ВКР - ремонт нефтепровода Шаим-Тюмень. ВКР - ремонт Шаим-Тюмень - откорректирован. Ремонт подводного перехода магистрального нефтепровода ШаимТюмень через р. Леушинка

• Название: Ремонт подводного перехода магистрального нефтепровода ШаимТюмень через р. Леушинка
• Анкор: ВКР - ремонт нефтепровода Шаим-Тюмень
• Дата: 03.11.2021
• Размер: 1.87 Mb.
• Имя файла: ВКР - ремонт Шаим-Тюмень - откорректирован.docx
• Тип: Пояснительная записка; #262216
• страница: 19 из 19

ГЛАВА 5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

В данном разделе рассчитывается экономический эффект от проведения диагностики участка нефтепровода «Шаим-Тюмень». Рассматривается сравнение двух технологий ремонта нефтепровода, новой и старой.

Определим экономический эффект от проведения диагностики участка нефтепровода «Шаим-Тюмень» протяженностью 109 км, диаметром 530 мм, на основе следующих данных.

Таблица 5.1 - Исходные данные

			Новая технология		Старая технология
Всего опасных дефектов, шт			239		239
Объем работ по замене, км	труб	2		2,5
	изоляции	1		2
Ремонт локальных дефектов, шт			10		-
Оставшиеся опасные дефекты, шт			-		5

Стоимость ремонта (замены) 1 км трубы 4,22 млн.р./км; стоимость ремонта 1 км изоляции (без замены трубы) 0,809 млн.р./км. Затраты на подготовительно-заключительные работы при проведении ремонта сплошным методом 0,48 млн.р./км. Затраты на оплату услуг ЦТД «Диаскан» составили 2393,64 тыс.р.

Текущие затраты самого предприятия на подготовительные работы к диагностике составили 150 тыс.р. Затраты на ремонт одного локального дефекта составляют 35 тыс.р. Капитальные затраты предприятия на диагностику (реконструкция камер, покупка скребков) составили 2,1 млн.р.

Амортизационные отчисления 5% от стоимости основных фондов. За расчетный период принять 10 лет. Удельный ущерб от одной аварии составляет 2,55 млн.р. Вероятность развития дефекта в аварию 0,5.

В расчете суммарный ущерб от всех аварий распределить равномерно по годам расчетного периода, т.е.:

млн.р./год

Принять, что экономия за счет сокращения затрат на ремонты реализуется в первый год расчетного периода.

Методика расчета экономического эффекта от проведения диагностики.

Для анализа эффективности от проведения внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов используются следующие критерии:

• 
  чистый дисконтированный доход (ЧДД);
  
• 
  индекс доходности (ИД);
  
• 
  период возврата инвестиций (Ток).
  

Чистый дисконтированный доход определяется по формуле:

,

где Рt – стоимостная оценка результатов осуществления проекта за год t;

Зt – стоимостная оценка полных затрат на осуществление проекта за год t;

Е – норма (ставка) дисконта;

Т – период службы проекта.

Если из состава полных затрат Зt исключить капитальные вложения Кt (инвестиции на t-м году) то формула приобретает следующий вид:

,

где З/t – затраты на t-м году без учета капитальных вложений;

К – дисконтированные капитальные вложения.

Величина Рt – Зt представляет собой годовые поступления по проекту. Разработаны специальные таблицы, позволяющие находить величины коэффициентов при заданных значениях Е, T и t.

Проект считается эффективным, если величина ЧДД имеет положительное значение.

Индекс доходности (ИД) определяется как отношение суммы приведенных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:

,

Величина индекса доходности тесно связана с величиной чистого дисконтированного дохода. Если ЧДД положителен, то ИД>1 и проект эффективен.

Период возврата инвестиций или срок окупаемости Ток характеризует период времени, начиная с которого результаты внедрения проекта превышают первоначальные капитальные вложения и другие затраты. При определении срока окупаемости с учетом фактора времени используется следующая формула:

,

Ток можно определить по формуле:

,

где Эn-1, Эn – интегральный экономический эффект за период tn-1 и tn соответственно.

Интегральный экономический эффект учитывает приведенную стоимость и капитальные вложения с целью получения будущего дохода с учетом дисконта, банковских ставок в процентах, дивидендов и др.

Величина

Рt- Зt’=ПЧt+Аt+Лt

где ПЧt - чистая прибыль (прибыль после вычета налогов) в году t ;

Аt - амортизационные отчисления в году t ;

Лt – ликвидационная стоимость основных фондов в году t .

Прирост прибыли ПЧt от проведения диагностики образуется за счет следующих факторов:

1. 
   Экономии издержек в результате уменьшения объемов ремонтных работ за счет выборочного ремонта;
   
2. 
   Исключения аварийных потерь вследствие тех опасных дефектов, которые не могли быть выявлены традиционными методами;
   
3. 
   Экономии затрат на проведение гидроиспытаний.
   

Одновременно себестоимость транспортировки нефти возрастает за счет затрат на диагностику.

Таким образом,

ПЧt=ПРt+ПУt-ПДt

где ПРt - увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы ( в первый год расчетного периода );

ПУt - предотвращенный ущерб от аварий и отказов в году t;

ПДt - текущие затраты на диагностику в году t .

Предотвращенный ущерб от аварий и отказов складываются из:

1. 
   ущерба от повреждения линейной части нефтепровода;
   
2. 
   ущерба от утечки нефти;
   
3. 
   ущерба от загрязнения окружающей среды.
   

Затраты на диагностику ИД включают в себя :

• 
  оплату услуг Центра технической диагностики-ИЦТД;
  
• 
  текущие затраты на подготовительно-заключительные работы (пропуск скребков, создание запасов продукции у потребителя или свободной емкости у поставщиков)- ИПЗР;
  

ИД=ИЦТД+ИПЗР

Увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы определяются следующим образом :

ПР=ИР1+ИР2-ИР3+ИРп

где ИР1- снижение затрат на проведение ремонта с заменой труб (при длине отдельных участков, превышающих длину одной стандартной трубы),

ИР1=L1СР1

где L1- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км;

СР1- стоимость ремонта одного км трубы.

ИР2- снижение затрат на проведение ремонтов нефтепровода со сплошной заменой изоляции в траншее без замены труб,

ИР2=L2СР2

где L2- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км;

СР2- стоимость ремонта 1 км изоляции.

ИР3- затраты на проведение ремонтных работ по устранению локальных дефектов, включая дефекты, требующие вырезки трубы и вварки катушки (до одной трубы),

ИР3=nСР3

где n- количество дефектов;

СР3- затраты на ремонт одного дефекта,

ИРп- снижение затрат на подготовительно-заключительные работы при проведении ремонтов (включая гидроиспытания),

ИРп=L1СРп

где СРп- стоимость подготовительно-заключительных работ на 1 км трубы.

Капитальные затраты на диагностику включают :

1. 
   затраты на реконструкцию камер;
   
2. 
   затраты на покупку скребков.
   

ИР1=L1СР1=0.54.22=2,11 млн.р.;

ИР2=L2СР2=10,809=0,809 млн.р.;

ИР3=nСР3=100,035=0,35 млн.р.;

ИРП=L1СРП=0,50,48=0,24 млн.р.;

ПР1=2,11+0,809-0,35+0,24=2,809 млн.р.;

П1=2,809+0,6375-(2,394+0,15)=0,903 млн.р.

Период возврата инвестиций определим графоаналитически по формуле. На рисунке 6.1 точка пересечения линии интегрального экономического эффекта и оси абсцисс – это искомая величина срока окупаемости от начала 0-го года.

года.

Так как индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше внутренней нормы доходности и срок окупаемости небольшой, то проект можно считать выгодным.

ВНД=27%.

Результаты расчета указывают на высокую эффективность диагностики, ее развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и в конечном счете снижение затрат на перекачку.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При анализе эффективности от проведения внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов использовались следующие критерии:

• 
  чистый дисконтированный доход (ЧДД);
  
• 
  индекс доходности (ИД);
  
• 
  период возврата инвестиций (Ток).
  

Так как индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше внутренней нормы доходности и срок окупаемости небольшой, то проект можно считать выгодным.

Срок окупаемости составляет 4,37 года, ВНД=27%.

Результаты расчета указывают на высокую эффективность диагностики, ее развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и в конечном счете снижение затрат на перекачку.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Самотлор-экспресс. «Ики юз али – уч юз!»: сообщение о первой нефти Западной Сибири передавалось на азербайджанском языке. Бурение и Нефть - журнал про газ и нефть. burneft.ru (15.04.2015). Дата обращения: 6 мая 2019.
   
2. 
   Д.В. Новицкий, С.В. Кузьмин, В.В. Иванов. История становления и этапы развития нефтегазовой отрасли. — Учебное пособие. — Тюмень: Тюменский институт инженерных систем "Инновация", 2017. — С. 38—42. — 112 с.
   
3. 
   Ирбэ, Владислав Александрович. Сибирь. Нефть // Я расскажу тебе.... — Воспоминания. — Новороссийск: Новороссийская типография, 2000. — 360 с.
   
4. 
   Валерий Зарубин. Журналист -- это боец / Любовь Васильевна Лущай.. — Вы слушаете радио "Югория".. — Екатеринбург: Средне-Уральское книжное издательство, 2002. — С. 109. — 352 с. — ISBN 5-7529-0937-9.
   
5. 
   СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. – М.: ГУПЦ ПП, 1997. – 52 с.
   
6. 
   Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра. 1995 – 255 с.
   
7. 
   СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. – М.: Стройиздат, 1985. – 80 с.
   
8. 
   Бородавкин П.П. и др. Подводные трубопроводы. – М.: Недра, 1979. – 415 с.
   
9. 
   Шаммазов А.М. и др. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 2000. – 236 с.
   
10. 
    Зайцев К.И., Шмелева И.А. Справочник по сварочно- монтажным работам при строительстве трубопроводов. – М.: Недра, 1982. – 223 с.
    
11. 
    Золотницкий Н.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Учеб. для вузов. – М.: Высшая школа, 1978. – 408 с.
    
12. 
    ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. – М.: Издательство стандартов, 1998. – 42 с.
    
13. 
    Броун С.И., Кравец В.А. Охрана труда при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ. – М.: Недра, 1978. – 239 с.
    
14. 
    Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471 с.
    
15. 
    РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. – Уфа: ИПТЭР, 2000. – 150 с.
    
16. 
    Паспорт подводного перехода магистрального нефтепровода «Шаим-Тюмень» через р. Леушинка.
    
17. 
    Технический отчет по диагностическому обследованию нефтепровода «Шаим-Тюмень » внутритрубным инспекционным прибором «Ультразвуковой дефектоскоп WM».
    
18. 
    Технический отчет по полному обследованию ППМН «Шаим-Тюмень» диаметром 530 мм. через р. Леушинка 107,8 км. трассы
    
19. 
    Паспорт магистрального нефтепровода «Шаим-Тюмень»
    
20. 
    Паспорт очистного скребка СКР-1
    
21. 
    РД 153–39.4–067–04* «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов» – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2004. – 75 с.
    
22. 
    Регламент по очистке магистральных нефтепроводов. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005. – 15 с.
    
23. 
    ВППБ 01-05-99. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть». Зарегистрированы ГУ ГПС МВД РФ, введены с 01.08.00. – 45 с.
    
24. 
    ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 96 с.
    
25. 
    ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 85 с.
    
26. 
    ВСН 010-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 88с.
    
27. 
    ВСН 011-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 101 с.
    
28. 
    ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 78 с.
    
29. 
    ВСН 014-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 92 с.
    
30. 
    ВСН 007-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировки. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 98 с.
    
31. 
    Паспорт прибора толщиномер МТ-50НЦ
    
32. 
    Соловьева И.А. Методика расчета экономической эффективности. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. – 32 с.
    
33. 
    РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1995. – 68 с.
    
34. 
    Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. – М.: «АК «Транснефть», ЦТД, 1994. – 256 с.
    
35. 
    ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. – М.: Изд-во стандартов, 1983. – 64 с.
    
36. 
    Правила охраны магистральных трубопроводов. Подводные переходы. М.: Миннефтегазстрой, 1993. – 205 с.
    
37. 
    РД 153 – 39.4Р – 130 – 2002* «Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов» М.: ОАО «АК «Транснефть», 2004. – 256 с.
    
38. 
    ГГН 2.25 686-98. Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. Гигиенические нормативы. Минздрав России. - 1998. – 28 с.
    
39. 
    Регламент представления срочных донесений об авариях и отказах на магистральных нефтепроводах, НПС и РП и их учет. Утв. ОАО «АК «Транснефть» 30.12.2000. – 23 с.
    
40. 
    Анализ разработки месторождения, ООО ТФ «КогалымНИПИнефть, протокол ТО ЦКР по ХМАО № 666 от 15.06.2005;
    
41. 
    Технологическая схема разработки месторождения», ООО
    

«КогалымНИПИнефть, протокол ТО ЦКР по ХМАО № 1217 от 10.11.2009;

42. 
    Дополнение к технологической схеме разработки месторождения», ООО «КогалымНИПИнефть», протокол ЦНГС ЦКР Роснедр № 6414 от 10.12.2015;
    
43. 
    Дополнение к технологической схеме разработки месторождения», ООО «КогалымНИПИнефть», протокол Западно-сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС № 86-17 от 19.12.2017.