Зона смешанного трения лежит в диапазоне 15D/К_э<Re<560D/К_э. В этой зоне для расчета гидравлического сопротивления используется формула Альтшуля

= 0,11(68/Re+2Кэ/D)^,25 (2.16)

Зона шероховатого трения (в диапазоне 560D/К_э<Re и 2Кэ/D^,<0,007) обычно называют автомодельной или квадратичной. В этой зоне величина 68/Re становится пренебрежимо малой по сравнению с 2Кэ/D,^, и формула называется формулой Шифирсона и принимает вид

= 0,11(2Кэ/D)^,25 (2.17)

В нефтепроводах наблюдается в основном турбулентный режим с зоной гидравлически гладких труб, а в газопроводах могут встречаться все вышеперечисленные режимы течения.

Расчеты трубопровода выполняются для наиболее сложных условий их работы - при максимальной нагрузке по жидкости и ее максимальной вязкости.

Приведенные формулы позволяют определить перепад давления на длине трубопровода и рассчитать начальное давление перекачки.

Гидравлический расчет простого напорного трубопровода, транспортирующего жидкость в однофазном состоянии, сводится к определению одного из следующих параметров:

- пропускной способности трубопровода Q;

- необходимого начального давления p;

- диаметра трубопровода D.

Для определения пропускной способности трубопровода или его диаметра задаются режимы течения жидкости, а затем определяют Q или D, после чего обязательно проверяют правильность выбора режима по числу Рейнольдса.

По величине напора (или давления) можно определить мощность перекачивающего насоса

N=wHg/1000 (2.18)

Где:

- общий коэффициент полезного действия насосной установки;

1000 - переводной коэффициент Вт в кВт.

Расчет

Исходные данные:

По рельефному трубопроводу длиной L = 100 км транспортируется нефть с расходом Q_н = 270 т/час. Плотность перекачиваемой нефти составляет _н = 885 кг/м³ при кинематической вязкости v = 1,21*10^-4 м²/с.

Геодезические отметки начального и конечного участков нефтепровода составляют соответственно z_н = 120 м и z_к= 122м.

Определить: диаметр нефтепровода, давление нагнетания насоса и его мощность.

Решение: Перед расчетами необходимо произвести выбор движения нефти по трубам согласно таблице 1. При вязкости v=1,21*10^-4 м²/с рекомендуемая скорость при всасывании w = 1,1м/с, при нагнетании w = 1,2 м/с.

Таблица 2.6.

Выбор скорости движения жидкости по трубопроводу

Кинематическая вязкость нефти, vн, м2/с*10-4	Рекомендуемая скорость, м/с
	При всасывании	При нагнетании
0,010-0,015	1,6	2,5
0,016-0,277	1,3	2,0
0,278-0,725	1,2	1,5
0,726-1,460	1,1	1,2
1,461-4,380	1,0	1,1
4,381-8,770	0,8	0,8

С учетом выбранной скорости нагнетания w = 1,2м/с определим диаметр трубопровода из формулы

w = Q_н/F = 4* Q_н/3600D²

Отсюда

D = v(4*270)/(3600*3.14*1,2) = 0,282 м.

На основании расчетного диаметра выбираем по ГОСТу ближайшую по размерам трубу с внешним диаметром

D_н = 325мм и толщиной стенок = 10мм.

Внутренний диаметр труб будет

D_вн = D_н - 2 = 325 - 2*10 = 305мм,

тогда фактическая скорость движения жидкости в трубопроводе с учетом выбранного диаметра

w = 4Q_н/3600D² = 4*270/3600*3,14*0,305²= 1,03м/с.

Режим движения жидкости по трубам определим по критерию Рейнольдса по формуле

Re = wD_вн/v = 1,03*0,305/1,21*10^-4 = 2588

Так как число Рейнольдса больше 2320, режим движения в трубопроводе турбулентный и определение коэффициента гидравлического сопротивления следует проводить по формуле Блазиуса

= 0,3164/Re^0,25 = 0,3164/2588^0,25= 0,044

Потери напора на трение составят по формуле

H_mp = 0,044*(100000*1,03²/0,305*2*9,81)= 781,9м.

С учетом разницы геодезических отметок начала и конца трассы трубопровода суммарные потери напора жидкости составят по формуле

Н = 781,9 +(122-120) = 779,9 м.

Давление насоса по формуле

Р_н = gH = 885*9,81*779,9 = 6,79 МПа.

Для определения мощности насоса по формуле необходимо произвести перерасчет массового часового расхода в объемный

V = 270*1000/885*3600 = 0,085м³/с.

N = 1,03*781,9*885*9,81/1000*0,5 = 13983кВт.

По величине вычисленной мощности насоса, равной N = 13983 кВт производят подбор насоса типа ЦНС, БНДС и тд.

2.5 Научно-технологические предпосылки промысловой подготовки нефтей

Повышение показателей качества подготавливаемой нефти до товарной кондиции, рациональное использование сырьевых и топливно-энергетических ресурсов связано с применением прогрессивных технологических процессов, аппаратуры и оборудования с высокой функциональной эффективностью.

Поэтому комплексные исследования физико-механических свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод, разработка и научно обоснованный выбор технологического оборудования с целью создания функциональной блок-схемы установки подготовки нефти месторождения Тенгиз приобрели особую актуальность.

Эксплуатационные параметры аппаратуры и оборудования для промысловой подготовки нефтей зависят от реологических и эмульсионных характеристик, физико-химических свойств продукции скважин. Поэтому исследования этих свойств становятся первоочередными задачами.

На основании анализа накопленного производственного опыта и имеющихся результатов научно-исследовательских работ сформулированы следующие основные требования к системам промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей.

На любой стадии разработки нефтяных месторождений эффективны совмещенные установки подготовки нефти и воды универсального типа.

Основными требованиями к системам промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей являются: гибкость, т.е. возможность использования ряда технологических вариантов при минимальном наборе оборудования и аппаратуры; создание комплексных технологических схем эксплуатации скважин, сбора, подготовки и внешнего транспорта нефти.

Выполнены исследования исходного компонентного состава, физико-химических и сепарационных свойств нефтей, необходимых для научно обоснованного выбора технологического оборудования и аппаратуры и назначения их эксплуатационных параметров.

Исследовали три пробы нефтей и одну пробу пластовой воды по следующим параметрам: плотность, обводненность, агрегативная устойчивость, вязкость, поверхностная активность, содержание хлористых солей, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и парафина; пластовая вода анализировалась на минерализацию, ионный состав, плотность.

Из результатов исследований видно, что нефти данного месторождения относятся к категории тяжелых с плотностью при температуре 18°С от 0,912 до 0,918 г/см³. В пределах обводненности от нуля до 6,40% обладают высокой вязкостью 565-588 мПас при температуре 20°С. Содержание солей - 162000,0 мг/л; мехпримесей 0,001-0,002%; смол и асфальтенов до 20%; парафинов 1,40-1,60%.

По изысканию наиболее эффективных деэмульгаторов для процессов предварительного сброса воды, обезвоживания и обессоливания была приготовлена исходная сборная нефть, смешанная в равных долях из трех представленных проб нефтей, из которых готовили искусственную эмульсию с различной обводненностью.

Смесь нефтей анализировали на качественном составе стабилизаторов. Состав данного осадка после центрифугирования содержит нефти 89,70%, осадка 2,3%, воды 7,47%. В водной вытяжке были обнаружены в основном ионы Cl^-, а также ионы Fe⁺⁺ и SO₄^-.

Таким образом, стабилизаторами сборной эмульсии, кроме смол и парафинов, являются неорганические соединения, а именно, NaCl в виде кристаллов, сульфаты и соединения железа. Агрегативная устойчивость (АУ) изучалась на смеси искусственно приготовленных эмульсий нефтей с обводненностью 10, 40 и 60%. За агрегативную устойчивость исследуемой эмульсии принимается разница в процентах к исходной нефти между всей выделившейся водой при втором центрифугировании и процент воды, выделившейся при первом центрифугировании. В результате анализа были получены следующие значения аг-регативной устойчивости для 10% эмульсии - 68%; 40% эмульсии - 85%, а для 60% эмульсии - 89%.

Исследовались физико-химические характеристики пластовой воды, которая использовалась для приготовления вышеприведенных эмульсий. Пластовая вода имеет плотность 1,132 г/см³, она высокоминерализована, хлористо-кальциевого типа, содержит ионы двух- и трехвалентного железа. Общая минерализация пластовой воды составляет 262 г/л.

Содержание в воде двух- и трехвалентных ионов Fe может привести в случае смешения сероводородом, содержащимся в нефти, к образованию сульфидов железа, которые, как и обнаруженные в нефтяной фазе кристаллы NaCl, играют роль сильных стабилизаторов эмульсии.

Получены данные по вязкости нефти при температуре до 80°С.

Установлено, что кроме аномальных значений по плотности и вязкости физико-химические свойства характеризуются высоким содержанием смол и асфальтенов (около 20%), а также неорганических соединений в виде хлористых солей, сульфатов и соединений железа, а также мехпримесей, являющихся природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий.

Высокая минерализация пластовой воды предопределяет трудности в осуществлении процесса обессоливания нефти, связанные с тем, что эмульсия при обессоливании должна подвергаться глубокому обезвоживанию в несколько стадий - до и после промывки пресной водой.

2.6 Выбор аппаратуры и оборудования разделения скважинной продукции

Выбор аппаратуры и оборудования проводился при разработке технологической схемы подготовки нефти на начальных этапах освоения месторождения. Приведены ее недостатки, обоснована необходимость разработки новой технологической схемы и ее аппаратурного оформления.

Нефти месторождения Тенгиз кроме их аномальных значений по плотности и вязкости имеют большой сульфатный фон, повышенную концентрацию неорганических соединений, возрастающую обводненность скважин.

Все эти и другие факторы существенно осложняют промысловую подготовку нефти, предполагают:

- многообразие методов воздействия на эмульсии;

- разработку и применение эффективных технологических схем, оснащение их аппаратурой и оборудованием с учетом специфики сепарационных свойств аномально высоковязких нефтей.

При выборе аппаратуры и оборудования для оснащения технологической схемы подготовки нефти придерживались принципа, сформулированного в первой главе - создание совмещенной схемы с многообразием технологических процессов.

В работе приведено подробное описание оборудования и аппаратуры в технологиях сбора и транспортировки нефтепродукции скважин, установки подготовки нефти и газа.

Изначально существующее состояние установки подготовки нефти было ориентировано на использование западного оборудования.

Продукция нефтяных скважин (нефть, пластовая вода с остаточным попутным газом) после сепарации при давлении 0,4-0,5 МПа основного количества газа

на АГЗУ, под давлением дожимных винтовых насосов от АГЗУ проходит через теплообменники трех групповых установок, где происходит ее нагрев до 45-50°С, и по внутрипромысловому коллектору диаметром 219 мм откачивается на сборный пункт УПН для подготовки до параметров, соответствующих требованиям, предъявляемым покупателями нефти - местными нефтеперерабатывающим заводами с целью ее компудирования (смешения подготовленной нефти м/р Сазанку-рак с содержанием солей до 500 мг/л с товарной нефтью, имеющейся на НПЗ).

На УПН нефтегазоводяная смесь поступает с температурой 20-25°С и давлении 0,4-0,5 МПа. При существующей производительности около 900 м³/сут. поток эмульсии на входе УПН подогревается, за счет утилизации тепла горячей нефти выходящей из УПН, в теплообменных аппаратах М-15 (ГЖС - подготовленная нефть с содержанием солей 200-500 мг/л) до 40° и далее в теплообменниках (ГЖС -пар) М-10 пластинчатого типа до 95-100°С, затем поступает в трехфазный сепаратор фирмы «Bukom Laval» объемом 12 м и далее на центрифугу LEO (фирмы «Alfa Laval»).

В трехфазном сепараторе (ССВ) поступившая среда разделяется на три фазы: нефть, вода, газ. Межфазовый уровень поддерживается автоматически датчиком уровня, который фиксирует границу раздела фаз и регулирующего клапана на линии выхода воды из трехфазного сепаратора. Имеется датчик для замера уровня границы раздела фаз «нефть-газ». Нефть автоматически отводится из сепаратора через регулирующий клапан на трубопроводе выхода нефти, который связан с датчиком уровня нефти на границе раздела фаз с газом. Давление в трехфазном сепараторе фирмы «Bukom Laval» поддерживается в пределах 2-4 атмосфер, и выделившийся газ проходит далее через вертикальный сепаратор для отбивки капельной жидкости, после чего отводится на факел высокого давления.

Процесс глубокой сепарации не происходит, так как трехфазный сепаратор работает под давлением и для его снижения необходимо установить дополнительно газосепаратор с факелом низкого давления на 0,5 атм. Пластовая вода из трехфазного сепаратора направляется в резервуар пластовой воды РВС-300, для отстоя и закачки в нагнетательные скважины.

Из-за несоответствия параметров пластовой воды требованиям ГОСТа при ее закачке происходили загрязнение призабойной зоны нагнетальных скважин и рост устьевых давлений с 60 атм до 100 атм, что приводило к частым остановкам насосов ППД и переполнению резервуара пластовой воды.

Перед центрифугой эмульсия проходит через смеситель (Mixer), где в нее впрыскивается пресная вода, расход которой регулируется и составляет значительный процент от объема водонефтяной эмульсии. Остаточная обводненность после трехфазного сепаратора составляет от 3 до 12%.

Высокое водосодержание эмульсии после трехфазного сепаратора (ССБ) предопределено его малым объемом и, соответственно, недостаточным временем динамического отстоя (порядка 10-12 минут).

Из центрифуги выходит нефть с остаточным содержанием воды 0,5% и со-лесодержанием - более 200-500 мг/л, превышающим в среднем требуемый норматив 100 мг/л. При повышенных нагрузках обводненность нефти после трехфазного сепаратора может стабильно повышаться с 3% до 10-12%, что увеличивает содержание хлористых солей в нефти после центрифуги на один порядок. Далее нефть с температурой 90-95°С через промежуточный теплообменник М-15, где происходит ее охлаждение до 40°С за счет передачи тепла входящей на УПН эмульсии, поступает в товарные резервуары РВС-2000, для дополнительного отстоя в течение суток и отгрузки железнодорожным транспортом.

Вода после трехфазного сепаратора и центрифуги сбрасывается в РВС-300 объемом 300 м³ и в 4 буллита каждый объемом 50 м³ для отстоя и последующей утилизации в нагнетательные скважины.

В целом существующая технология и набор технологического оборудования не обеспечивают стабильной работы УПН. Центрифуга LEO с проектной производительностью 70-100 м³/час фактически обеспечивает, при существующей нагрузке по жидкости 900 м /сут, выход подготовленной к реализации нефти в объеме 550-600 м³/сут, с содержанием солей 200-500 мг/л.

Нестабильная работа центрифуги вызвана неудовлетворительной работой трехфазного сепаратора и отсутствием резервного агрегата (2-й центрифуги), что исключает своевременный профилактический осмотр и обслуживание центрифуги и приводит к частым ее ремонтам, увеличению эксплуатационных затрат.

Проведенные расчеты по применению центрифуг на стадии обессоливания без добавления пресной воды также не гарантируют требуемого качества нефти.

Емкостная отстойная аппаратура для подобного типа нефтей более предпочтительна, так как в отличие от сложных механических агрегатов она не требует ремонта и оснащается простыми приборами для управления и контроля и поставляется традиционными российскими изготовителями.

2.7 Модернизации узла емкостного сепаратора нефти

Модернизации узла емкостного сепаратора нефти проводилась на основании теоретических расчетов по моделированию процессов гидравлического отстоя, использованию энергии свободной (затопленной) струи и описанию коагуляции дисперсных систем.

Переход к сепараторам емкостного типа предопределил необходимость в упрощении внутренних устройств без ухудшения показателей функционального назначения аппаратов.

Моделирование условий седиментации (осаждения или всплытия) частиц из потока возможно провести, если воспользоваться принципом равенства градиентов горизонтальной скорости по сечению потока (частная производная горизонтальной скорости по вертикальной) в натурном (V_H) и модельном (V_M) объектах:

(gradV )_н =(gradV )_м. (2.21)

Из рис.3. 1 видно, что процесс седиментации в идеализированном потоке полностью определяется условиями перехода из одного слоя в другой.

Тогда из условия (1), применяя обычную оценку, получаем для среднего значения такого градиента

(2.22)

где D - диаметр отстойной части.

Принимая соотношение между вязкостью модельной и натурной жидкости V_M = V_H * AT^1,5, после преобразований получаем:

(2.23)

Последние соотношения (для диаметра D и расхода Q) позволяют значительно уменьшить затраты на построение моделей и проведение оптимизационных экспериментов.

Изложенные представления применимы при условии соблюдения лами-нарности потока в аппаратах, отсутствия или незначительности влияния устройств ввода и вывода на ламинарность потоков в отстойной части аппаратов.

1 - газ; 2 - вода; 3 - нефть

Рисунок 2.6- Профиль скоростей потока в сепараторе:

На основе анализа формул для определения производительности горизонтальных аппаратов цилиндрической формы установлено, что для улучшения работы сепараторов необходимо:

- осуществлять предварительное укрупнение капель эмульсии до их введения в зону отстоя или расслоение эмульсии;

- обеспечивать торцевой равномерный ввод жидкости по сечению аппарата, а также равномерный отбор жидкости;

- поддерживать низкий уровень водяной подушки или практически исключать ее;

- исключать из отстойной зоны аппарата сепарацию промывки эмульсии через слой дренажной воды.

С учетом этих требований выполнены конструктивные изменения внутренних устройств горизонтального сепаратора нефти ОН - основного в технологической схеме подготовки нефти.

Обычно на практике используются серийные сепараторы типа ОГ, ОБН, т. е. сепараторы с горизонтальным движением потока и распределителями внутри сепаратора в виде перфорированных труб. Внутренняя начинка их сложная, громоздкая, в процессе эксплуатации вследствие коррозии, зарастания кристаллами солей, засорения механическими примесями быстро приходят в негодность, нарушаются гидродинамические характеристики аппаратов.

Для нефти с высокой минерализацией пластовой воды применение этих сепараторов без модернизации внутренней начинки становится невозможным.

Сущность модернизации заключается в изменении конструктивного исполнения входных и выходных устройств и упрощении внутренней начинки аппарата.

Ранее существующие внутренние распределительные устройства удалены без ухудшения показателей назначения и надежности сепаратора. Оставлена внутри усовершенствованная система размыва осадка мехпримесей.

Особую новизну представляет то, что сепаратор снабжен входными и выходными распределительными коллекторами оригинальной конструкции, обеспечивающие эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей и по сечению и длине сепаратора.

Входной коллектор сепаратора выполнен в виде отражателя, имеющего форму сферического сегмента, установленного напротив входного патрубка сепаратора. Входной патрубок размещен на торце по горизонтальной оси сепаратора (рис. 3.2).

1-сепарационый отсек; 2- отстойный отсек; 3- перфорированный коллектор; 4- распределитель эмульсии; 5- сборник нефти; 6-регулятор уровня «нефть-вода». I- ввод эмульсии; II- обор газа; III- чистая нефть; IV- сброс воды.

Рисунок 2.7- Модернизированный сепаратор нефти диаметром 3400 мм

Такая конструкция входного коллектора позволяет распределить входящий в сепаратор поток жидкости по поперечному сечению сепаратора. При этом уже за отражателем резко падает скорость потока за счет распределения потока жидкости по всему сечению сепаратора, сводятся к минимуму возмущения отстоявшейся эмульсии в сепараторе. Размерные параметры входного отражателя рассчитаны по теории использования энергии свободной затопленной струи.

В результате исследований получена зависимость изменения безразмерной осевой скорости в виде

(2.24)

где И_ж - скорость в центре данного сечения струи, м/с;

И_о - скорость в начальном сечении струи, м/с;

S - расстояние от отражателя до начального сечения струи, м;

R₀ - радиус начального сечения, м; а - экспериментальная константа, зависящая от структуры потока в начальном сечении.

Используя эту зависимость, определены параметры отражателя на входном патрубке сепаратора. Из литературного источника известно, что а =0,08. Для нашего случая R₀ = 0,1 м считаем, что отражатель необходимо устанавливать до расширения струи, т. е. при И_ж = И_о. При таких условиях по формуле (2.24) можно найти S - расстояние до отражателя:

Отсюда S = 0,875 м. При этом диаметр отражателя должен быть не менее диаметра входного патрубка. Но с учетом искривления входящей струи принимаем диаметр отражателя в два раза больше, чем диаметр входного патрубка,

т. е. не меньше 400 мм.

Выходные коллекторы для отвода нефти и воды выполнены так, чтобы нефть поступала в коллектор только с горизонтального слоя на уровне размещения коллектора для отвода нефти, а коллектор для отвода воды обеспечивает забор и отвод воды с нижнего горизонтального слоя без вовлечения воды с других слоев с целью сохранения заданных условий забора воды.

Теоретически подтвержденные размерные параметры входного отражателя и выходных коллекторов позволили следующее:

- резко снизить скорость внутри сепаратора (более чем в 300 раз);

- сократить протяженность возмущенного потока после отражателя;

- совместная работа входных и выходных коллекторов, отсутствие внутренних перегородок обеспечивают горизонтальное движение потока в ламинарном режиме, что позволяет эффективно использовать объем аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкостной части аппарата.

На установку подготовки аномально вязких и тяжелых нефтей, как правило, поступает эмульсия, размеры капель пластовой воды в которой составляют всего несколько микрометров. Такие капли невозможно осадить за технологически приемлемый отрезок времени ведения процесса подготовки нефти.

Поэтому перед отстаиванием необходимо осуществление специального процесса укрупнения капель воды в эмульсии (коалесценции) до размеров, обеспечивающих требуемую скорость расслоения эмульсии.

Математическая модель процесса коалесценции капель пластовой воды в турбулентном потоке нефти подобна модели для описания коагуляции дисперсных систем и имеет вид

(2.25)

с начальными условиями: n = n₁; n_i = 0 (i Ф 1) при t = 0.

Здесь n - число частиц в единице объема;

d - диаметр частицы;

t - время;

D_Typ6 - коэффициент турбулентной диффузии;

l - характерная длина турбулентного потока.

Это уравнение описывает изменение n_i - числа частиц диаметром d_i с течением времени в результате слияния более мелких частиц диаметром d 1 и dj в частицу диаметром di и слияние частиц диаметром di с частицами диаметром d 1, ведущего к появлению более крупных частиц.

Решение этого уравнения позволяет получить связь числа частиц диаметром d_i и время коалесценции и имеет вид

(2.26)

где % - безразмерное время коалесценции; n_i - число исходных частиц; d_i - диаметр исходных частиц.

Это решение имеет место в узком интервале времени при % < 1.

Поэтому уравнение (2.26) может быть успешно использовано в нашем случае для оценки скорости процессов коалесценции в коротких трубопроводах -каплеобразователях или аппаратах - укрупнителях.

Основываясь на данном теоретическом положении, перед горизонтальным емкостным сепаратором нефти ОН установлено коалесцирующее устройство с внутренней начинкой в виде регулярной металлической проволочной насадки. Обвязка коалесцеров выполнена так, чтобы обеспечить возможность их использования при последовательном и параллельном режимах их подключения для обеспечения обезвоживания нефти в сепараторе до необходимой степени.

2.8 Разработка модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти

При разработке модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти и компоновке ее оборудованием и аппаратурой пользовались положениями на основе выполненных технологических, теплотехнических и механических расчетов.

Блок-схема установки подготовки нефти приведена на рисунке 2.8 и работает по двум вариантам подготовки товарной нефти.

Рисунок 2.8- Блок схема установки подготовки нефти

По первому варианту основная технологическая линия УПН с использованием российского емкостного оборудования самостоятельно подготавливает нефть высшей категории при обводненности продукции 70% и объеме поступающей водонефтегазовой эмульсии - 2385 м /сут.

При работе блок-схемы по второму варианту подготовки нефти российское оборудование может совместно эксплуатироваться с вспомогательной технологической линией с применением оборудования западного производства -трехфазный сепаратор (ССВ), поз. 10, миксер (М), поз. 11 и центрифуга LEO, поз. 12 с производительностью до 900 м³/сут по жидкости.

Работа модернизированной блок-схемы по первому (основному) варианту.

Продукция скважин газожидкостная смесь (ГЖС) поступает на установку подготовки нефти. На входе в установку перед концевым делителем фаз (КДФ) из блока подачи реагента БР, поз. 1 подается ингибитор коррозии, затем ГЖС поступает в концевой делитель фаз КДФ, где происходит предварительный сброс воды в количестве 40-50%, перед ТО-1, поз. 2 и ТО-2, поз. 2а из блока подачи реагента БР, поз. 1 подается деэмульгатор, далее ГЖС через теплообменники предварительного нагрева ТО-1 и ТО-2 с температурой 80°С поступает в дестабилизатор потока и затем во входной сепаратор С-1, поз. 3, расположенный на постаменте высотой 14 метров для обеспечения слива нефти в два технологических резервуара РВС, поз. 4.

В сепараторе С-1, поз. 3 объемом 50 м поддерживается давление 0,005 МПа. При заполнении аппарата на 0,5 диаметра время пребывания жидкости в нем при загрузке 2385 м³/сут составит 25 минут. Уровень жидкости контролируется датчиком уровня с выдачей сигнала на компьютер оператора и поддерживается за счет конструктивного исполнения выходного патрубка. Выделившийся в сепараторе газ отводится на факел низкого давления.

Водонефтяная эмульсия из выходного сепаратора поступает в технологические резервуары РВС-1 и РВС-2, поз. 4, где происходит ее отстой до остаточного водосодержания 5%. Эффективная работа резервуаров обеспечивается распределительными трубными устройствами на входе эмульсии, выходе нефти и

воды и поддержанием заданных уровней нефти, воды и межфазного уровня «нефть-вода» с помощью насосов НН-1, поз. 5 и НВ-4, поз. 6.

Из резервуаров частично обезвоженная нефть подается винтовыми насосами НН-1 в аппараты, непосредственно входящие в установку обезвоживания нефти (УОН):

- теплообменники (эмульсия-пар) ТО-3, поз. 2б, в которых происходит нагрев нефти до температуры 90-95°С;

- сепаратор нефти горизонтальный ОН, поз. 8 модернизированный, с входным коалесцирующим устройством К-1, поз. 7;

- смесительное устройство К-2, поз. 11 а для вспрыскивания и перемешивания пресной воды в потоке водонефтяной эмульсии.

2.9 Работа установки обезвоживания нефти (УОН)

Работа УОН с набором перечисленного оборудования осуществляется следующим образом.

Нефть с остаточной водой до 5% в виде эмульсии насосами НН-1, поз. 5 после нагрева до 95°С в теплообменнике ТО-3, поз. 2б поступает в сепаратор ОН, поз. 8. Для интенсификации процесса водоотделения сепаратор снабжен входным устройством в виде трубных секций с гидродинамическим воздействием.

Гидродинамическое воздействие на эмульсию осуществляется в коалесцере регулярной проволочной насадкой (РПН). Для оптимизации воздействия конструкция коалесцера позволяет изменять скорость и длительность движения жидкости через нее за счет параллельно последовательного соединения секций РПН.

Сепаратор напорный ОН, поз. 8 - аппарат объемом 200 м³ (диаметром 3400 мм, длиной корпуса около 22 м) с горизонтальным движением жидкости. Расчетное давление аппарата 1,6 МПа. Время отстоя жидкости при нагрузке 1255 м (при обводненности до 5%) составляет 230 минут. Аппарат снабжен входными и выходными распределительными коллекторами, что обеспечивает эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкости.

Сепаратор ОН работает в режиме полного заполнения без выделения газа, для чего в нем поддерживается давление выше давления насыщенных паров,

при котором начинается разгазирование нефти. Содержание хлористых солей в нефти на выходе из сепаратора колеблется в пределах 80-120 мг/л.

После сепаратора нефть с остаточным содержанием воды 0,5-0,8% и хлористых солей 80-120 мг/л подается для дальнейшего обессоливания в электро-дегидратор ЭГ, поз. 9. Перед электродегидратором в нефтяной поток с помощью смесительного устройства К-2, поз. 11а вводится подогретая до 90°С пресная вода в количестве 9,9% от объема нефти с запасом от расчетного объема, необходимого для достижения предельного солесодержания 40 мг/л при остаточном содержании воды в нефти до 0,5%, мехпримесям 0,05%.

В качестве смесительного устройства используется смеситель конструкции ВНИИнефтемаш, поставляемый в комплекте с электродегидратором.

Одним из условий работы смесителя является предотвращение раннего вскипания в нем воды, вследствие чего в каплях воды может произойти образование твердых кристаллов солей, удаление которых потребует вторичной промывки нефти пресной водой.

Время отстоя нефти в электродегидраторе ЭГ (при воздействии электрического поля) составляет 2 часа. Удаление отстоявшейся воды из ЭГ осуществляется при минимальной высоте водного слоя (аналогично предыдущей ступени водоотделения).

Представленная схема подготовки нефти является автономной по отношению к существующей установке с использованием центрифуги LEO и не исключает ее работу в качестве параллельной или вспомогательной линии.

Поток воды, сбрасываемый из ОН, поз. 8 поступает в С-1, поз. 3, вода, сбрасываемая с ЭГ, поз. 9 возвращается на прием насосов НН-1, поз. 5, а из насосов вода подается на вход в теплообменники ТО-1, поз. 2 и ТО-2, поз. 2а. После теплообменников подогретая вода проходит через УПВ и поступает в С-1, поз. 3 и далее в РВС-1,2, поз. 4. Из технических резервуаров РВС-1,2 вода поступает на прием насосов НВ-4, поз. 6. Сбор всех сбросов воды в один поток облегчает ее очистку и контроль за ее утилизацией. Загрязненность воды, сбрасываемой из технических резервуаров, как правило, нестабильна и составляет в среднем 100 мг/л по нефтепродуктам и мехпримесям.

Для дальнейшей очистки воды используется сепаратор воды ОВ, поз. 14 объемом 100 м³. Ожидаемая степень очистки воды на выходе сепаратора до 20 мг/л по нефти и мехпримесям.

Подготовленная вода подается для закачки в нагнетательные скважины.

Внедренная технологическая нитка на месторождении Тенгиз рассчитана на производительность 2385 м³/сут и на варианты обводненности 52 и 70% воды. Обеспечивает промысловую подготовку нефти до высшей группы качества с показателями по хлористым солям до 25-40 мг/л; по воде - 0,5%; мехпримесям - 0,05%.

Основные выводы и результаты

1. Первоначально принятая технология с использованием западного оборудования не обеспечивает проектную производительность и заданное качество из-за физико-химических свойств нефти месторождения. Определена необходимость использования емкостной отстойной аппаратуры.

2. Разработана и внедрена в производство модернизированная функциональная блок-схема установки подготовки нефти, в состав которой входят: концевой делитель фаз, сепаратор нефтегазовый, насосная для перекачки нефти, сепаратор нефти горизонтальный, комплект трубной обвязки с запорной предохранительной арматурой, средствами автоматизации, контроля и регулирования; электродегидратор с устройством размыва осадков мехпримесей; блок подготовки пластовой воды, автоматизированная система управления. Для перечисленных элементов характерна технологическая взаимосвязанность осуществляемых на них процессов.

3. Выполнена модернизация внутренних устройств горизонтального емкостного сепаратора нефти. Оснащение его входным торцевым отражателем, имеющим форму сферического сегмента, позволило:

- резко снизить скорость потока внутри сепаратора (более чем в 300 раз);

- сократить протяженность возмущенного потока после отражателя;

- совместная работа входных и выходных коллекторов, отсутствие внутренних перегородок обеспечивают горизонтальное движение потока в ламинарном режиме, что позволяет эффективно использовать объем аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкостной части сепаратора.

4. Исходя из теоретических положений для описания коагуляции дисперсных систем, перед горизонтальным емкостным сепаратором нефти установлено коалесцирующее устройство с внутренней начинкой в виде регулярной металлической насадки, интенсифицирующей процесс водоотделения путем гидродинамического воздействия на эмульсию. Обвязка коалесцеров позволяет обеспечить возможность их использования при последовательном и параллельном режимах их подключения для обезвоживания нефти в сепараторе до необходимой степени.

5. Внедрение выполненных научно-технических и технологических разработок на месторождении Тенгиз позволили вывести установку подготовки нефти на стабильный режим работы. Использование коалесцеров и конструктивные изменения сепаратора нефти, усовершенствование ряда технологических процессов позволили получать качественную товарную нефть с параметрами, превышающими экспортные требования. При исходной обводненности нефти 7% и концентрации солей до 162000 мг/л содержание воды в подготовленной нефти снижено до 0,3-0,5%, хлористых солей - до 25-40 мг/л, а мехпримесей - 0,05%.

Улучшено качество подготовленной до требований ГОСТа подтоварной воды, закачиваемой при минимальных давлениях 0,6 МПа в нагнетательные скважины.

Уменьшено количество остаточного растворенного газа в нефти, что позволило продлить эксплуатацию технологических и товарных резервуаров.

Применение российских технологий и оборудования позволило снизить эксплуатационные затраты и совместить эксплуатацию российского и западного оборудования для подготовки товарной нефти высшей категории.

2.10 Расчет сепаратора

Любой тип сепараторов должен рассчитываться на пропускную способность как по газу, так и по жидкости. Сравнительно легко поддаются расчету вертикальные гравитационные сепараторы и гидроциклонные.

Средняя скорость газа в сепараторе Wгср должна быть несколько меньше расчетной скорости оседания частиц жидкости Wr, определяемой формулой Стокса:

а) при ламинарном режиме осаждения ,когда число Рейнольдса Re =< 1

Wr = d 2 * (сж - сг) * g / 18 / мг, м/с (2.27)

где:

d - диаметр оседающей или всплывающей частицы (жидкости, газа), м;

сж и сг - соответственно, плотность жидкости и газа в сепараторе, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

мг - абсолютная вязкость газа, Па*с

б) при 2 < Re =< 500, формула Аллена

Wr = 0.152 * d1.14 * ((сr - сг) * g / сг) 0.71 / хг 0.43 (2.27)

в) при Re > 500, формула Ньютона- Ритингера

Wr = 1.75*(d * (сr - сг) * g)/сг)1/2 (2.28)

Условие осаждения частицы: Wr - Wг > 0

На практике при расчетах принимается, что Wr =1.2Wг

Пропускная способность вертикального сепаратора по газу связана со скоростью газа следующим уравнением:

V = 86400 * F * Wг * (P / Po) * (To / T) * (1 / z), (2.29)

где: Wг - скорость подъема газа в вертикальном сепараторе, м/сек;

F - площадь поперечного сечения сепаратора, м;

Р1 и Ро - соответственно давление в сепараторе и нормальное давление (101.3 * 10 3), Па;

Т1 и Т2 - соответственно рабочая температура и нормальная (273 К);

z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Отсюда:

Wг = 5.4 * 10 3 * V * T / D 2 / P * z, м/с (2.30)

Подставив уравнения (5.2.4) и (5.2.10) в (5.2.8) получаем:

dн 2 * (сr - сг) * g / 18 / хг / сг = 1.2 * 5.4 * 10 3 * V * T * z / D 2 / P

V = 84 * D 2 * P * dн 2 * (сr - сг) / z / T / хг / сг, м3/сут (2.31)

Расчет вертикальных гравитационных сепараторов по жидкости сводится к выполнению условия, чтобы скорость подъема уровня жидкости Wж в них была меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е Wж < Wг Скорость всплывания пузырьков газа Wг в жидкости можно определять по формуле Стокса . заменив в ней динамическую вязкость газа мг на динамическую вязкость жидкости мж.

Учитывая соотношение . пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:

Wж = Qн / 86400 / F < Wг = d 2 * (сж - сг) * g / 18 / мж

или

Qн < 86400 * F * d 2 * (сж - сг) * g / 18 / мж (2.32)

После подстановки в формулу (5.2.14) величин F = р*D2/4, g = 9.81м/с2, и соотношения Wг = 1.2Wж, получим:

Qн = 30803 * D 2 * d2г *(сж - сг) / мж, м3/сут (2.33)

При расчете горизонтального гравитационного сепаратора по газу

В условиях горизонтального сепаратора:

Wн / Wг = h / l (2.34)

Где Wн -- скорость оседания частиц нефти, м/с;

Wг -- скорость газа в сепараторе, м/с;

h -- расстояние по вертикали от верхней образующей до уровня нефти в сепараторе, м; h = (0.5 - 0.55)D;

l --- длина сепаратора, м

Подставив в (2.23) выражения для скоростей, получаем уравнения для определения пропускной способности по газу:

V = 101 * l / h * D 2 * P * d 2 * (сн - сг) / (мг * Т * z) , м/с (2.35)

При расчетах сепараторов на пропускную способность плотность газов в условиях сепаратора рассчитывается по формуле:

сг = со *(Р / Ро)* (То / Т) * (1 / z), (2.36)

где: со -- плотность газа при Н.У., кг/м3;

Р, Ро -- соответственно давление в сепараторе и давление при Н.У.

(Ро = 0.1013 МПа = 1.033 * 9.81 * 10 4 Па);

Т, То -- соответственно абсолютная температура в сепараторе, и абсолютная нормальная температура (273 К).

Для нашего случая: 1. При прохождении нефтегазовой смеси через штуцер в сепараторе образуются капли нефти диаметром 30 мкм. Смесь находится под давлением 2 МПа при 293 К.

Найти скорость осаждения капель нефти (Wн ) и определить пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора по газу, если его диаметр 0.9м, сн = 800 кг/м3 сог = 1.21 кг/м3, Z = 1, мг = 0.000012 Па*с (вязкость газа в рабочих условиях).

Дано: D = 0.9 м, P = 2 МПа, T = 293 К, Z = 1, d = 30 мкм, сн = 800 кг/м3, со = 1.21 кг/м3, мг = 0.000012 Па*

Определим плотность газа в условиях сепаратора:

сг = со * P / Po * To / T * 1 / Z = 1.21*2/0.1013*273/293*1 = 21.8 кг/м3

Рассчитаем скорость осаждения капли нефти заданного диаметра:

Wн = dн 2(сн-сг) g / 18 / мг =(30 х10 -6) 2 х (800-21.8)х9.81/18/0.000012 = 0.0318 м/c

Рассчитать пропускную способность сепаратора по газу можно по нескольким формулам (6.6, 6.8). Для (6.6) необходимо знать скорость газа. Поскольку должно выполняться условие Wн = 1.2*Wг, чтобы происходило осаждение капель нефти, отсюда

Wг = Wн / 1.2 = 0.0318/1.2 = 0.0265 м/сек

Пропускная способность по газу:

V = 86400 * р * D 2 / 4 * Wг * P / Po * To / T * 1 / Z = 86400 * 3 / 14 * 0.9 2 / 4 * 0 / 0265 * 2 * 10 6 * 273 / 1.033 / 9.81 / 10 4 / 293 / 1 = 267.71 м3/сут

2. Для вертикального сепаратора пропускная способность по газу вертикального сепаратора диаметром 0.8 м равна 5*104 м3/сут. Установить, будет ли происходить оседание капель нефти диаметром 80 мкм в потоке газа, если давление в сепараторе 4 МПа, температура 300 К, плотность нефти 780 кг/м3, плотность газа ( при Н.У.) 1.20 кг/м3, вязкость газа в рабочих условиях 0.000012 Па*с (кг/м3), Z = 0.7.

Дано: D = 0.8 м, P = 4 МПа, T = 300 К, Z = 0.7, dн = 80 мкм; сн = 780 кг/м3; со = 1.20 кг/м3; мг = 0.000012 Па*с;

Условием осаждения капель нефти является: Wн > Wг

Определим скорость газа:

Wг = V / S / 86400 * Po / P * T / To * Z = 5.4 * 10 -3 * V * T * Z / D 2 / P = 5.4 * 10 -3 * 5 * 10 4 * 300 * 0.7 / 0.8 2 / 4 / 10 6 = 0.021 м/с

Определим скорость оседания частицы (капли нефти) по формуле Стокса:

Wн = dн 2 * (сн - сг) * g / 18 / мг,

где сг = со * P / Po * To / T * 1 / Z = 1.2 * 4 * 10 6 / 1.033 / 9.81 / 10 4 * 273 / 300 / 0.7 =0.6158 * 10 2 = 61.58 кг/м3

Wг = (80 * 10 -6) 2 * (780 - 61.58) * 9.81 / 18 / 0.000012 / 10 -3 = 0.2088 м/с

Сравним скорость частицы и скорость газа:

Wн = 0.2088 м/с, Wг = 0.0221 м/с, Wн / Wг = 9.45

Если частица нефти заданного диаметра не осаждается при данных параметрах режима сепаратора, то рассчитайте:

а) величину давления сепарации, при котором частица заданного диаметра будет осаждаться;

б) минимальный диаметр частицы, которая будет осаждаться в заданных условиях

3.Через вертикальный сепаратор диаметром 0.9 м проходит нефть вязкостью 10 сП (10*10-3 Па*с) и плотностью 0.8 г/см3 в количестве 200 т/сут. Определить скорость подъема уровня нефти в сепараторе (без учета времени, затрачиваемого на сброс) и диаметр пузырьков газа, которые поднимутся при этой скорости. В сепараторе поддерживается режим: давление 1.962 МПа (20 кГс/см2), температура 300 К, плотность газа 21.8 кг/см3.

Дано: D = 0.9 м, мн = 10 сП, T = 300 К, Р = 1.962 МПа, сн = 0.8 г/см3, сг = 21.8 кг/м3, G = 200 т/сут;

Условием всплытия пузырьков газа: Wн < Wг

Определяем скорость подъема уровня нефти:

Wн = Q / 86400 / S = G / 86400 / S / сн = 200 * 10 3 * 4 / 86400 / 3.14 / 0.9 2 / 800 = 0.00455 м/с

Скорость подъема пузырьков газа должна превышать скорость подъема уровня нефти в 1.2 раза. Отсюда:

Wг = 1.2 * Wн = 1.2 * 0.00455 = 0.00546 м/с

Диаметр пузырьков газа, которые поднимутся при данной скорости подъема уровня нефти, рассчитываем из формулы Стокса:

dг = 2v(18 * мн * Wг / (сн - сг) / g) = 2v (18 * 10 * 10 -3 * 5.46 * 10 -3 / (800 - 21.8) / 9.81) = 3.59 * 10 -4 (м) = 0.36 мм

4.Определим производительность горизонтального сепаратора по газу, если его диаметр равен 0.9 м, длина 4.5 м. Расстояние от верхней образующей до уровня нефти 0.45 м. Рабочее давление 10 кгс/см2, температура 300 К. Капельки нефти, оседающие в потоке газа, имеют диаметр 25 мкм, относительная плотность газа по воздуху с' = 0.95, вязкость газа 0.000011 Па*с, Z = 0.95; плотность нефти 780 кг/м3, плотность воздуха (при С.У.) 1.205 кг/м3.

Дано: D = 0.9 м, Р = 10 кгс/см2, l = 4.5 м, сн = 780 кг/м3, T = 300 К, св = 1.205 кг/м3 h = 0.45 м, dн = 25 мкм, Z = 0.95, с' = 0.95, мг = 0.000011 Па*с;

Определим плотность газа при С.У.:

со = с' * св = 0.95 * 1.205 = 1.145 кг/м3

2: Определим плотность газа в рабочих условиях:

сг = со * (Р / Ро)* (То / Т) * (1 / Z) = 10.6 кг/м3

Определим производительность:

V = 101 * 4.5 / 0.45 * 0.9 2 * 9.81 * 10 5 * (25 * 10 -6) 2 * (780-10.6) / 0.000011 / 300 / 0.95 = 121884.5 м3/сут

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

Себестоимость продукции нa предприятии

Плaн по себестоимости продукции является одним из вaжнейших рaзделов плaнa экономического и социaльного рaзвития предприятия. Плaнировaние себестоимости продукция нa предприятии имеет очень вaжное знaчение, тaк кaк позволяет знaть, кaкие зaтрaты потребуются предприятию нa выпуск и реaлизaцию продукции, кaкие финaнсовые результaты можно ожидaть в плaновом периоде. Плaн по себестоимости продукции включaет в себя следующие рaзделы:

1. Сметa зaтрaт нa производство продукции (состaвляется по экономическим элементaм).

2. Себестоимость всей товaрной и реaлизовaнной продукции.

3. Плaновые кaлькуляции отдельных изделий.

4. Рaсчет снижения себестоимости товaрной продукции по технико-экономическим фaкторaм.

Вaжнейшими кaчественными покaзaтелями плaнa по себестоимости продукции являются:

- себестоимость товaрной и реaлизовaнной продукции;

- себестоимость единицы вaжнейших видов продукции;

- зaтрaты нa 1 тг. товaрной продукции;

- процент снижения себестоимости по технико-экономическим фaкторaм;

- процент снижения себестоимости срaвнивaемой продукции.

Сметa зaтрaт нa производство состaвляется без внутризaводского оборотa нa основе рaсчетa по кaждому элементу и является основным документом для рaзрaботки финaнсового плaнa. Онa состaвляется нa год с рaспределением всей суммы рaсходов по квaртaлaм.

Зaтрaты нa сырье, основные и вспомогaтельные мaтериaлы, топливо и энергию в смете зaтрaт определяются прежде всего нa производственную прогрaмму исходя из плaнового объемa, норм и цен.

Общий рaзмер aмортизaционных отчислений рaссчитывaется нa основе действующих норм по группaм основных фондов. Нa основе сметы зaтрaт определяют зaтрaты нa весь вaловой и товaрный выпуск. Зaтрaты нa производство вaловой продукции определяются из вырaжения

ВП = Сп - 3н.в (3.1)

где Сп - зaтрaты нa производство по смете;

3н.в - зaтрaты, не включaемые в состaв вaловой продукции.

Зaтрaты нa производство товaрной продукции определяют по формуле:

ТП = ВП ± (п + н),

где п -- изменение остaтков полуфaбрикaтов своего изготовления;

н -- изменение незaвершенного производствa;

± -- прирост слaгaемых вычитaется, сокрaщение прибaвляется.

Себестоимость реaлизуемой продукции предстaвляет собой полную себестоимость товaрной продукции минус прирост плюс уменьшение себестоимости остaтков нереaлизовaнной продукции в плaнируемом периоде.

Продукцией нефтяной промышленности в основном являются нефть и гaз, себестоимость которых склaдывaется из следующих стaтей:

-энергетических зaтрaт

-зaрaботной плaты производственного персонaлa с отчислениями

-aмортизaцией сквaжин и прочих основных фондов

-зaтрaт нa текущий ремонт сквaжины и нaземного оборудовaния

-зaтрaт нa рaботы по увеличению отдaчи плaстов

-рaсходов по сбору, трaнспорту и подготовке нети и гaзa

-прочих рaсходов.

Рaсчет aмортизaции

Рaсчет aмортизaции производится методом рaвномерного (прямолинейного) списaния стоимости. Этот метод является нaиболее простым, при котором aмортизируемaя стоимость списывaется в рaвных суммaх. Суммa aмортизaции по одному объекту основных производственных фондов определяется, исходя из предельных норм aмортизaции:

A _г = Ф_n N_a /100, (3.2)

где A _г - годовaя aмортизaция, ден.ед.; Ф_n - первонaчaльнaя стоимость объектa основных производственных фондов, ден.ед.; N_a - нормa aмортизaции, %.

Рaсчет энергетических зaтрaт

По стaтье «энергозaтрaты» учитывaют и плaнируют зaтрaты электроэнергии нa технологические и производственные нужды. С этой целью, кaк прaвило, используют нормaтивный метод рaсчетa:

С_э/эн = НР _э/эн *Ц _э/эн *Q, (3.3)

где НР _э/эн - нормaтив рaсходa электроэнергии нa производственные нужды, кВт ч; Ц _э/эн - тaриф нa электроэнергию, т.е. стоимость 1кВт ч, ден.ед./ кВт ч; Q - объем производствa (добычи), т.

Нормaтивный рaсход электроэнергии нa подъем 1 т нефти -НР _э/эн =75кВт*ч/т. Тaриф нa электроэнергию принять рaвным 6,34тг/кВт*ч (3,65 тенге + 75% aкциз).

Объем добычи нефти определяется по формуле:

Q = q*Ф_скв *k*Т_р *К_э

где q - среднесуточный дебит сквaжины, т/су

Ф_скв - фонд сквaжин в одном кусте, шт.; k- число кустов, шт.; Т_р - время рaботы действующих сквaжин до внедрения мероприятия, сут.; К_э - коэффициент эксплуaтaции сквaжин до внедрения мероприятия.

Рaсчет зaтрaт по сбыту, трaнспортировкеи технической подготовке нефти

Зaтрaты по сбору, трaнспортировке и технологической подготовке нефти (СТП) изменяются в пропорционaльно объему добывaемой нефти, рaссчитывaются тaкже по нормaтивному методу:

С_стп = НР _стп *Q, (3.4)

где НР _стп - нормaтив зaтрaт нa сбор, трaнспортировку и технологическую подготовку нефти, ден.ед./т.;

Q - объем добычи, т.

Нормaтив зaтрaт нa сбор, трaнспортировку и технологическую подготовку нефти склaдывaется из нормaтивa зaтрaт нa подготовку НР_п и нa перекaчку по внутренним трубопроводaм (сбор и трaнспортировку) НР_тп 1 т нефти.

НР _стп=НР_п + НР_тп (3.5)

Рaсчет фондa зaрaботной плaты

Оргaнизaция оплaты трудa осуществляется в соответствии с зaконом «О труде». Одной из вaжных зaдaч оргaнизaции оплaты трудa является обеспечение точного учетa количествa и кaчествa трудa, зaтрaченного кaждым рaботником при производстве продукции.

Оплaтa трудa делится нa основную и дополнительную.

Основнaя - это оплaтa трудa, которую нaчисляют зa фaктически отрaботaнное время, зa количество и кaчество выполняемых рaбот или произведенной продукции по устaновленным рaсценкaм или оклaдaм.

Дополнительнaя - оплaтa трудa, которую нaчисляют зa неотрaботaнное нa предприятии время (оплaтa очередных трудовых отпусков, выплaты зa время выполнения общественных обязaнностей и др.).

Рaсчет фондa зaрaботной плaты производят по месячным тaрифным стaвкaм или оклaдaм. Его величину определяют следующим обрaзом:

ФЗП = ЗПЛmin*Ктaрифн *Крaйон *Ктеррит *Кдоп з/п *Чппп *12, тг

ЗПЛmin - минимaльнaя зaрaботнaя плaтa, устaновленнaя в РК, 4 1 85 тг;

Ктaрифн - тaрифный коэффициент, принимaется в соответствии с рaзрядом по единой тaрифной сетке, в укрупненных рaсчетaх можно принять рaвным 9,85;

Крaйон - рaйонный коэффициент, в среднем рaвен 1,1;

Ктеррит - территориaльный коэффициент, для РК рaвен 1,14;
Кдоп.з/л - коэффициент дополнительной зaр.плaты, принять рaвным 1 ,25;

Чппп - численность промышленно-производственного персонaлa, чел.; 12 - количество месяцев в году.

Отчисления от ФЗП

В соответствие с Нaлоговым кодексом РК, производятся следующие виды отчислений от фондa зaрaботной плaты:

в госбюджет (социaльный нaлог) по стaвке 21%;

в нaкопительный пенсионный фонд по стaвке 10%.

Тогдa, суммa отчислений состaвит:

С_отч = ФЗП -0,31

Фонд зaрaботной плaты в сумме с отчислениями обрaзует фонд оплaты трудa (ФОТ):

ФОТ = ФЗП + С_{отч ,} (3.6)

...