штока и облегчает эксплуатацию насоса, так как не надо подтягивать и менять сальники и изношенные штоки. Кроме того зеркало цилиндра со стороны коренного вала открыто и позволяет его интенсивно обмывать, охлаждать и очищать от бурового раствора.

Проведенный завода "Уралмаш" анализ конструктивно-кинематических, технологических и нагрузочных параметров трехпоршневых буровых насосов одностороннего действия показал, что им в сравнении с двухпоршневыми насосами двухстороннего действия присущи следующие особенности:

более сложная и менее технологическая конструкция приводной части насоса и установки в целом в связи с наличием З вместо 2х кривошипно-шатунных механизмов;

более простая по конструкции и технологичная в изготовлении гидравлическая часть насоса благодаря простой форме и меньшим размерам клапанных коробок и компенсатора;

более эффективная система смазки, охлаждения и контроля за состоянием рабочих органов в связи с наличием доступа непосредственно к поршню с обратной стороны;

более высокий КПД из-за обильной смазки цилиндропоршневых пар (ЦПП) и исключение уплотнений штоков;

меньший (расчетный) ресурс: по клапанам в 1,3-1,5 раза, по поршням в 1,4-1,6 раза и примерно одинаковый по цилиндровым втулкам;

более высокий коэффициент готовности (на 5-7%) из-за резкого сокращения времени восстановления сменных частей гидроблоков.

Приведенные результаты показывают, что широкое внедрение трехпоршневых насосов в отечественную практику бурения позволит сэкономить огромное количество ценного металла при их изготовлении и улучшить технико-экономические показатели бурения. Однако при всех достоинствах триплексов вопросы их надежности и долговечности, особенно сменных деталей и узлов, нельзя считать окончательно и положительно решенными. Эта проблема требует дальнейшего углубленного изучения и развития. Наряду с этим, учитывая, что пока основной объем бурения в нашей стране приходится на двухпоршневые насосы, которым придется работать еще многие годы, важно продолжить работы по повышению надежности и долговечности сменных деталей и узлов дуплексов, тем более что решения могут быть взаимоприемлемыми для насосов указанных типов. Кроме того, уместно отметить, что тенденция перехода на триплексы в зарубежной практике коснулась в основном насосов большой мощности и высокого давления.

Что же касается насосов мощности до 500-600 кВт и давлением до 20 МПа, то на такие параметры предпочитают более надежные тихоходные двухпорпшевые насосы, так как выигрыш в массе в этом случае несущественен.

Рис.

Рис.

2. Техническая характеристика спроектированного оборудования

При конструировании насосов сначала выбирают прототип конструкции и устанавливают структуру конструкции. Выбор прототипа конструкции насоса, на базе которого в соответствии с заданными исходными данными конструируется новый, должен основываться на всестороннем анализе уже существующих конструкций и данных об их эксплуатации. Рассмотрим следующие конструкций приводных частей насосов:,НБТ-600, УНБТ-950.

Приводная часть предназначена для преобразования энергии вращательного движения трансмиссионного вала в энергию возвратно-поступательного движений поршней гидравлической части насоса.

Рис 2.1. Приводная часть: (НБТ-600): 1,2,3,4 - крепеж; 5-крышка; 6-гайка; 7 - винт; 8,9,10,11 - крепеж; 12-станина; 13 - уплотнение; 14 - шток ползуна; 15-шайба.

Рис. 2.2 Приводная часть: (УНБТ-950): 1 - шток; 2 - ползун; 3 - цилиндр; 4 - зубчатый венец; 5 - коренной вал; 6 - шатун; 7 - электронасос.

Поршень насоса НБТ-600 имеет значительные отличия в части манжетного уплотнения по сравнению с более мощной серией. Поршень насоса УНБТ-950 имеет возможность замены манжетного уплотнения по мере выхода оного из строя. Это обеспечивается цилиндрической поверхностью контакта поршня и манжетного уплотнения. У насосов НБТ-600 контакт поршня с манжетой происходит по ступенчатой поверхности, что предотвращает замену деятелей при износе по отдельности.

Рис. 2.3 Поршень насоса (НБТ-600): 1- манжета; 2 - шайба

Рис. 2.4 Цилиндропоршневая группа насоса (УНБТ-950): 1 - втулка цилиндровая; 2 - шток поршня; 3 - кожух; 4 - гайка крепления поршня; 5 -шайба; 6 - сердечник;7 - манжета поршня

3.Система охлаждения и смазки цилиндропоршневой пары

Система охлаждения и смазки цилиндропоршневой пары (рис. 2.5) предназначена для подачи смазочно-охлаждающей жидкости под давлением в зону трения поршня с цилиндровой втулкой с целью создания нормального режима работы цилиндропоршневой пары.

Система охлаждения и смазки цилиндропоршневой пары включает в себя следующие основные части: бак 4 для смазочно-охлаждающей жидкости, электронасос 6 центробежного типа, коллектор 2 с тремя гибкими шлангами 3.

Внутри бака имеется защитная сетка и подогреватель смазочно-охлаждающей жидкости при работе в холодное время года. Емкость бака 160 дм.

Включение и выключение электронасоса 6 должно быть сблокировано с включением силовых агрегатов в приводе бурового насоса.

Рис. 2.5. Система охлаждения и смазки цилиндро-поршневой пары: 1-вентиль; 2-коллектор; 3-шланг;4-бак; 5-сетка защитная; 6-электронасос

Работа системы охлаждения втулок происходит следующим образом: с включением силовых агрегатов в приводе включается электронасос 6 и смазочно-охлаждающая жидкость подается в общую магистраль коллектора 2; далее из общей магистрали смазочно-охлаждающая жидкость через шланги 3 поступает в зону трения ЦПП, а затем самотеком сливается в бак. В зимнее время года, в целях исключения замерзания смазочно-охлаждающей жидкости, необходимо к подогревателю подключить горячую воду или пар. Места подключения представляют собой, два свободных штуцера с резьбой М27.

В качестве смазочно-охлаждающей жидкости рекомендуется применять смесь из десяти частей дизельного топлива (ГОСТ 305-73) и одной части масла индустриального И-50А ГОСТ 20799-75.

Техническую воду применять не рекомендуется, так как она обладает низкими смазочными свойствами.

4. Технико-экономическое обоснование проекта

Цель работы: Определение экономического эффекта за счёт использования цилиндро - поршневой пары бурового насоса повышенной долговечности (использование поршня и цилиндровой втулки повышенной прочности). Экономический эффект использования бурового насоса УНБТ-950 будет достигаться за счёт:

увеличения наработки втулок и поршней насоса

уменьшения эксплуатационных затрат

И как следствие, ожидается снижение себестоимости бурения

5.Методика определения экономической эффективности

Экономическая эффективность может определяться на различных микро и макро уровнях. В нашем случае экономическая эффективность определяется на уровне предприятия.

Экономическая эффективность на уровне предприятия включает в себя следующие составляющие:

1.  Выручка от реализации продукции за вычетом расходов на собственные нужды.

2.  Социальные результаты для работников предприятий и членов их семей.

В состав затрат включаются единовременные и текущие затраты без амортизации.

Наше мероприятие характеризуется стабильностью технико-экономических показателей по годам расчетного периода, поэтому расчет экономического эффекта производится по формуле:

Э_t = å(Р_t- З_t) ×a_t , (1)

где α_t- коэффициент дисконтирования, он определяется по формуле:

, где

Е - банковский процент по годам расчетного периода;

Р_t - результаты от внедрения проекта;

Р_t = Ц_tQ_t

где Ц_t - цена продукции ;Q_t - объем продукции

Затраты на внедрение проекта 3_tопределяются по следующей формуле.

И_t =C_t- A₀

где И_t- текущие затраты (издержки производства); К_t - капитальные затраты

C_t- себестоимость, A₀- амортизационные отчисления.

В нашем случае имеем:

Р_t - результатом является выручка полученная от проходки на 1м.

Q_t - количество метров.

Ц_t - цена по которой мы продаем 1м построенной скважины.

_t - затраты на реализацию нового проекта.

К_t - капитальные затраты, которые представляют собой стоимость буровой установки.

Ц_t - текущие затраты без амортизационных отчислений, представляющие собой расходы по всем статьям в бурении.

6.Расчёт экономической эффективности от модернизации

Исходные данные, необходимые для расчета приведены в Таблице 1

Данные об объемах бурения взяты из Компании ОЗНА-Октябрьский механический завод

Таблица 1. Исходные данные

Расчет эксплуатационных затрат

К_п1=T/Н_п = (1*365*24)/250=36К_п2 =T/Н_п = (1*365*24)/750=12

К_в1=T/Н_в = (1*365*24)/400=22К_в2 = T/Н_в = (1*365*24)/800=11

З_в1= К_в1*В_ц*ЗП= 22*8*83,3 = 14661руб

З_в2= К_в2*В_ц*ЗП = 11*8*83,3 = 7330руб

З_п1 = К_п1*В_ц*ЗП = 36*7,2*83,3 = 21591руб

С_п1=К_п1*Ц_п=36*8530=307080рубС_п2=К_п2*Ц_п=12*10100=121200руб

С_в1=К_в1*Ц_в=22*11350=249700руб С_в2=К_в2*Ц_в=11*14800=162800руб

З_экс1=З_в1+З_п1+С_п1+С_в1=14661+21591+307080+249700=593032руб

З_экс2=З_в2+З_п2+С_п2+С_в2=7330+7197+121200+162800=298527руб

З_др1=N₁*t*Ц_э/э=475*333*2,94=465035 руб

З_др2=N₂*t*Ц_э/э=575*333*2,94=562937руб

К_t1= С_н1 +У₁ = 1272500+475000=1747500руб

К_t2=С_н2 +У₂ =1320000+520000=1840000руб

Состав оборудования и капитальные затраты на него, а также эксплуатационные затраты даны в Таблице 2

Таблица 2. Данные расчета эксплуатационных затрат

Расчет себестоимости бурения

C_t1=З_экс1+З_др1=593032+465035=1058067 руб

C_t2=З_экс2+З_др2=298527+562937=861464руб

Данные для расчета экономического эффекта бурения, такие как:

стоимость 1 метра проходки, глубина бурения, банковский процент, а также результаты расчета себестоимости бурения, коэффициент приведения к расчетному году представлены в Таблице 3

Таблица 3. Данные для расчета экономического эффекта бурения

Экономический эффект за срок службы насоса

НБТ-600:

Р_t1 = Ц_t1*Q_t1=700*4200=2940 тыс. руб

И_t1 =C_t1 - A₀=1058-349,5=709тыс. руб

3_t1=И_t1+К_t1=709+1747,5=2456тыс. руб

Э_t = å(Р_t- З_t) ×a_t

Э₁ = (2940 - 2456)×0,91 = 440тыс. руб

Э₂= (2940 - 709) ×0,83 = 1852тыс. руб

Э₃ = (2940 - 709) ×0,751 = 1675тыс. руб

Э₄= (2940 - 709) ×0,683 = 1523тыс. руб

Э₅ = (2940 -709) ×0,621 =1385тыс. руб

УНБТ-950:

Р_t2 = Ц_t2Q_t2=700*4200=2940 тыс. руб

И_t1 =C_t1 - A₀=861-368=493тыс. руб

_t1=И_t1+К_t1=493+1840=2333тыс. руб

Э_t = å(Р_t- З_t) ×a_t

Э₁ = (2940 - 2333) ×0,91 = 552тыс. руб

Э₂= (2940 - 493) ×0,83 = 2031тыс. руб

Э₃ = (2940 - 493) ×0,751 = 1838тыс. руб

Э₄= (2940 - 493) ×0,683 = 1671тыс. руб

Э₅ = (2940 -493) ×0,621 = 1520 тыс. руб

Результаты расчета экономической эффективности инвестиционного проекта представлены в Таблице 4

Таблица 4. Результаты расчета экономической эффективности инвестиционного проекта

Срок окупаемости:

Из расчетов следует, что период возврата капитала после начала реализации проекта составил 1 года. Соответственно срок окупаемости проекта Т_о=1 год.

Заключение

Проведенный расчет экономической эффективности инвестиционного проекта по внедрению бурового насоса УНБТ-950 вместо НБТ-600, что экономический эффект от ввода в эксплуатацию данного оборудования на одной буровой установке за 5 лет составил более 737 тыс. рублей за счет:

увеличения наработки втулок и поршней насоса за счет применения биометаллических втулок вместо стандартных стальных, а также поршней с повышенной прочностью вместо стандартных ,

уменьшения количества заменяемых деталей,

уменьшения стоимости заменяемых деталей,

уменьшения себестоимости бурения за счет уменьшения эксплуатационных затрат.

Экономия составила:

На стоимости поршней - 186 тыс. рублей

На стоимости втулок - 87 тыс. рублей

На затратах на замену втулок - 7 тыс. рублей

На затратах на замену поршней -14 тыс. рублей

На эксплуатационных затратах - 300 тыс. рублей

На себестоимости бурения - 196 тыс. рублей

Срок окупаемости проекта Т0 = 1 года, из этого следует, что проект эффективен для инвесторов.

Список литературы

1.      Дунаев В. Ф., Шпаков Н. П., Епифанов Н. П., Лындин В. Н. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности.,изд. «Нефть и газ», 2006г., 352 с.

.        Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник / А. Г. Злотникова, В. А. Колосков, Ф. Р. Матвеев и др. - 3-е изд., переработ. и доп. - М: Недра, 1989. - 204 с.: ил.

.        Методические рекомендации по экономическому содержанию дипломных проектов студентов технических специальностей. Березина С.А., Егорова Т.И., Епихова Н.И. и др. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. - 32 с.

.        Методические рекомендации по выполнению курсовой работы по дисциплине «Основы менеджмента» для студентов технических специальностей под ред. Шпаковой З. Ф. - М.: 1999.

5.