Особенностью технологии сепарации нефти с высоким содержанием углекислоты является повышенный унос легких фракций с газом. Значение уноса доходит до 0,8% от массы сепарируемой нефти.

Высокое содержание углекислоты способствует вспениванию нефти и воды, что ухудшает процессы сепарации газа и отделения воды. Это приводит к необходимости применения химических добавок, уменьшающих пенообразование и сброс воды на ранней стадии подготовки нефти.

6. Пена представляет собой газожидкостную систему, состоящую из пузырьков газа, разделенных тонкими пленками нефти. Пенообразование зависит от условий подвода жидкости на ее слой, находящийся в нижней части газонефтяного сепаратора, а также от наличия в нефти пенообразующих веществ.

Пенообразование усиливается при падении жидкости с высоты на слой нефти. Пенообразование усиливается пузырьками газа, всплывающими на поверхность нефти.

Для уменьшения пенообразования в продукцию скважин перед входом ее в сепаратор добавляют поверхностно-активные вещества или пропускают нефть через подогретую воду.

7. Сепарация высоковязких нефтей характеризуется замедленными процессами массообмена, коалесницей и седиментацией газовых включений, разрушением пенного слоя. Для интенсификации разделения газовых эмульсий высоковязких нефтей предусматривается следующее: применение трубопровода, вибровоздействия, дросселирования, турбулизации, подогрев, разбавление маловязкими нефтями, применение сепараторов, оснащенных коалесцирующими пеногасящими внутренними секциями.

8. Размер частиц жидкости в газе, образованных механическим перемешиванием, изменяется обратно пропорционально поверхностному натяжению, т.е. чем больше поверхностное натяжение газ - жидкость, тем меньше размер капелек жидкости и наоборот. Поверхностное натяжение также значительно влияет на прочность жидкостных пленок.

Известно, что чем меньше поверхностное натяжение систем газ - жидкость, жидкость - твердое тело, тем легче потоку разрушить жидкостную пленку на мельчайшие капельки, которые могут быть вынесены из сепаратора.

9. Существенную роль в процессе сепарации играет скорость газа. Для гравитационных сепараторов уменьшение скорости газа ведет к повышению эффективности их работы. Эффективность инерционных сепараторов возрастает с повышением скорости газа (до определенного предела).

3.6 Порядок и методика технологического расчета нефтегазсепоратора

Технологический расчет сепарационного оборудования состоит из следующих частей:

1. Исходные данные для расчета;

2. Проектный или поверочный расчет;

3. Проектный расчет выполняется при разработке нового типоразмера аппарата и включает разделы:

4. Выбор условий расчета;

5. Расчет элементов сепаратора (сепарационного элемента штуцеров, сливных труб и др.);

6. Построение зависимостей, определяющих технологические возможности аппарата;

7. Расчет размеров технологических зон;

8. Гидравлический расчет;

Поверочный расчет выполняется при решении вопросов возможности применения существующего типоразмера аппарата и состоит из разделов:

1. Выбор условий расчета;

2. Поверки соответствия действительного диапазона работы по газу и жидкости заданному;

3. Гидравлический расчет.

Исходные данные для расчета.

Для проведения технологического расчета сепарационного оборудования необходимы следующие данные (таблица 3.9).

Исходные данные для расчета взяты согласно технологического регламента установки предварительного сброса воды.

Максимальная производительность по газу - на 10,5% больше номинальной производительности, а минимальная производительность в 1,5 раза меньше максимальной.

Таблица 3.7 Исходные данные для расчета

Наименование, обозначение, размерность	Значение величины
Производительность по жидкости Qж , м3/сут. по газу, нм3/сут. номинальная Qн максимальная Qmax минимальная Qmin	10000 438000 483800 321200
2. Рабочее давление, МПа	1,2 - 1,6
3. Температура Т, К	275 - 293
6. Граничные условия	Р=1,2 Мпа	Р=1,6 Мпа
	Т=275 К	Т=293 К	Т=275 К	Т=293 К
6. Коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз 10-3, Дж/м2 нефть - попутный газ вода - нефть	2,610-4 2,5610-4	2,510-4 2,5610-4	2,410-4 2,5210-4	2,310-4 2,5210-4
Плотность жидкости ж, кг/м3 Вода нефть	980 845	980 870	980 830	980 853
7. Вязкость кинематическая, м2/с	25
8. Время пребывания жидкости в аппарате , мин.	3

Определение расчетных параметров. Определим псевдокритические параметры Р_пк, Т_пк (таблица 3.8.), используя состав и параметры газа согласно проекту разработки северо-восточной части объекта АC₁ Спорышевского нефтяного месторождения.

Таблица 3.8 Определение псевдокритические параметры Р_пк, Т_пк.

Состав и параметры газа	Молекулярный вес газа М= yi*Мi
Компоненты	Мольная доля, yi	Критическое давление	Критическая температура
		Pk, кгс/см2	Pk* yi	Tk, K	Tk* yi	Мi	yi*Мi
СH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 CO2 N2	0,77 0,03 0,09 0,04 0,05 0,003 0,04	45,8 48,8 42,0 34,5 33,0 73,0 33,5	35,26 1,64 3,78 1,38 1,65 0,219 1,34	190,5 305,4 369,8 425,5 469,7 304 125,9	147,50 12,12 32,47 17,46 24,42 4,94 5,91	16,04 30,07 44,09 58,12 75,15 44,01 28,01	12,35 0,90 3,96 2,32 3,76 0,13 1,12
			Рпк = =45,27		Тпк= =240,82		24,54

По известным данным Р_пк, Т_пк определим приведенные параметры газа в рабочих условиях по формуле 3.1. и 3.2.

_1,2 (3.1)

_1,6

(3.2)

Плотность газа в нормальных условиях определим по следующей формуле:

кг/нм³ (3.3)

Найдем плотность газа при давлении 1,2 МПа и 1,6 МПа при температурах 275 и 293 К по формуле 3.4 и результаты занесем в таблицу 5.4.

кг/нм³ (3.4)

Коэффициенты сверхсжимаемости, зависящие отприведенного давления и температуры, найдем используя и результаты занесем в таблицу 3.9.

Таблица 3.9 Определение коэффициента сжимаемости и плотности газа.

Наименование, обозначение, размерность	Р=1,2 МПа	Р=1,6 МПа
	Т=275 К	Т=293 К	Т=275 К	Т=293 К
Приведенное давление	0,29	0,29	0,38	0,38
Приведенная температура	1,14	1,22	1,14	1,22
Коэффициент сжимаемости Z=f(	0.96	0.98	0.95	0.94
Плотность газа в рабочих условиях , кг/нм3	14,27	13,12	19,05	18,27

Условия расчета:

Сепарационное оборудование работает в системах, где возможно изменение технологических параметров в широких пределах. При выборе условий для проведения проектного и поверочного расчета необходимо руководствоваться следующими положениями, приведенными в таблице 3.10.

Таблица 3.10 Условие расчета

Наименование, обозначение, размерность	Р=1,2 МПа	Р=1,6 МПа
	Т=275 К	Т=293 К	Т=275 К	Т=293 К
Соотношение	0,045	0,042	0,062	0,059
Произведение нефть вода	0,22 2,51	0,21 2,51	0,20 2,46	0,19 2,46

Так как соотношение имеет минимальное значение при условии

Р=1,2 МПа и Т=293 К - это условие является расчетным.

Так как произведение имеет минимальное значение для нефти - расчет проводится по нефти.

Определение объема и размеров сепаратора.

Объем сепаратора определим согласно формулы 3.5.

= (3.5)

где - коэффициент заполнения сепаратора жидкостью.

Рекомендуемая степень заполнения 0,5.

Расчетный объем сепаратора округляется до ближайшего из ряда по ГОСТ 9931-79: =50,00 м³. В зависимости от объема сепаратора по ГОСТ 9931-79 принимается внутренний диаметр сепаратора: Dв= 2,60 м.

По принятым объему и диаметру определим длину сепаратора.

(3.6)

Расчетная длина округляется до ближайшего значения из ряда по ГОСТ 9931-79: L=9,50 м.

При этом должно выполняться условие:

(3.7)

Определим действительное время пребывания жидкости в аппарате:

(3.8)

где V_д -действительный объем сепаратора без учета объема днищ.

V_д = 0,785* Dв²*L_д=0,785 2,60²*9,50=50,41 м³ (3.9)

Должно выполняться условие:

_д (3.10)

3,633

Расчет сепарационной секции

Расчет насадки проводится методом последовательного приближения до выполнения условия: Рабочая площадь определяется по формуле 3.11.

F=F_дС_mC_f= (3.11)

где F_д -действительная площадь, м²

C_f - коэффициент, учитывающий изменение площади насадки от размеров зоны выхода газа.

С_m- коэффициент, учитывающий изменение площади насадки от размеров пространства между насадкой между насадкой и уровнем нефти в аппарате. Должно выполняться следующее условие:

(3.12)

Найдем действительную площадь насадки по формуле 3.13.

F_д= lb= 21=2 м² (3.13)

где l- длина насадки, м

b - ширина насадки, м

При этом рекомендуется соблюдать условия:

(3.14)

(3.15)

где n - целое число (количество секций);

0,3 -ширина секции.

Рекомендуемое расстояние от уровня жидкости до насадки:

(3.16)

Исходя из графика зависимости коэффициента С_f изменения скорости от величины , следует что С_f =0,98.

Определяем диаметр штуцера выхода газа так:

d_ш.г.=1,13= (3.17)

где F_ш.г.- расчетная площадь штуцера выхода газа

примем 0,3

F_ш.г. == (3.18)

Исходя из графика зависимости коэффициента С_m изменения скорости от величины , следует что С_m=0,82

Расчетную площадь F_р и объемный расход газа q определим по следующим формулам:

(3.19)

F_р= (3.20)

где W_кр.- критическая скорость газа в горизонтальной насадке, определяется по следующей формуле:

0,5

(3.21)

Используя зависимость К=f(P) для горизонтальной сетчатой насадки, найдем К=0,5

Расчет штуцеров входа газожидкостной смеси и выхода газа

Диаметр входа газожидкостной смеси определим так:

(3.22)

принимаем равным 0,3

где -коэффициент, учитывающий влияние совместного движения фаз на скорость потока, ;

W_г-скорость газа, W_г=14 м/сек;

W_ж- скорость жидкости, W_ж=1,5 м/сек;

q_г- объемный расход газа;

q_ж- объемный расход жидкости.

(3.23)

Определим диаметр штуцера выхода нефти по формуле 3.24.

D=1.13 (3.24)

Проверка условия соответствия действительного диапазона работы горизонтальной сетчатой насадки к заданному. Найдем действительную максимальную производительность при расчетных условиях по формуле 5.25.

(5.25)

Максимальную допускаемую скорость при 1,6 МПа, T=293К

(5.26)

Действительную минимальную производительность при Р=1,6 МПа, T=293 К

(3.27)

Условие соответствия действительного диапазона работы сепаратора заданному:

Q_{max pmin} Q_max (3.28)

483894,45 483800

Q_{min pmax} Q_max (3.29)

318291,948321200

Расчет технологических зон сепаратора. Конструкция входной уголковой насадки стабилизирующей перегородки из перфорированного листа, вертикальной и горизонтальной сеток в соответствии со сборником технических объектов ЦКБН ГП 496.00.000. Расстояние от шва приварки днища к корпусу до входной уголковой насадки:

Н₂ (3.30)

принято H₂= 0,8

Расстояние от угловой насадки до стабилизирующей перегородки:

Н₃ (3.31)

принято H₃= 1,5

Расстояние от стабилизирующей перегородки до вертикальной сетчатой насадки:

Н₄ (3.32)

Принято Н₄=2 м

Расстояние от вертикальной до горизонтальной сетчатой насадки:

Н₅ (3.33)

Принято Н₅=0,8

Все результаты занесем в таблицу 3.11.

Таблица 3.11 Результаты расчета

Наименование, обозначение, размерность	Результат
1	2
Объем сепаратора V, м3 Действительный объем сепаратора без учета объема днищ Vд, м3 Коэффициент заполнения сепаратора жидкостью Внутренний диаметр сепаратора Dв, м Длина сепаратора, L,м Действительное время пребывания жидкости в аппарате , мин Критическая скорость газа в горизонтальной насадке Wкр, м/с Коэффициент устойчивости режима течения газожидкостной смеси, К Объемный расход газа в расчетных условиях q, м3/с Расчетная площадь насадки Fр, м2 Действительная площадь насадки Fд, м2 Ширина насадки b, м Длина насадки l, м Количество секций n, шт. Коэффициент, учитывающий изменение действительной площади от размеров зоны выхода газа Cf	50,00 50,41 0,50 2,60 9,50 3,63 0,29 0,50 0,47 1,44 2 1 2 7 0,98
Расстояние от насадки до штуцера выхода газа H1, м Диаметр штуцера выхода газа dш.г, м Расчетная площадь штуцера выхода газа Fш.г., м2 Скорость газа в штуцере Wш.г., м/с Коэффициент, учитывающий изменение действительной площади размеров пространства между насадкой и уровнем нефти в аппарате Сm Расстояние от насадки до уровня нефти в аппарате H,	0,6 0,3 0,034 14 0,82 0,6
Расчетная площадь насадки F, м2 Диаметр входа газожидкостной смеси D, м Коэффициент, учитывающий влияние совместного движения фаз Секундный расход жидкости qж, м3/с Скорость жидкости в штуцере выхода жидкости Wш.ж., м/с Диаметр штуцера выхода нефти D, м Расстояние от шва приварки днища к корпусу до входной уголковой насадки Н2, м	1,61 0,3 1,3 0,12 1,5 0,32 0,8 1,5 2
Расстояние от угловой насадки до стабилизирующей перегородки Н3, м Расстояние от стабилизирующей перегородки до вертикальной сетчатой насадки Н4, м Расстояние от вертикальной до горизонтальной сетчатой насадки Н5, м	0,8

3.7 Меры по оптимизации добычи, сбора и подготовки нефти на Спорышевском месторождении

Изначально высокая температура жидкости позволяет в летнее время вести технологическую подготовку без использования печей ПТБ-10. Схема обвязки предусматривает движение жидкости помимо пече ПТБ-10 сразу на вторую ступень сепарации С2/1-2/4. Это дает возможность полноценно проводить ремонтные работы, продлевает срок службы оборудования.

Двухпоточная система подготовки нефти на УПСВ Спорышевского месторождения имеет свои преимущества и свои недостатки.

Преимуществом является то, что двухпоточная системе подготовки нефти позволяет вести два независимых друг от друга технологических процесса с разной обводненностью входящей на УПСВ жидкости.

Недостаток - при смешанном ведении режима не удается равномерно загрузить аппараты С1/1-4 и С2/1-4 по потокам из-за разной их обводненности

РВС-1,2,3 имеют идентичную конструкцию, схему обвязки и являются универсальными. То есть предполагают использование любого из РВС как для отстоя подтоварной воды, так и для дополнительного отстоя подготавливаемой нефти.

Дополнительный отстой с одной стороны дает возможность расходовать меньше реагента в соотношении г/т, с другой стороны влечет за собой потерю легких углевородных фракций. Но практика показала, что потери углеводородных фракций не сопоставимы с экономическими затратами на дополнительное использование реагента.

Отсутствие влагомера на входе УПСВ не дает возможности контролировать качество входящей жидкости.

Часть отделяемого газа подается на котельные г. Ноябрьска, а не сжигается на факеле, что позволяет экономить энергоресурсы.

УПСВ Спорышевского месторождения имеет современную систему пожаротушения и сигнализации. УПСВ оснащена двумя блоками дизельной электростанции, которые в случае отключения электроэнергии вырабатывают электрический ток для полноценной работы системы пожаротушения, а так же для питания приборов КИПиА. Установка оборудована современной системой автоматизации и контроля, что значительно облегчает обслуживание технологического процесса на УПСВ.

Для оптимизации добычи сбора и подготовки нефти на Спорышевском месторождении считаю возможным проведение следующих инженерно - технических мероприятий:

1) Применение внутритрубной деэмульсации для предотвращения образования, старения, а также для разрушения образовавшейся эмульсии.

2) Доработка действующей технологической схемы сбора скважинной продукции.

3) Установка дополнительного технологического оборудования для улучшения текучести газоводонефтяной смеси по напорным трубопроводам в зимнее время.

Применение внутритрубной деэмульсации для предотвращения образования, старения, а также для разрушения образовавшейся эмульсии.

Адсорбция диспергированных эмульгаторов на поверхности раздела нефть - вода и утолщение межфазного «бронированного» слоя на этой поверхности всегда протекает во времени, поэтому эмульсия со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее «старение». Процесс старения нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. «Старение» нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем эмульсии подвергшиеся старению. Поэтому к разрушению и предупреждению образования эмульсий нужно приступать непосредственно на объектах их добычи.

В связи с появлением высокоэффективных деэмульгаторов получил широкое применение метод внутритрубной деэмульсации. Принцип действия внутритрубной деэмульсации очень прост и состоит в следующем. В начало сборного коллектора дозировочным насосом (в количестве 5 - 10г на тонну нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения от забоя до УПСВ и разрушает ее.

Практикой установлено, что чем интенсивнее и длительнее время перемешивания ПАВ с эмульсией, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация.

Кроме этого в последнее время было доказано, что добавление ПАВ в эмульсии снижает их молекулярную напряженность с поверхностью трубопровода. Это позволяет уменьшить трение жидкости о стенки трубопровода. Соответственно уменьшаются потери давления на трение, что позволяет снизить нагрузки на скважинное оборудование и увеличить срок его работы в безремонтный период.

Для более эффективной внутритрубной деэмульсации предлагаю на Спорышевском месторождении производить закачку деэмульгатора непосредственно в сборный коллектор на четырех наиболее удаленных (точках) кустах № 54, 30, 19, 23. Дополнительных затрат на установку оборудования не потребуется, так как групповые замерные установки «Спутник» оборудованы дозировочными насосами НД - 0, 5Р10.

При подаче ПАВ в поток обводненной нефти снижается вязкость эмульсии, что в свою очередь увеличивает пропускную способность трубопровода

Также закачиваемый в трубопровод реагент снижает активность агрессивных агентов действующих на стенки труб, тем самым, предохраняя их от коррозии и преждевременного износа.

Установка дополнительного технологического оборудования для улучшения текучести перекачиваемой нефти по напорным трубопроводам в зимнее время.

Температура имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости увеличивается ее вязкость, что затрудняет ее перемещение. Повышенная вязкость способствует уменьшению пропускной способности нефтепровода, в следствие чего увеличивается давление перекачки нефти.

Увеличение давления, приводит к дополнительным нагрузкам на технологическое оборудование и напорный нефтепровод, уменьшая сроки их безаварийной эксплуатации.

В условиях северного климата, где температурные отметки опускаются до предельных величин, это обстоятельство имеет большое значение. Так при перекачке нефти с УПСВ Спорышевского месторождения на УПСВ Западно - Ноябрьского месторождения зимой, в особо холодные дни, когда температура окружающей среды опускается ниже отметки 30 градусов по Цельсию наблюдается тенденция к снижению пропускной способности нефтепровода и к увеличению давления на выкиде насосов внешней откачки нефти.

Для улучшения показателей перекачки нефти в зимнее время можно предложить применение метода предварительного подогрева перекачиваемой нефти.

Метод предварительного подогрева заключается в установке дополнительных подогревателей на участке перекачиваемой нефти.

В условиях Спорышевского месторождения учитывая объемы перекачиваемой нефти и доступности места обслуживания, можно установить две печи ПТБ - 10 в районе ДНС - 1.

В данном разделе затронуты основы теории нефтяных эмульсий, причины и условия их образования, строение защитных пленок и методы их разрушения, такие как тепловой, химический, механический, электрический.

Из выполненных расчетов видно, что использование комбинаций нескольких методов воздействия на нефтяные эмульсии более эффективно.

Необходимость в осуществлении процесса обезвоживания нефти на промыслах диктуется следующими обстоятельствами. За счет разности удельных весов нефти в пластовой воды в резервуарах, нефтепроводах происходит отложение густой массы эмульсии. Возникают проблемы сбора и утилизации донных осадков. Перекачка обводненной нефти на заводы, особенно на дальние расстояния, приводит к затратам энергии, средств на перекачку воды. В то время, как непосредственно на месторождении удаление сточных вод решается проще. Необходимая хорошая организация подготовки нефти на промыслах обеспечит очистку нефти от минеральных примесей с меньшими затратами средств. Обработка нефти одного месторождения позволяет более легко подобрать режим технологического процесса, наиболее эффективный для данной нефти деэмульгатор, концентратор и расход, чем для целого ряда нефтей.

4. ЭКОНОМИЧЕСКое обоснование

4.1 Аннотация мероприятия с указанием технологического эффекта

С экономической точки зрения неоправданные технологические затраты увеличивают себестоимость обезвоженной нефти и значительно ухудшают производственные и экономические показатели работы нефтегазодобывающего предприятия.

Поэтому возникает необходимость в постоянном поиске новых методов оптимизации работы УПСВ, которые бы позволили уменьшить затраты на использование электроэнергии при перекачке воды и положительно отразились и на других технико-экономических показателях. Сократится потеря электроэнергии. Все это ведет к снижению затрат и увеличению добычи нефти.

Таким образом, нетрудно подсчитать технологический эффект от внедрения мероприятий по модернизации оборудования по перекачке воды. Под технологическим эффектом понимается эффект в натуральном выражении: дополнительная добыча нефти и газа, сокращение потерь, экономия численности работников, материалов, топлива, энергии, высвобождение основных средств. Обоснование длительности технологического эффекта зависит от типа мероприятия. В нашем случае технологический эффект выражается в первую очередь в экономии затрат на электроэнергию.

Сравним два варианта затрат при суточной норме перекачки воды 1200 м³ : с одной стороны - затраты на приобретение и техническое использование центробежного насоса марки ЦНС 300 - 360 (производительностью 300 м³/ час.); с другой стороны - затраты на приобретение и техническое использование центробежного насоса марки Д 630 - 90 (производительностью 630 м³/ час.). Для перекачки такого объема воды требуется один насос марки Д 630 - 360 и два насоса ЦНС 300 - 360

Результаты сравнения представим в виде таблицы:

Таблица 4.1 Сравнение затрат по двум вариантам

	Вариант 1	Вариант 2
	ЦНС 300 - 360	Д 630 - 90
Цена за один насос:, тыс. руб	297	350
Потребляемая электроэнергия, кВт/час	230	260
Количество насосов	2	1
Расходы на текущее обслуживание насосов, тыс. руб.	32	46

Определим затраты на электроэнергию каждого насоса в год:

Зцнс = Nэцн * tуст * 365 * К * З * n	(4.1)

где К - коэффициент использования энергии = 0,96

З -стоимость 1 кВт*ч (= 0,7)

n - количество насосов

З_{цнс 300} = 230 * 24 * 365 * 0,96 * 0,7 * 2 = 2708 тыс. руб.

З_{Д 630} = 260 * 24 * 365 * 0,96 * 0,7 * 1 = 1531 тыс. руб.

Всего затрат по варианту 1:

297 + 2708 + 32 = 3037 тыс. руб.

Всего затрат по варианту 2:

350 + 1531 + 46 = 1927 тыс. руб.

Можно подсчитать экономию затрат во втором варианте:

раза

Как видно из расчетов, экономия значительная, более чем на 58 %.

4.2 Экономическое обоснование модернизации оборудования

Обоснование эффективности проведения модернизации оборудования производится на основе сравнения его с базовым вариантом, в качестве которого принимается ситуация без проведения мероприятия являются:

- приток потока денежной наличности;

- прирост чистой текущей стоимости;

- срок окупаемости;

- коэффициент отдачи капитала;

- внутренняя норма рентабельности проекта;

- чувствительность проекта к риску.

Поток денежной наличности, предполагаемой к получению в 2004 году рассчитывается по следующей формуле:

ПДНt = Вt -Иt - Кt - Нt ,	(4.2)

где В_t - выручка от обезвоживания нефти в 2005 году, тыс. руб.

И_t- текущие затраты в 2005 году, тыс. руб.;

К_t - капитальные затраты в 2005 году, тыс. руб., связанные с модернизацией оборудования;

Н_t - величина налоговых выплат в 2005 году, тыс. руб.;

Расчет выручки в 2005 году в планируемых ценах на 1 т обезвоженной нефти:

Вt = Qit * Цit ,	(4.3)

где Q_it -объем обезвоженной нефти в 2005 году, тыс. т.;

Ц_it - цена предприятия на 1 т. обезвоженной нефти в 2005 году, тыс. руб./ тыс. т

В_t = 679 * 11 = 8827 тыс. руб.

Расчет текущих затрат по обезвоживанию нефти представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2 Расчет текущих затрат

Статьи затрат	Ед. измерения	Всего затрат
1. Энергия по перекачке нефти	тыс. руб.	894,781
2.Фонд оплаты труда (ФОТ)	тыс. руб.	1954,225
3. Единый социальный налог	тыс. руб.	508,100
4. Амортизация основных фондов	тыс. руб.	668,790
5.Затраты по откачке воды	тыс. руб.	284,290
6.Расходы по СЭО	тыс. руб.	22,350
7. Расходы по ремонту	тыс. руб.	295,888
ВСЕГО затрат (общие затраты)	тыс. руб.	4628,424
8. Цеховые расходы, 20%	тыс. руб.	952,685
9.Прочие производственные расходы, 10%	тыс. руб.	462,842
10.Производственная себестоимость	тыс. руб.	6043,951
11. Внепроизводственные расходы	тыс. руб.	604,395
12. Всего текущих затрат	тыс. руб.	6648,346
13.Обезвоживание нефти за год	т. тонн	679
14.Стоимость одной тонны обезвоживания нефти	тыс. руб.	9,790

Расчет капитальных затрат:

Капитальные затраты (К_t) в 2005 году связны с приобретением оборудования (К_об) по модернизации производства по перекачке воды

Кt = Коб , где	(4.4)

К_t = 110 тыс. руб.

Для модернизации производства по перекачке воды в 2005 году по варианту № 2 планируется приобрести центробежный насос: Д 630 - 90 по цене 110 тыс. руб.

Расчет налогов:

Расчет налогов (Н_t) в формуле (4.1) предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат, и налога на прибыль.

Расчет налога на имущество:

Нимt = Состt * , где	(4.5)

С_остt - остаточная стоимость имущества в 2005 году, тыс. руб.

N_им - ставка налога на имущество, % (= 2%)

Н_имt = 18155,92 * = 363 тыс. руб.

Расчет налога на прибыль:

Нпр = Пр обл. нал.t * , где	(4.6)

Пр _{обл. нал.t} - прибыль, облагаемая налогом в 1-ом году, тыс. руб.

N_пр - налог на прибыль, % (24%)

Пр обл. нал.t = Прреал.t - Ним.t , где	(4.7)

Пр_реал.t - прибыль от реализации в 2004 году, тыс. руб.;

Пр _{обл. нал.t} =7469 - 6648 - 363 = 458 тыс. руб.

По формуле (6.6) рассчитаем налог на прибыль:

Н_пр = 458 * 110 тыс. руб.

Общие налоговые выплаты в 2006 году составят:

Нt = 363 + 110 = 473 тыс. руб.

По полученным данным определим поток денежной наличности в 2007 году по формуле (4.1)

ПДНt = 7469 - 6648 - 350 - 473 = - 2 тыс. руб.

После расчета годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток (НПДНt):

НПДНt = ПДНк , где	(4.8)

К - годы, предшествующие текущему году включительно,

ПДН_к - прирост потока денежной наличности в 2007 году, тыс. руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий модернизации оборудования по обезвоживанию нефти - 2005 г.

Расчет коэффициента дисконтирования:

t =(1 + Енп)tp-1, где	(4.9)

t - коэффициент дисконтирования для t-ого года;

Е_нп - нормативный коэффициент приведения.

Нормативный коэффициент приведения численно равен эффективности отдачи капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год. Для учета инфляционных процессов, когда темп инфляции стабилен по годам можно, можно использовать следующую формулу для дисконтирования:

tинф = (1 + Енп)tp-t * (1 + kинф)tp-t , где	(4.10)

K_инф - годовой коэффициент инфляции.

Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДН_t) определим по формуле:

ДПДНt = ПДНt * t,	(4.11)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТСt = , где	(4.12)

t - текущий год

Т - расчетный период по модернизации;

Чистая текущая стоимость проекта за весь период разработки месторождения является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.

По результатам расчетов НПДН и ЧТС составим таблицу 4.3 за расчетный период:

Таблица 4.3 Расчет чистой текущей стоимости.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	679	733,32	780,85
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	7469	8066,52	8589,35
3. Текущие затраты	тыс. руб.	6647,41	7179,203	7644,522
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	476,18	575,96	589,76
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	-4,59	311,36	355,07
7. Накопленный поток наличности	тыс. руб.	-4,59	306,77	661,84
8. Коэффициент дисконтирования	-	1,0	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	-4,59	283,03	293,29
10. Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	-4,59	278,44	571,72

Срок окупаемости.

По графику динамики НДПД и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Т_ок). Это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Срок окупаемости может быть также определен расчетным путем:

Ток = , где	(4.13)

Т₀ - количество полных лет, в течение которых наблюдается отрицательный НПДН,

НПДН₀ - последнее отрицательное значение накопленного потока, тыс. руб.;

НПДН₁ - первое положительное значение потока, тыс. руб.

Т_ок =

Срок окупаемости, отсчитанный от начала модернизации оборудования по обезвоживанию нефти, составляет 1,02 года

тыс. руб.
300
200
100
	2006	2007	2008	Годы технического эффекта
				от модернизации
НДПДН ЧТС

Рис. 4.1 Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Оценка эффективности

Для оценки эффективности капитальных вложений рассчитаем коэффициент отдачи капитала (КОК):

КОК = , где	(4.14)

ЧТС_инв - дисконтированные инвестиции, млн. руб.

ЧТСинв = , где	(4.15)

К_t - капитальные вложения в 2008 году, млн. руб.

ЧТС_инв = 3500 *1,0 = 110 тыс. руб.

По формуле (4.14) рассчитаем коэффициент отдачи капитала (КОК):

КОК =

Коэффициент отдачи капитала показывает, что 1 рубль вложенных инвестиций (капитальных вложений) в модернизацию оборудования по обезвоживанию нефти дает 2,63 рубля прибыли с учетом дисконтирования и затрат.

4.3 Анализ чувствительности проекта модернизации оборудования по перекачке воды к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора, например:

- годовой объем обезвоженной нефти (-30%; +10%);

- цены на обезвоженную нефть (-20%; + 20%);

- текущие затраты (-10%; +10%);

- налоги (-20%; +20%).

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (И); ЧТС (Н) (табл. 4.4 - табл. 4.11).

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображаются графически (график «паук») (рис. 4.2). Если график «паук» лежит в положительной плоскости, мы можем сказать, что проект не имеет риска.

На диаграмме «паук» изображена зависимость чистой текущей стоимости от факторов, изменяющихся в связи с проведением модернизации оборудования по перекачке воды.

Таблица 4.4 Расчет чистой текущей стоимости при уменьшении обезвоживания нефти на 30%.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	475,300	513,324	546,595
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	5228,300	5646,560	6012,550
3. Текущие затраты	тыс. руб.	4653,190	5025,440	5351,170
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	417,027	512,070	521,730
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	-191,910	109,050	139,650
7.Накопленный поток наличности	тыс. руб.	-191,910	-82,860	56,790
8.Коэффициент дисконтирования	-	1	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	-191,910	99,130	115,350
10. Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	-191,910	-92,790	22,570

Таблица 4.5 Расчет чистой текущей стоимости при увеличении обезвоживания нефти на 10%.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	746,900	806,652	858,940
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	8215,900	8873,170	9448,290
3. Текущие затраты	тыс. руб.	7312,150	7897,120	8408,970
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	495,900	597,250	612,450
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	57,850	378,800	426,880
7.Накопленный поток наличности	тыс. руб.	57,850	436,650	863,520
8. Коэффициент дисконтирования	-	1	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	57,850	344,330	352,600
10. Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	57,850	402,180	754,780

Таблица 4.6 Расчет чистой текущей стоимости при уменьшении цены на обезвоженную нефть на 20%.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	679	733,320	780,850
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	5975,200	6453,216	6871,480
3. Текущие затраты	тыс. руб.	6647,410	7179,203	7644,522
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	117,670	188,760	177,470
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	-1139,880	-914,750	-950,510
7. Накопленный поток наличности	тыс. руб.	-1139,880	-2054,630	-3005,140
8.Коэффициент дисконтирования	-	1	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	-1139,880	-831,510	-785,120
10. Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	-1139,880	-1971,390	-2756,510

Таблица 4.7 Расчет чистой текущей стоимости при увеличении цены на обезвоженную нефть на 20%.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	679	733,320	780,850
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	8962,80	9679,820	10307,220
3. Текущие затраты	тыс. руб.	6647,410	7179,203	7644,522
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	834,690	963,150	1002,050
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	1130,696	1537,470	1660,650
7. Накопленный поток наличности	тыс. руб.	1130,696	1537,470	1660,651
8. Коэффициент дисконтирования	-	1	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	1130,696	1397,560	1371,698
10. Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	1130,696	2528,260	3899,960

Таблица 4.8 Расчет чистой текущей стоимости при увеличении затрат на 20%.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	679	733,320	780,850
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	7469	8066,520	8589,350
3. Текущие затраты	тыс. руб.	7976,890	8615,040	9173,430
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	157,110	231,350	222,820
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	-1014,998	-779,880	-806,890
7. Накопленный поток наличности	тыс. руб.	-1014,998	-1794,880	-2601,770
8. Коэффициент дисконтирования	-	1	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	-1014,998	-708,910	-666,490
10. Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	-1014,998	-1723,910	2390,400

Таблица 4.9 Расчет чистой текущей стоимости при уменьшении затрат на 20%.

Показатели	Ед. изм.	2006	2007	2008
1.Объем обезвоживания нефти	т. т.	679	733,320	780,850
2. Выручка от реализации	тыс. руб.	7469	8066,520	8589,350
3. Текущие затраты	тыс. руб.	5312,930	5743,360	6115,620
4. Капитальные затраты	тыс. руб.	350	-	-
5. Налоги	тыс. руб.	795,260	920,560	956,690
6. Поток денежной наличности	тыс. руб.	1005,820	1402,600	1517,040
7. Накопленный поток наличности	тыс. руб.	1005,820	2408,420	3925,450
8. Коэффициент дисконтирования	-	1	0,909	0,826
9. Дисконтированный поток наличности	тыс. руб.	1005,820	1274,960	1253,070
10. Чистая текущая стоимость<...

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Оптимизация системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Спорышевском месторождении" скачать

Подобные документы

• Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении

  Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти на Первомайском месторождении, литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов. Оптимизация работы механизированного фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 30.06.2015
  

• Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

  История освоения Ем-Ёгского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Показатели работы фонда скважин. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Выбор методов для увеличения проницаемости призабойной зоны.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 09.11.2016
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

  Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
  
  отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015
  

• Фонд скважин ЗАО "Иреляхнефть"

  Характеристика Иреляхского газонефтяного месторождения. Состав и свойство нефти, анализ газоконденсата и воды. Ревизия фонда скважин ЗАО "Иреляхнефть". Описание установки подготовки нефти. Организация работы цеха по поддержанию пластового давления.
  
  отчет по практике [17,0 K], добавлен 24.10.2014
  

• Технологические расчеты по обустройству нефтяных и газовых месторождений

  Расчет инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды. Особенности системы сбора газа и технологии подготовки газа. Определение технологических параметров абсорбционной осушки газа.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.11.2022
  

• Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

  Общие сведения о Бобровском месторождении. Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды. Основные существующие способы повышения производительности скважин. Оборудование, применяемое при кислотных обработках. Сущность соляно-кислотной обработки.
  
  курсовая работа [861,4 K], добавлен 02.03.2014
  

• Эксплуатация газовых скважин павловского газонефтяного месторождения в условиях гидратообразования

  Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015
  

• Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения

  Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
  
  курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013
  

• Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском месторождениях

  Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
  
  отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012
  

• Совершенствование системы разработки пласта ПК19-20 Барсуковского месторождения

  Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
  
  дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012
  

• Нефть в пластовых условиях

  Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
  
  курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011
  

• Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

  Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
  
  курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016
  

• Южно-Ягунское нефтяное месторождение

  Анализ работы, фонда и оптимизация скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ "Когалымнефть" ЦДНГ-1. Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровых работ. Подземное и устьевое оборудование, способы добычи нефти.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 13.07.2010
  

• Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

  Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
  
  курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
  

• Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

  Геологическая характеристика месторождения. Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки, фонда скважин. Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.05.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
  

• Технико-эксплуатационная характеристика скважины Карповского месторождения

  Общие сведения о Карповском месторождении, его стратиграфия и тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды. Характеристика эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами, наземное оборудование.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 02.04.2014
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

  Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014
  

Другие документы, подобные "Оптимизация системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Спорышевском месторождении"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам