Техническое перевооружение цеха по ремонту насосно-компрессорных труб (стр. 7 из 11)
Стоимость внедряемого оборудования составляет 60 000 тыс. руб.
И = 60000 тыс. руб.
Основной показатель, который лежит в основе данного экономического эффекта – это прирост объема производства, т.е. увеличение объема выпуска отремонтированных насосно-компрессорных труб на 45 000 штук в год.
Vдоп. – дополнительный объем продукции
Vдоп. = V2 – V1 = 45000 шт.
За счет увеличения объема, увеличилась и выручка от реализации на 1530 тыс. руб.
β ув. = β2 – β1
β ув. = 4760000 – 3230000 = 1530000
Соответственно, увеличилась и прибыль, так как количество работников практически не изменилось, и себестоимость на единицу осталась на прежнем уровне. До внедрения предприятие получало прибыль в сумме 323 000 тыс. руб. в год, а после внедрения – 476 000 тыс. руб. в год.
Рдоп. = Vдоп. × р = 45000 × 3400 = 153 000 000
Где:
Рдоп. – прибыль, полученная в результате увеличения объема
продукции
Таким образом, условногодовой экономический эффект от внедрения в первый год работы составляет дополнительную прибыль, полученную предприятием от дополнительного объема за минусом стоимости внедряемого оборудования с затратами за доставку, монтаж, техническую подготовку, наладку и освоение производства.
Э1 = Рдоп. – И
Э1 = 153000 – 60000 = 93 000 тыс. руб.
Экономический эффект в последующие годы равен сумме дополнительной прибыли.
Э2… = Рдоп. = 153 000 тыс. руб.
Эффективность капитальных вложений достигается при условии, если расчетный коэффициент эффективности Ен больше либо равен нормативному коэффициенту эффективности Ен. Так как в расчете отсутствует нормативный коэффициент эффективности, вычисляем только расчетный Ен.
Где:р – цена единицы продукции
Sед – себестоимость единицы продукции
V2 – количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в год после внедрения
И – стоимость инвестиций
Срок окупаемости инвестиций – это срок, за который можно возвратить инвестированные в проект средства, т.е. это период времени начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами от его осуществления.
Зная доходы от инвестиций в первый год работы оборудования, высчитываем срок окупаемости:
Где :Тр – срок окупаемости
И – стоимость инвестиций
Э1 – доход в первый год
Таким образом, срок окупаемости данного проекта составляет меньше года.
3.3Сегментация рынка данной отрасли
Когда трубы несколько лет назад стали дорожать, стало нецелесообразно покупать новые НКТ, дешевле было ремонтировать старые, поэтому наблюдался рост спроса на комплексы по очистке и ремонту НКТ. Сейчас металл подешевел с 45-50 тыс. руб. за тонну НКТ до 40-42 тыс. руб. Это не такое критичное снижение, но спрос на оборудование упал. Комплексный цех стоит около 130 млн. руб., его окупаемость при полной загрузке составляет 1-1,5 года в зависимости от уровня оплаты труда персонала. Ремонт одной НКТ обходится в 5-7 раз дешевле, чем закуп новой, а ресурс отремонтированной трубы – 80%. Вообще, ресурс работы НКТ зависит от глубины скважины, загрязненности нефти и т.п. В некоторых скважинах трубы стоят по 3-4 месяца, и их уже надо доставать, в других, которые выдают почти чистое топливо, они могут работать и 10 лет.
3.3.1 Маркетинговая стратегия
Характеристики ремонта НКТ: Ремонт НКТ по технологии НТС соответствует требованиям ГОСТ 633-80 и РД 39-136-95. В техпроцессе дополнительно присутствуют специальные операции (восстановление резьбы без отрезания концов, упрочнение резьбы и нанесение антизадирного покрытия), позволяющие на 40-60% сократить потери длины трубы и в 5-7 раз увеличить износостойкость резьбы по сравнению с ресурсом резьбы новых труб заводской поставки. При ремонте производится глубокая очистка труб от АСПО, твердых отложений и ржавчины, что создает необходимые условия для достоверной дефектоскопии тела НКТ четырьмя взаимодополняющими методами неразрушающего контроля.
Отзывы ОАО «Самотлорнефтегаз» (ТНК-ВР) после эксплуатации отремонтированных по новой технологии НТС НКТ за 2008-2009гг.
Характеристики готовой продукции отремонтированных НКТ:
- рекламации бригад ТКРС – возврата труб со скважин нет;
- аварийность – обрывов по резьбе нет;
- герметичность – соответствует требованиям РД;
- ресурс СПО: контрольная технологическая подвеска из 248 труб, отремонтированных по технологии НТС, за период 2008-2009гг. прошла 183 СПО и продолжает эксплуатироваться.
Заключение: Технология ремонта НКТ ЗАО «НТС-Лидер» отвечает требованиям ОАО «Самотлорнефтегаз» и может быть рекомендована к использованию другими предприятиями.
Томскнефть ВНК (Роснефть) "О результатах внедрения технологии "НТС" ремонта НКТ в ОАО "Томскнефть" ВНК за 2008-2009гг."
За 2008-2009гг. на комплексе "НТС-200" отремонтировано свыше 400 тыс. штук НКТ. Из них более 70 тыс. штук НКТ возвращено в эксплуатацию из труб, списанных старой технологией ремонта и накопленных в течение нескольких лет.
Эксплуатационные характеристики отремонтированных по технологии «НТС» НКТ показали высокие результаты. Для примера, в первое полугодие 2008г. более 50 тыс. штук труб, отремонтированных по технологии «НТС», было использовано 85-тью бригадами ПРС и КРС в качестве технологического инструмента для проведения ремонтных работ на скважинах. Средний ресурс резьбы этих труб при проведении спуско-подъемных операций (СПО) составил более 60 СПО и эксплуатируются до сих пор.
Подтвержденные практикой высокие показатели износостойкости резьбы позволили уже 2008г. дважды внести изменения в разделы регламента ОАО «Томскнефть» ВНК, касающиеся отбраковки НКТ при проведении ПРС и КРС. Нормативное число СПО труб, прошедших технологию «НТС», увеличено с 3 до 20 СПО для б/у труб и с 6 до 40 СПО для новых труб.
В 2008г. объем закупки новых труб составил 12 тыс. тонн, в 2009г. – 10 тыс. тонн. Фактически остатки объемов новых труб 2003-2004гг. составили на складах Нефтяной Компании на третий квартал 2009г. около 2 тыс. тонн. Таким образом, за два года работы по технологии НТС позволили значительно сократить затраты на закупку новой трубы на 2010 год.
Экономический эффект от применения технологии «НТС» составил за два года более 14млн.$. Инвестиционные затраты окупились в течение первого года эксплуатации комплекса «НТС-200». Затраты снижены благодаря увеличению срока службы НКТ, уменьшению потерь длины труб из-за восстановления более 60% резьбы мощным ультразвуком, а также из-за вовлечения в оборот части объемов НКТ, списанных старой технологией ремонта и накопленных в течение нескольких лет.
Качество и экономические показатели ремонта НКТ по технологии НТС получили высокую оценку в Компании. Поэтому в 2008г. было принято решение о закупке передвижного комплекса «НТС-П» для обслуживания Игло-Талового месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Передвижной комплекс пущен в эксплуатацию в сентябре 2009г.
Снижение затрат Компании безусловно связано также с решением Руководства ОАО «Томскнефть» ВНК передать ремонт НКТ специализированной организации – ЗАО «НТС-Лидер», владеющей квалифицированными людскими ресурсами и материально-технической базой для обслуживания и поддержания высокого качества ремонта и производительности комплекса «НТС-200».
ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь ТПП Когалымнефтегаз "О проведении испытаний НКТ с упрочненой резьбой 2008г."
С целью изучения износостойкости резьбовых соединений, в ТПП «Когалымнефтегаз» проведены испытания НКТ с упрочненной резьбой производства ЗАО «НТС-Лидер». Испытания 10 НКТ Д73 показали отсутствие выявленных дефектов после проведения 50 полных СПО (50 раз свинчивание и 50 раз развенчивание). В настоящее время НКТ с упрочненной резьбой используются в составе подвески УЭЦН на 3-х добывающих скважинах ТПП «Когалымнефтегаз».
3.3.2 Стратегия на развитие услуги
Основными потребителями трубной продукции являются дочерние предприятия ТНК-ВР, в том числе ОАО «Удмуртнефть» г. Ижевск, ОАО «Белкамнефть» г. Краснокамск, ОАО «Оренбургнефть» г. Бузулук, ОАО «Саратовнефтегаз» г.Саратов, ОАО «Нижневартовское НГДП» г .Нижневартовск, ОАО «Роснефть» г.Усинск, ОАО «Нижневолжскнефть» г.Жирновск.
Трубы производятся следующих условных размеров: 60мм, 73мм и 89мм, групп прочности «Д», «К» и «Е».
Кроме этого, цех производит насосно-компрессорные трубы с упрочненным защитным покрытием резьбовой ниппельной части. Упрочнение и повышение герметичности резьбового соединения обеспечивается за счет применения метода воздушно-плазменного напыления металлических порошковых соединений, что придаёт резьбе большую износостойкость и герметичность, не изменяя при этом геометрию профиля резьбы и свойств металла.
Данные трубы успешно применяются в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», на Самотлорском НГДУ-1 в г. Нижневартовске (прошли более 115 СПО), в Удмуртии (прошли более 150 СПО).
Также цех осуществляет инспектирование и ремонт НКТ, инспектирование насосных штанг, инспектирование и ремонт ШГН в соответствии с Техническими Требованиями действующих ГОСТ и РД. По согласованию с потребителем на ниппельную часть как новой, так и ремонтной насосно-компрессорной трубы наносится износостойкое покрытие.
4.Безопасность жизнедеятельности
4.1 Вредные и опасные факторы производства
На работников цехов по обслуживанию и ремонту НКТ в процессе их трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы. Опасные и вредные производственные факторы (ГОСТ 12.0.003-74) подразделяются на четыре группы: физические, химические, биологические и психофизиологические.