Добавлен: 19.06.2023
Просмотров: 149
Скачиваний: 2
В настоящее время в нефтяной отрасли РФ все сильнее заявляют о себе следующие серьезные проблемы: постепенное уменьшение запасов «старых» нефтяных месторождений; увеличение доли низкоэффективных запасов (с большим содержанием различных примесей, требующих специальных технологий добычи и переработки); «миграция» производственных мощностей в регионы со сложными климатическими условиями, что определяет дополнительные затраты на создание необходимой инфраструктуры. Одновременно обостряются и «хронические» проблемы отрасли: недостаток мощностей нефтедобычи, связанный с высоким физическим и моральным износом оборудования; отставание размеров инвестиций в отрасль от ее реальных потребностей; медленное внедрение современных прогрессивных технологий нефтедобычи.
С перечисленными проблемами столкнулись практически все нефтяные компании России, в том числе ПАО «Оренбургнефть», для которых фактически наступает «момент истины», т. к. только системная модернизация, использование современных технологий, новейших средств управления и контроля производством позволят отрасли избежать кризиса и нарастить (стабилизировать) объемы нефтедобычи.
2.2 Оценка экономической эффективности инновационного проекта ПАО «Оренбургнефть»
Представим расчет эффективности внедрения Струйного гидравлического смесителя СГС для размыва донных отложений и перемешивания нефти в резервуарах РВС и РВСП. На практике диагностика осадконакоплений в нефтяных резервуарах может осуществляться по материалам лабораторных описаний пробы, отчетам по подсчетам потерь нефти и нефтепродуктов во время хранения в резервуарах. Как показывает опыт, даже обычные профилактические меры не являются гарантией беспроблемной службы резервуаров. Рекомендовалось не доводить ситуацию до предела и установить СГС в резервуарах с целью избегания потерь при хранении нефтепродуктов и продления срока службы самих нефтяных резервуаров.
Так, например, по подсчетам потерь нефти при эксплуатации резервуаров объемом 2000м3 в ПАО «Оренбургнефть» в период 24 месяца составляет – 100 м3.
Q=2000/10*0,5=100 м3
Затраты на очистку одного резервуара и утилизацию накоплений при средне-расчетном значении 5000 рублей на 1 м3 составляют порядка 500 000 рублей.
5000 *100м3= 500000 рублей
Соответственно и количество потерянных нефтепродуктов составит 100 м3., что при рыночной стоимости нефти 436 долларов США за тонну составляет порядка 31828000 рублей.
Если принять для расчета минимальный срок службы СГС 10 лет, то объем затрат на очистку и утилизацию осадков составит примерно 2 500 000 рублей и соответственно стоимость потерянных нефтепродуктов составит порядка 13 516 000 рублей.
При стоимости одного СГС 2500000 рублей, экономическая эффективность при установке и эксплуатации такого смесителя в резервуарах хранения нефтепродуктов составит 13 516 000 рублей в период 10 лет эксплуатации.
При перерасчете на количество резервуаров на предприятии 400 штук , экономия денежных средств, при установке и эксплуатации СГС в резервуарах составит 5 406 400 000 рублей в течении 10 лет.
Еще одним инновационным проектов в ПАО «Оренбургнефть» является Система телеметрии «Ремонта скважин».
Система телеметрии (ТМС) является универсальной системой контроля за работой скважин. Она позволяет контролировать работу скважины в реальном режиме времени, сократить время вывода скважины на режим после ремонта и внутрисменные простои. Появляется возможность проверить корректность подбора электрического центробежного насоса (ЭЦН), проконтролировать процесс изменения режима работы скважины (изменение частоты, давления на приеме и пр.), предотвратить отказы ЭЦН
В рамках внедрения системы устанавливаются камеры и датчики на 30 подъемных агрегатах бригад КРС на разных месторождениях предприятия. С их помощью будут отслеживаться параметры работы на основных этапах проведения капитального ремонта скважин: скорость спуска и подъема оборудования, степень нагрузки, момент свинчивания насосно-компрессорных труб. Использование технологии позволит усилить контроль и прозрачность процесса капремонта. Руководители предприятия, начальники центральной инженерно-технологической службы, управления внутрискважинных работ, служб супервайзерского контроля, цехов добычи, подключенные к системе телеметрии, смогут контролировать ведущиеся на скважине работы и технологические процессы.
ТМРС - это производственный инструмент, нацеленный на оптимизацию производственного процесса за счёт сокращения непроизводительного времени ремонта, соблюдение технологического процесса и выполнение требований охраны труда и промышленной безопасности.
В настоящий момент системами автоматизации и телемеханики охвачены практически все области нефтегазодобывающей промышленности. Однако в связи со сложностью внедрения и эксплуатации оборудования на передвижных агрегатах процесс ремонта скважин практически не охвачен данными системами. Не смотря на то, что передвижные агрегаты оснащаются индикаторами веса, данные по результатам работ попадают к Заказчику только после их завершения. Разработанная нашей организацией система телеметрии.
«Ремонт скважины» (ТМРС) позволяет получать, контролировать и оперировать данными о процессе ремонта в режиме реального времени, что значительно повышает скорость реакции и качество ремонтных работ.
Цели и задачи ТМРС:
- сокращение непроизводительного времени (при соответствующих организационных решениях Заказчика и Исполнителя);
- прозрачность каждого этапа ремонта (оперативное обеспечение реальными данными);
- повышение качества ремонтных работ (соблюдение технологических параметров при ремонте скважин).
- обеспечение безопасности производства (предупреждение бригад на площадке о выходе из заданного режима).
Система ТМРС предназначена для контроля выполняемых ремонтных работ, как в режиме реального времени, так и для аналитики выполненных работ.
Основной функционал системы состоит из трех подсистем: видеонаблюдение – передача видеоизображения по каналам связи, ведение архива по ремонтным работам; телеметрия - контроль основных технологических параметров процесса ремонта (для агрегатов); GPS навигация– контроль перемещений и определение времени прибытия/убытия ремонтных агрегатов; наличие в системе реальных данных позволяет сопоставить план с фактом и исключает подлог.
Рисунок 1. Целевые показатели ТМРС
Представим расчет эффективности от внедрения ТМРС в ПАО «Оренбургнефть».
1. Фонд оплаты труда супервайзеров:
Опираясь на статистические данные, использование программы ТМРС позволяет высвободить min 2-х из 40 супервайзеров
ЗП супервайзера – 45 000 руб./мес., без учета налогов 45 000/0,87 = 51 700 руб.
51 700*0,13 = 6 700 руб. – НДФЛ
51 700*0,3 = 15 500 руб. – Страховые взносы
ЗП с учетом налогов = 45 000 + 6 700 + 15 500 = 67 200 руб./мес.
ФОТ = 2 * 67 200 * 12 = 1,61 млн. руб. в год
В 2018 году благодаря использованию программы удалось предотвратить 25% аварий, то есть 570,25 суток простоя скважин
Из расчета, что средний дебит нефти по месторождению составляет 5 тонн в сутки.
Дополнительно добытая нефть: 570,25*5 = 2851,25 тонн нефти, это приблизительно 17932 барреля нефти или 17932*50$ за баррель*50 рублей за доллар = 44,83 млн. руб.
3. Снижение стоимости ремонта вследствие выявления нарушений системой ТМРС.
В 2018 году с использованием системы было дополнительно выставлено счетов подрядчикам на сумму 2,5 млн. руб.
4. Экономия за счет выявления скрытых простоев.
Благодаря использованию программы ТМРС в 2018 году было выявлено более 2500 часов скрытых простоев.
В денежном выражении составило: 2500*4138 руб./час = 10,34 млн. руб.
Данный инновационный проект позволит ПАО «Оренбургнефть» усилить контроль работы подрядных сервисных организаций и более оперативно реагировать на любые внештатные ситуации. Технология будет способствовать улучшению качества проводимых работ, приведет к оптимизации затрат на капитальный ремонт скважин.
Мы ежедневно убеждаемся в важности внедрения инноваций. Нефтегазовая промышленность – это тот сектор, где процессные инновации оказывают огромное влияние не только на конечные результаты деятельности отдельных компаний, но и на состояние национальной экономики в целом. Совершенно очевидно, что за последнее десятилетие нефтегазовая промышленность продемонстрировала целый ряд поразительных достижений по всему миру. Для большинства крупнейших нефтегазовых компаний инновации составляют важнейшую часть корпоративной культуры и миссии компании, и компании получают значительную выгоду от своей инновационной деятельности. Многие наши клиенты в России и странах Центральной и Восточной Европы (ЦВЕ) осознали преимущества инновационной деятельности и приступили к внедрению передовых инновационных решений, перенимая опыт крупнейших международных нефтяных компаний и лидеров инновационного развития из других отраслей. Именно об этом пойдет речь в нашей публикации. Для многих нефтегазовых компаний в России и странах Центральной и Восточной Европы формирование инновационной культуры сопряжено с различными трудностями, однако наш международный опыт доказывает, что компании, которые определяют это направление в качестве приоритета своего развития, могут получить в результате огромные выгоды и преимущества.
Возможно, к числу наиболее актуальных задач для нефтегазовых компаний в области инновационной деятельности относится разработка правильной технологической стратегии и правильной операционной модели, выбор правильных деловых партнеров и использование правильного набора показателей деятельности, позволяющих оценить продвижение компании по пути инновационного развития.
Глава 3. Оценка рисков инновационного проекта ПАО «Оренбургнефть»
3.1 Анализ рисков инновационного проекта ПАО «Оренбургнефть»
Инновации и инновационная деятельность связана со значительным риском, поскольку смысл инноваций составляют изменения, которые рассматриваются как источник дохода, а процессы и результаты изменений содержат существенную долю элементов неопределенности и вызванного ею риска при этом рациональное поведение заключается в том, чтобы не игнорировать риск, а должным образом учитывать его для обоснования мероприятий, направленных на его предупреждения, снижения или компенсации риску.
Риск инновационного проекта - это мера неуверенности в получении ожидаемого уровня доходности при реализации инновационного проекта в реальных условиях хозяйствования.
При идентификации необходимо разделять риски по масштабности: риск, присущий конкретному инновационному проекту; риск, присущий самому предприятию (например, риск недостаточной финансовой устойчивости); риск, без которого невозможна деятельность отрасли и рынка в целом.
Бывают ситуации неопределенности для общей хозяйственной деятельности субъекта, а также отдельные риски, присущие только этому инновационному проекту.
Риски при реализации инновационного проекта могут возникнуть или па стадии продуцирования и выбора идеи инновационного проекта, или уже на стадии непосредственной разработки и внедрения инновационного проекта в реальных условиях хозяйствования. В любом случае, чем позже оказался (идентифицировался) тот или иной риск, тем выше вероятность возникновения убытков или тем большей оказывается недостижимость поставленных целей.
Основными этапами оценки рисков инновационных проектов в ПАО «Оренбургнефть» являются:
1. Определение отдельных (элементарных) рисков реализации конкретного инновационного проекта. При этом необходимо идентифицировать риски, которые могут возникнуть в любой момент осуществления проекта и, по возможности систематизировать их.
2. Оценка информации для определения уровня отдельных проектных рисков. Информация о внешней среды функционирования предприятия имеется всегда, однако лицу, принимает решение о целесообразности их экономической эффективности определенного инновационного проекта, нужно обращать внимание на ее достоверность и возможность применения при анализе ретроспективные данные используют при наличии аналогий в инновационной деятельности прошлых лет (при этом условия реализации и область применения должны быть похожими). Если инновация является новейшей для предприятия и ее оценка по уровню рисков осуществляемой при отсутствии каких-либо статистических данных, то возникает необходимость применения методов, использующих инструменты оценки субъективной вероятности.