2.10 Расчет пропускной способности вертикального гравитационного сепаратора

Определить пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора при различных условиях.

При определении пропускной способности сепаратора по жидкости, диаметр пузырьков газа принимает больше диаметров капелек жидкости согласно проектным данным.

Исходные данные для расчета способности сепаратора по газу и по жидкости

Давление в сепараторе -5,0 МПа.

Температура в сепараторе -313 К

Плотность конденсата -714 кг/м³.

Плотность газа в рабочих условиях -140,03 кг/м³.

Динамическая вязкость конденсата - 11,68 х 10^-8 кг/м сек. Динамическая вязкость газа - 0,01781 х 10 кг/м сек.

Коэффициент сверхсжимаемости - 0,83.

Диаметр сепаратора - 1,5 м.

Диметр капель жидкости - 5*10^-5 м.

1) Re =1

Q_c= 0,8* V_0*((р*D²)/4)*((P_c*Z_*T_ct)/(z_c*p_a*T));

Q_c=0,8*0,068*((3,14*1,5²/4)*(50*293*1)/(1,03*0,83*313))

Q_c=624562,5 м³/сут

2) 1 <R_e ?500

0,21 м/с.

Q_c=624562,5 *0,21/0,068=1928795,5 м³/сут.

3) Re > 500

 м/сут

Q_c= 624562,5 * 0.078 /0.068= 716409,5 м/с

4) Из опытных данных эксплуатации сепараторов получено следующее соотношение:

,

где V₁=0,1 м/с при p₁=6,0 МПа, t =313 K.

при p₂=5,0 МПа

м/с,

Q_C= 716409,9 м³/сут.

5) При установке сетчатой насадки в отбойной секции вертикального гравитационного сепаратора

м/с

Q_c=716409,9*0,22=0,16 млн. м³/сут.

Из проекта фирмы LGA "ЛГА-Газтехник Гмбх" ФРГ максимальная пропускная способность по газу составляет 215,7 тыс. м/час, по жидкости 247,3 м³/час. При газодинамических расчетах используется коэффициент сверхсжимаемости Z, характеризующий реальные свойства газа в зависимости от компонентного состава, давления и температуры.

3. Техника безопасности и охрана окружающей среды

3.1 Анализ производственно-опасных и вредных факторов

При эксплуатации аппараты и оборудование, работающее под высоким давлением, а пластовый флюид и применяемые химреагенты обладают высокой токсичностью, пожароопстностью и коррозионной активностью по отношению к металлам.

К опасным и вредным производственным фактором, возникающем на рабочем месте оператора, в соответствии с ГОСТ 12,0,003-74 относятся следующие:

повышенная загазованность воздуха рабочей зоны;

повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов и изделий;

повышенная или пониженная подвижность воздуха;

повышенные значения напряжения в электрической цепи, замыкание которой может пройти через тело человека;

отсутствие или недостаток естественного света;

недостаточная освещенность рабочей зоны;

острые кромки заусенцы и шероховатость на поверхности заготовок,

инструментов, оборудования.

Продуктивные пласты месторождения Карачаганак содержат значительное количество сероводорода. Наличие сероводорода (3-5%) в природном газе требует особых условий и мер безопасности в процессе добычи, подготовки и транспорта газа.

Также к вредным и опасным факторам производства имеющих место на месторождении Карачаганак относятся: такие вещества, как сернистый ангидрид, диэтиленгликоль, метанол, ингибиторы, химические реагенты и тяжелые углеводороды; производственные факторы, как взрывоопасность газа, конденсата, нефти, метанола и других веществ; пожароопасность производственных объектов. Вредные вещества в воздухе могут вызывать отравление организма, проникая через органы дыхания, кожу, пищу.

Нефть, нефтяные газы и ядовитые пары ртути, окись углерода и некоторые другие ядовитые вещества, с которыми имеют дело работники предприятия, могут вызвать профессиональные отравления. При пожарах возможны тепловые ожоги. Неблагоприятные метеорологические условия (высокие и низкие температуры, облучение солнцем, ветер, дождь, снег, пыльные бури) вызывают простудные и другие заболевания, солнечные удары и ожоги, обмораживание.

Источниками повышенного уровня шума и вибрации на объектах месторождения Карачаганак являются механизмы буровых установок, газопроводы, оборудование и трубопроводы компрессорных, насосных станций и некоторые виды ручных инструментов. Высокий уровень шума в течение длительного времени влечет за собой частичную или полную потерю слуха. Если вибрирующие части оборудования соприкасаются с телом работающего, вибрация выступает в качестве профессиональной вредности. В связи с этим предусмотрены средства защиты от шума и вибрации.

Использование электрических инструментов, светильников и другого оборудования связано с опасностью электрических травм. Во избежание этого применяют переносные светильники, оборудованные защитными стеклянными колпачками и сетками. Для них и для другой переносной электроаппаратуры применяют гибкие кабели и провода с медными жилами, специально предназначенные для условий механических воздействий.

Большинство работ на объектах месторождения Карачаганак выполняются под зрительным контролем (наблюдение за работой механизмов, аппаратов, показаниями контрольно-измерительных приборов при выполнении производственных операции), поэтому недостаточное освещение в определенных условиях может привести к утомлению органа зрения и общему утомлению организма. На месторождении предусмотрены системы освещения производственных объектах. В взрыво- и пожароопасных местах месторождения применяют осветительные приборы во взрывобезопасном исполнении

3.2 Безопасность работ при очистке природного газа

Основные мероприятия

Основными мероприятиями, направленными на предотвращение выделений вредных, взрывопожароопасных веществ и обеспечение безопасных условий труда являются обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов, автоматизация и дистанционный контроль, размещение вредных и взрывопожароопасных производств в отдельных помещениях и на открытых площадках, вентиляция производственных помещений.

Предусмотрена автоматизация основных технологических процессов в части сбора данных, контроля технологических процессов и управления технологическими процессами. Технологические установки выполнены в виде модулей, каждый из которых оснащен необходимым комплектом приборов автоматического контроля и регулирования технологических параметров (температуры, давления, уровня и т.д.). В автоматизированной системе управления технологическим процессом использованы средства микропроцессорной техники. Все сигналы оповещения, предусмотренные на данном объекте, выведены с соответствующих датчиков, приборов в центр управления с целью оповещения оператора.

Сброс с предохранительных клапанов и продувка технологического оборудования производится в факельные системы высокого и низкого давления. Газ, не подлежащий утилизации, сжигается на факелах высокого и низкого давления, которые размещены на безопасном расстоянии от существующих и строящихся зданий и сооружений. Сжигание позволяет окислять токсичные компоненты технологических сред до менее опасных веществ и создаёт более благоприятных условия для их рассеивания в атмосфере за счёт высоты факела.

Для защиты работников и оборудования в случае аварийных ситуаций при эксплуатации предусмотрена система аварийного останова (САО). В зависимости от типа аварийной ситуации предусмотрена возможность останова оборудования на всем объекте или отдельных участках автоматически, а также кнопками управления, находящимися в шкафу САО. САО также автоматически приводится в действие в случае пожара на одном из участков. Во избежание ненужных остановов противопожарная система будет срабатывать с выполнением процедуры аварийного останова только после получения сигналов возгорания от не менее чем двух датчиков. Потеря давления в системе снабжения воздуха КИПиА также приведет к автоматическому включению САО с целью изоляции любого из участков по технологическим трубопроводам. Падение давления в системе снабжения воздуха оказывает влияние на работу всех систем объекта и требует аварийного останова до восстановления безопасного уровня давления воздуха в системе.

САО оснащена механизмом записи последовательности событий, который можно "допрашивать" с помощью переносного системного компьютера.

Предусмотрены герметизированные системы замера газового конденсата, дизельного топлива. Дренажные трубопроводы и трубопроводы сброса на факел подключаются к герметизированным дренажным и факельным системам.

Применяемое оборудование, арматура и трубопроводы по техническим характеристикам обеспечивают безопасную эксплуатацию технологических аппаратов, узлов коммуникаций. Размещение запорной арматуры обеспечивает удобное и безопасное обслуживание.

Площадка замера конденсата выполнена с твердым покрытием на 0,15м выше планировочной отметки земли, ограждена бортиком высотой 0,15 м для предотвращения разлива нефтепродуктов и снабжена устройством для сбора дренажа.

Все технологические трубопроводы после монтажа подвергаются контролю сварных стыков и гидравлическому испытанию.

Технологические аппараты наружной установки и оборудования размещены в соответствии с требованиями пожарной безопасности, удобства и безопасного обслуживания.

Защита аппаратов и оборудования, работающих под давлением, предусматривается установкой предохранительных клапанов, запорной арматуры, средств автоматического контроля, измерения и регулирования технологических параметров.

На всех напорных трубопроводах от каждого насоса установлены обратные клапаны. Все насосы заземлены, независимо от наличия заземления электродвигателей, находящихся на одной раме.

Все показания контрольно-измерительных приборов, находящихся на щите в операторной, дублируются приборами, установленными непосредственно на аппаратах.

Размещение оборудования выполнено с учетом нормативных проходов и обеспечения удобного и безопасного обслуживания в соответствии с нормами технологического проектирования.

Для снижения шума и вибрации технологического оборудования предусмотрено: шумящие и вибрирующие механизмы заключены в кожухи, установлены гибкие связи, упругие прокладки и пружины; тяжелое вибрирующее оборудование устанавливается на самостоятельные фундаменты, применены вибробезопасные и малошумящие машины, дистанционное управление, сокращено время пребывания в условиях вибрации и шума, применены средства индивидуальной защиты.

Для промывки и обезжиривания деталей применяются негорючие эмульсии и растворы.

Работы, производящиеся на высоте должны производится на площадках, имеющих перила и лестницы, а на высоте более трех метров, кроме того, должны применятся предохранительные пояса. Запрещается приводить работы на высоте: во время грозы, ливня, гололедицы, сильного снегопада и тумана, а также при ветре на открытых местах. Не допускается: одновременное нахождение работающих на разных высотах по одной вертикали при отсутствии между ними предохранительного настила, использование незакрепленного (против падения) инструмента.

В соответствии с проектом, на объекте установлено противопожарное оборудование в определенных местах, известных персоналу, которое поддерживается в рабочем состоянии. Установка противопожарного оборудования и его текущее состояние оформляется актами приемочных и проверочных рабочих комиссий.

Перед контролем, ремонтом, вскрытием и разгерметизацией технологического оборудования и скважин "КПО б.в." принимает меры по нейтрализации сероводорода и дезактивации пирофорных отложений. К работе приступают, только если содержание сероводорода, углеводородного газа и паров нефти не превышает допустимых концентраций. В местах, где возможно выделения в воздух рабочей зоны сероводорода (буровая установка, промысловые манифольды, установки подготовки, компримирования газа и др.), "КПО б.в." осуществляется контроль воздушной среды автоматическими стационарными или переносными газосигнализаторами.

На объектах очистки природного газа возможно возникновение зарядов статического электричества. Происходит это при движении газа, конденсата по трубопроводам, при сливно-наливных операциях, заполнении и освобождении емкостей и других операции. По ограничению образования и накопления зарядов статического электричества предусмотрены следующие мероприятия: заземление оборудования, емкостей, коммуникации и трубопроводов на площадках и в помещениях путем присоединения их к внутреннему и наружному контуру заземления; технологические трубопроводы, содержащие горючие жидкости газы, представляют на всем протяжении непрерывную электрическую цепь; аппараты и сосуды, содержащие конденсат, должны быть устроены таким образом, чтобы в них исключалось бурное перемешивание.

Для предупреждения от разрядов статического электричества соблюдено следующее: на каждое находящиеся в эксплуатации заземляющее устройство имеется паспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, данные о результатах проверки состояния заземляющего устройства; для определения технического состояния заземляющего устройства необходимо проводить внешний осмотр видимой части заземляющего устройства, осмотр с проверкой цепи заземлителем и заземляемыми элементами (отсутствие обрыва и неудовлетворительных контактов в проводке, соединение аппаратов с заземляющим устройством), измерение сопротивления заземляющего устройства, проверку надежности соединении естественных заземлителей и периодический осмотр элементов заземляющего устройства, находящегося в земле; предотвращать образование взрывоопасных концентраций.

На установках КПК организован контроль воздуха на токсичные и взрывоопасные концентрации с использованием автоматизированных стационарных и экспрессных анализаторов. Методы и точки отбора регламентируются утвержденным графиком контроля, по согласованию с начальником группы экологического контроля.

Запорная арматура, расположенная в колодцах должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открывания и закрытия без спуска человека в колодец. Запрещается устанавливать в колодцах запорную арматуру технологических трубопроводов, транспортирующих агрессивные вещества.

Колодцы, расположенные на территории промплощадки, должны быть закрыты, а крышки их присыпаны слоем песка (земли) на 15-20 см.

Канализационные колодцы должны быть оборудованы гидрозатвороми.

Для обеспечения безопасного монтажа, обслуживания и ремонта производственного оборудования следует обустроить защитными ограждениями, площадками и лестницами конструктивное исполнение которыхдолжно обеспечить их безопасное использование.

Поверхности производственного оборудования и трубопроводов, имеющие при эксплуатации температуру до 45 ⁰С, на участках возможного соприкосновения с ними обслуживающего персонала должны быть ограничены и теплоизолированы.

К основным мероприятиям по обеспечению безопасности производства относится также вопрос защиты от превышения давления.

Система автоматики обеспечивает поддержание технологического режима в данных пределах. В случае недоступных отклоненний контролируемых параметров от установленных значений, срабатывает сигнализация и оператор с помощью средств дистанционного управления может своевременно отрегулировать процесс, в аварийных ситуациях отключить установку или оборудования. Помимо дистанционного управления предусмотрена система защиты, блокировок и автоматическое аварийное отключение скважин, технологических линий и отдельного оборудования.

Предусмотрена защита оборудования от превышения давления с помощью предохранительных клапанов. Сбросы сероводородо-содержащих продуктов при срабатывании предохранительных устройств направляются в факельную систему

Меры предосторожности при воздействии газообразного сероводорода (Н₂S)

Сероводород может быть обнаружен:

– в любом месте расположения скважины;

– на складе, даже если это оборудование, вследствие воздействия бактерий, разлагающих сульфаты, было завезено с месторождения без присутствия активных соединений серы;

– в лабораториях;

– в закрытых объемах.

В отсутствии любой другой информации всегда предполагайте, что

сероводород, вероятно, может присутствовать. В местах, где существует риск присутствия сероводорода, следует применять либо носимое, либо стационарное оборудование для обнаружения сероводорода.

При выполнении работ по пробной эксплуатации скважин, следует проводить проверку на наличие сероводорода и результаты этих проверок должны вноситься в документы, начиная с момента, когда пластовые флюиды переносятся на поверхность. Следует выполнять регулярные проверки, а данные регистрироваться.

Если установлено присутствие газообразного сероводорода, об этом должны быть проинформированы руководители так, чтобы были предприняты мероприятия по управлению рисками.

Люди, находящиеся в зоне риска, должны быть эвакуированы в безопасную зону, это, как правило, более высокое место в направлении против ветра.

В зонах, где установлено присутствие сероводорода, должны быть доступными для использования дыхательные аппараты и аппараты для форсированной искусственной вентиляции легких.

Персонал должен получить навыки самостоятельного применения доступного на месте выполнения работ дыхательного аппарата и аппарата для форсированной искусственной вентиляции легких.

3.3 Охрана окружающей среды

В результате предыдущей производственной деятельности на территории месторождения и вокруг него образовалась искусственная биогеохимическая провинция с комплексным типом загрязнения компонентов окружающей среды радиусом до 15 км от границы месторождения, сопоставимая по площади с ареалом возможного распространения загрязнения при чрезвычайной ситуации (разрыв системы сбора, транспорта, аварийного фонтанирование скважины и т.п.). Фактическую интенсивность влияния на организм человека совокупности химических веществ при разработке месторождения определяет реальная химическая нагрузка (РХН), так как в реальных условиях человек подвергается одновременному воздействию комплекса опасных агентов, поступающих одновременно из различных сред (воздуха, воды, почвы, растений).

Существует ряд методов суммарной количественной оценки степени влияния загрязнения компонентов окружающей среды на персонал и население. Ряд авторов оценивает окружающую среду по сумме произведений показателей загрязнения на длительность воздействия их на человека. Другие - суммируют отношения отдельных показателей загрязнения компонентов окружающей среды к ПДК воды, почвы, воздуха.

В настоящем проекте использован нашедший одобрение и утвержденный в уполномоченных органах эколого-гигиенический подход, позволяющий оценить степень опасности загрязнения компонентов окружающей среды по комплексному показателю I с учетом аддитивности по классам опасности, как наиболее объективный.

Для оценки загрязнения атмосферного воздуха используются две ПДК - среднесуточную и максимально разовую.

В случае оценки аварийного загрязнения следует использовать только максимально разовую концентрацию (фонтанирование, разрыв системы сбора и транспорта) считая ее мгновенной, действительно максимально-разовой, не интерполируя на отрезок времени. Это особенно важно для оценки возможных последствий физиологического действия вредных веществ (хлор, сероводород, оксиды азота и др.).

Для оценки загрязнения воды и почвы используют как максимально-разовые, так и средние по сезонам года концентрации.

При оценке тяжести отдаленных последствий, причиняемых здоровью населения и окружающей среде, на первом месте стоят тяжелые металлы, количество которых в объектах окружающей среды региона месторождения превышает предельно-допустимые значения.

Помимо высокой токсичности (1 - 2 классы опасности), металлы, присутствующие в объектах окружающей среды, обладают мутагенным, канцерогенным, эмбриогонадотоксическим и кумулятивным действием. На участках геохимических аномалий, определенных на территории месторождения и в зоне его влияния, их концентрации значительно превышают предельно-допустимые.

Нейротоксическим действием на человека обладают: таллий, ртуть, серебро, барий, кадмий, никель, цинк и др.

В условиях постоянного наличия в атмосфере месторождения, как минимум, пороговых концентраций сероводорода, также нейротоксического яда, проблема защиты персонала и населения приобретает особый смысл и значение. Поэтому состояние загрязнения компонентов окружающей среды излагается во взаимосвязи для создания объективной картины, позволяющей планировать соответствующие затраты и мероприятия.

Основными компонентами загрязнителей природы, выделяемых нефтегазодобывающими и перерабатывающими предприятиями, являются сероводород, сернистый ангидрид, окись углерода, углеводороды, окислы азота и другие, представляющие собой токсиканты III - IV классов опасности.

Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных условиях. Сера может содержаться в виде соединения в угле, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые улетучиваются в атмосферу.

4. Экономический раздел

4.1 Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей промышленности и экономическая эффективность новой техники и технологии

В современных условиях - условиях стремительного развития науки и техники, усовершенствования техники производства, необходимости высококвалифицированных кадров, возросших масштабах добычи, возникает потребность в повышении эффективности научных исследований. Мощность предприятия во многом зависит от внедрения новейшей технологии, применения автоматизированных систем управления.

Необходимо развивать и повышать эффективность производства, его всестороннюю интенсификацию. Для этого нужно максимально использовать основные фонды, оборотные средства, производственные мощности, своевременно выявлять и использовать внутрипроизводственные резервы, внедрять в производство новейшие достижения науки и техники, передовой опыт, обеспечивать строжайший режим экономии, ресурсосбережение, высокое качество вырабатываемой продукции.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

- снижение затрат на производство единицы продукции;

- повышение качества изделий (экономия у потребителей);

- рост производительности труда.

Создавая новые машины и оборудование, разрабатывая новую технологию производства каждый инженер-экономист должен учитывать экономические показатели, связанные с их производством, эксплуатацией и применением.

В данной курсовой работе рассмотрены основные приемы анализа доходности инвестпроекта по расширению работ в строительстве и эксплуатации скважин.

Эффективность производства определяется соотношением полученного результата (эффекта) и использование ресурсов. Следовательно, эффективность производства - это определенный результат производственной деятельности. Она комплексно характеризует степень и целесообразность использования основных промышленно производственных фондов и оборотных средств, материальных и денежных затрат, живого труда.

Подготовка нефтяных запасов и разработка нефтяных месторождений являются взаимосвязанными и дополняющими друг друга звеньями одной цепи материального производства, имеющей своей целью обеспечение все возрастающих потребностей народного хозяйства в нефти. Поэтому, при определении экономической эффективности капитальных вложений, связанных с увеличением степени извлечения нефти из недр, следует учитывать возможные результаты, как в стадии подготовки нефтяных месторождений и залежей, так и в стадии их разработки.

Поскольку нефть является сырьем для производства нефтепродуктов, затраты в нефтепереработку и выход высококачественной продукции во многом зависит от качества перерабатываемой нефти, но учет этого фактора при обосновании коэффициента нефтеотдачи на конкретных нефтяных залежах и определения целесообразности применения тех или иных технологических мероприятий по увеличению текущей и конечной нефтеотдачи пластов крайне нежелателен. Последним обстоятельством, которое должно получить отражение и количественную оценку при выборе систем разработки, обеспечивающих повышение текущего и суммарного отбора нефти из пластов, является географическое размещение нефтяной промышленности, местоположение анализируемых месторождений относительно районов переработки нефти и потребления нефтепродуктов.

Следовательно, основным критерием оценки мероприятий, повышающих нефтеотдачу продуктивных пород, как и эффективность капитальных вложений в нефтедобывающую промышленность в целом, должно явиться удовлетворение народнохозяйственных потребностей в нефти с наименьшими затратами средств и труда. Поскольку при решении основной экономической задачи - создании материально технической базы - огромное значение приобретает фактор времени, то естественно, что при выборе технологических мероприятий, увеличивающих извлечение нефти из недр, должно отдаваться предпочтение тем мероприятиям, которые обеспечивают наиболее быструю отдачу с точки зрения роста добычи нефти в стране.

Под научно-техническим прогрессом (НТП) понимается развитие науки и техники, внедрение прогрессивной технологии, рациональной организации производства.

НТП предусматривает переоснащение действующих предприятий современными машинами и особенно системами, регулирующими и управляющими приборами, создание принципиально новой техники и видов продукции, разработку мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов.

4.2 Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными капитальными дополнительными вложениями.

Внедрение и производство новой техники и технологии оправданно только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

а) снижение затрат на производство единицы продукции;

б) повышение качества изделий (экономия у потребителей);

в) рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на совершенствование техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство продукции.

В нефтегазодобывающей промышленности, характеризирующейся ограниченностью извлекаемых запасов нефти (газа), к основным показателям эффективности новых методов воздействия на залежи относятся увеличение конечного коэффициента нефтегазоотдачи и рост суммарного объема извлекаемых полезных ископаемых. Это основа формирования экономического эффекта применения новых методов воздействия на пласт. Их разработка и внедрение требует значительных дополнительных капитальных вложений, зачастую увеличивает себестоимость добычи нефти и газа, не обеспечивает на первый взгляд экономического эффекта. Следует помнить, что повышение нефтеотдачи на конкретном месторождении позволит сэкономить средства на разбуривание, обустройство и разработку нового месторождения для извлечения дополнительной нефти.

4.3 Краткая характеристика предлагаемых мероприятий и цель их внедрения

В нефтегазовой промышленности главным направлением технического прогресса является совершенствование технологии добычи, способствующее ускоренному росту объемов производства и улучшению качественных показателей разработки месторождений.

Строительство Карачаганакского перерабатывающего комплекса позволило повысить добычу жидких и газообразных углеводородов. На комплекс перерабатывают продукцию со скважин, специально выделенных для комплекса, и УКПГ2. Очищенный на комплексе газ используется на месторождении в качестве топлива, а неочищенный газ транспортируется с комплекса на УКПГ2 для дальнейшей его закачки в пласт. Стабилизированная на комплекс нефть транспортируется в магистральный нефтепровод, что позволяет Казахстанской нефти выйти на мировой рынок и повысить добычу на месторождении.

Определение объема продукции после внедрения комплекса

Для определения ожидаемого эффекта от внедрения комплекса найдем дополнительное количество нефти, которое получится за все время эксплуатации комплекса за рассматриваемый период. Для этого зададимся продолжительностью эффекта Т_э = 1 год, в течение которого будет добываться Q₂ =11 млн. т/год. Добыча нефти до внедрения комплекса составляла Q₁ =4 млн. т/год.

Определим общий прирост добычи нефти полученный в результате внедрения комплекса по формуле:

ДQ = Q₂-Q₁ (4.1)

ДQ = 11 млн. т/год - 4 млн. т/год = 7 млн. т/год.

Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятия

При внедрении новой техники на действующем предприятии требуется произвести расчет затрат не по всей номенклатуре капитальных вложений, а по части их, охватывающей приобретение оборудования, транспортные расходы по его доставке, стоимость монтажа и его наладки. Если эффект определяется в сфере эксплуатации, нужно знать размер годовых текущих затрат, обусловленных использованием оборудования. Эти затраты составляют себестоимость той продукции, которая производится с применением машин, оборудования и любой другой техники.

При расчетах экономической эффективности в качестве исходной информации используют величину текущих и капитальных затрат.

Текущие затраты - производимые постоянно в течение года, затраты живого и овеществленного труда при изготовлении продукции.

Капитальные затраты (инвестиции) - средства в форме капитальных вложений на создание производственных фондов и их расширенное воспроизводство, на техническое перевооружение производства.

Все затраты связанные с производством продукции, группируются по экономическим элементам и статьям расходов. В первом случае составляется смета затрат на производство, во втором калькуляция себестоимости.

Основные данные для подсчета уровня затрат в добыче газового конденсата по статьям калькуляции до внедрения мероприятия заимствованы из плановой документации месторождения "Карачаганак" за 2001 год и представлены в таблице 3.1.

Годовые расходы на электроэнергию по извлечению нефти рассчитать по нормам расхода энергии на 1 т нефти. Они составляют:

З_э=Q₁*Р_э*Ц_э, (4.2)

где Q₁ - годовой объем добытой нефти без проведения мероприятия, т;

Р_э - удельный расход энергии на 1 т добываемой нефти, кВт*ч/т;

Ц_э - стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, тг/кВт*ч.

З_э = 4 000 000*42,48*6,56 = 1 114 675 200 тг.

Таблица 4.1- Нормативы для подсчета эксплуатационных затрат

Наименование	Величина
Удельный расход электроэнергии на 1 т добываемой нефти, кВт*ч/т	42,48
Стоимость электроэнергии, тг/кВт*ч	6,56
Численность рабочих на ГП 3	100
Оплата труда, тг/раб в год	727800
Социальные страхования, пенсионный фонд, фонд занятости, % от ФОТ	31
Удельные затраты на сбор, транспортировку, подготовку 1 т нефти, тг/1 т нефти	753
Норма амортизации ОПФ, % от стоимости ОПФ	6,7
Текущий ремонт, % от стоимости ОПФ	1,2
Общие производственные затраты, % от суммы прямых и косвенных затрат	21
Внепроизводственные затраты, % от полной себестоимости	1

Фонд оплаты труда определим по средней заработной плате работников:

З_пп = N_ч*S_з/п, (4.3)

где N_ч - норматив численности работников на УКПГ 3, чел;

S_з/п - среднегодовая заработная плата работника, тг/чел;

З_пп = 100*727800=72780000 тг.

Отчисления работодателя на социальные страхование, пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31 % от ФОТ, т.е.

З_ор = З_пп*0,31 (4.4)

З_ор = 72780000*0,31 = 22561800 тг.

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации.

Амортизационные отчисления по ГП 3 начисляют по установленной норме 6,7 % от первоначальной стоимости ГП 3

А_r = (С_п*N_а)/100 %, (4.5)

где С_п - первоначальная стоимость ГП 3, тг;

N_a - годовая норма амортизации ГП 3, %.

А_г = 2000000000*6,7/100 = 134000000 тг.

Расходы по сбору, транспортировке и подготовке нефти включают затраты по сбору нефти от скважины до установок по сбору нефти. Нефть из скважины поступает на ближайший блок входных манифольдов, а затем с каждого БВм по самостоятельному трубопроводу на установку комплексной подготовки газа.

Годовой размер затрат для данной статьи калькуляции будет:

З_стп = З_уд*Q₁, где (4.6)

где З_уд - удельные расходы на сбор, транспортировку и подготовку нефти, тг/т.

З_стп = 753*4000000 = 3012000000 тг.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования включают в себя затраты связанные с содержанием и эксплуатацией ГП3, включая амортизационные отчисления от стоимости ГП3 а также с текущим ремонтом ГП 3.

Расходы по текущему ремонту оборудования включают ряд затрат (заработная плата, прокат транспортных средств и др.).

Для укрупненного расчета затрат на данную статью примем затраты на текущий ремонт 1,2% от первоначальной стоимости ГП3, т.е.:

З_т.р=0,5%*С/100% (4.7)

З_т.р = 0,5*2000000000/100 = 10000000 тг.

Общепроизводственные расходы включают затраты связанные с управлением предприятия и организации производства в целом.

Они относятся к накладным расходам и составляют 21% от суммы прямых и косвенных затрат, т.е.:

З_опр ⁼ 21% * (З_э++З_пп+З_ор+А_г+З_стп+З_т.р)/100% (4.8)

Внепроизводственные затраты - это затраты связанные с коммерческой реализацией продукции. Удельный вес этих затрат составляет 0,5% от полной себестоимости.

З_вп ⁼ 0,5%*?З/100% (4.9)

З_вп ⁼ 0,5*5330142825/100 = 26650714 тг.

По результатам вычислений строим таблицу 3.2 куда сведены все затраты по статьям калькуляции, приходящиеся на ГП 3 до внедрения мероприятия.

Исходя из результатов таблицы и вычислений, определим себестоимость 1т нефти до внедрения комплекса;

C₁ = З_г/Q₁, где (4.10)

З_г-сумма годовых эксплуатационных затрат по статьям калькуляции, тг.

С₁= 5356793539/4000000 = 1339 тг.

Таким образом, себестоимость 1 т нефти составит на конец года 1 339 тг.

Расчет эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия

Эксплуатационные затраты после внедрения мероприятия состоят из расходов по строительству комплекса в текущем году.

Таблица 4.2- Годовые эксплуатационные затраты

Наименование статей калькуляции	Сумма, тг
Электроэнергия	1 114 675 200
ФОТ	72 780 000
Социальные отчисления (31 %)	22 561 800
Амортизация ГП 3	134 000 000
Сбор, транспортировка и подготовка нефти	3 012 000 000
Текущий ремонт	10 000 000
Общепроизводственные расходы	916 863 570
Внепроизводственные расходы	26 650 714
Итого	5 309 531 284

Затраты для внедрения составляют 4 млрд.тг.

Определим расходы на электроэнергию по извлечению нефти после внедрения мероприятия:

З_э = 11000000*42,48*6,56 = 3065356800 тг.

Расходы по сбору, транспортировке и подготовке нефти составят:

З_стп = 11000000*753 = 8283000000 тг.

Затраты на амортизацию комплекса

А_г = 4000000000*6,7/100 = 268000000 тг.

Оплату труда рабочих обслуживающих

З_пп = 250*727800=181950000 тг.

Текущий ремонт 1,2% от первоначальной стоимости

З_т.р=0,5%*С/100%

З_т.р = 0,5*4000000000/100 = 20000000 тг.

Отчисления в пенсионный фонд и социальное страхование

З_ор = 181950000*0,31 = 56404500 тг.

Общепроизводственные расходы определим по формуле:

Зоп = 21 * (3065356800 + 8283000000 + 268000000 + 181950000 + +56404500) / 100= 2489489373 тг.

Внепроизводственные расходы:

З_вн = 0,5*14344200673/100 = 71721003 тг.

Результаты расчетов по определению затрат после внедрения мероприятия сведем в таблицу 3.3.

Определим себестоимость одной тонны нефти после внедрения мероприятия:

С₂ =6191501689/11000000 = 1310 тг/т.

Таким образом, себестоимость 1 т нефти на конец года составит 1310 тг/т.

Таблица 4.3 - Годовые эксплуатационные затраты после внедрения комплекса

Наименование статей калькуляции	Сумма, тг
Электроэнергия	3 065 356 800
ФОТ	181 950 000
Социальные отчисления (31 %)	56 404 500
Амортизация комплекса	268 000 000
Сбор, транспортировка и подготовка конденсата	8 283 000 000
Текущий ремонт	20 000 000
Общепроизводственные расходы	2 489 489 373
Внепроизводственные расходы	71 721 003
Затраты по внедрению комплекса	4 000 000 000
Итого	18 435 921 676

Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия

По результатам проведенных расчетов по определению затрат по статьям калькуляции до и после внедрения комплекса строим таблицу 3.7 для сравнения полученных результатов.

Э_год = (С₁ - С₂) ДQ = (1339 -1310) * 7000000 = 203000000 тг.

Годовой экономический эффект от проведения мероприятия приходящийся на одну скважину составит 203000000 тенге.

Таблица 4.4 - Технико-экономические показатели месторождения Карачаганак до и после внедрения комплекса

Статьи затрат	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия	Изменение затрат
Расходы на электроэнергию по извлечению нефти, тг	1114675200	3065356800	+1950681600
ФОТ, тг	72780000	181950000	+109170000
Социальные отчисления (31 %),тг	22561800	56404500	+33842700
Амортизация, тг	134000000	268000000	+134000000
Сбор, транспортировка и подготовка нефти, тг	3012000000	8283000000	+5271000000
Текущий ремонт, тг	10000000	20000000	+10000000
Общепроизводственные расходы, тг	916863570	2489489373	+1572625803
Внепроизводственные расходы, тг	26650714	71721003	+45070289
Затраты по внедрению, тг	2000000000	4000000000	+2000000000
Итого затрат, тг	5309531284	18435921676	+13126390392
Экономический эффект, тг	203000000

Заключение

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение находится в опытно-промышленной эксплуатации с ноября 1984 года. За это время добыто 66,043 млрд. м³ газа и 60,572 млн. тонн нефти и конденсата, пробурено 311 скважин. До 1999 года разработка осуществлялась в соответствии с "Уточненным проектом опытно-промышленной эксплуатации", утвержденным 05.07.91г. ЦКР Мингазпрома. Срок действия этого документа неоднократно продлялся решениями ЦКР.

В ноябре 1997 года Республика Казахстан подписала "Окончательное соглашение о разделе продукции" (ОСРП), в котором излагаются основные критерии разработки месторождения. В этом соглашении предусматривается обратная закачка газа в газоконденсатную часть и осуществление разработки нефтяной оторочки с помощью горизонтальных скважин и методов интенсификации притока. Совместным решением представителей ЦКР, ННК "Казахойл" и Подрядчика на совещаниях 06.11.97г. и 06.02.98г. определено, что проектным документом для дальнейшей разработки месторождения Карачаганак должна быть Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак.

Во исполнение этих решений был выполнен и утвержден в ГКЗ РК пересчет геологических и извлекаемых запасов. При этом решением ГКЗ утвержден предлагаемый к внедрению вариант с обратной закачкой 40% добываемого газа, отвечающий условиям ОСРП между Республикой Казахстан и Подрядчиком. В 2001 году стала внедрятся обратная закачка газа в пласт (сайклинг-процесс) в соответствии с первым вариантом разработки Технологической схемы разработки месторождения Карачаганак.

На КПК применена установка очистки топливного газа и регенерации амина. Установка очистки топливного газа позволяет очищать 1 Гм³/год сернистого газа поступающего из сепаратора - разделителя с установки с использованием фирменного амина за 8000 часов эксплуатации в год.

Экономический эффект от внедрения КПК составил 203 млн. тенге.

Ввиду наличия опасных и вредных производственных факторов на месторождении большое внимание оказывают мероприятиям по обеспечению безопасности работающих и охраны окружающей среды на месторождении "Карачаганак".

Литература

1. Иванова М.М, Дементьев Л.Ф, Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985.

2. Иванова М.М, Чоловский И.П, Брагин Ю.И. Нефтепромысловая геология. - М.: Недра, 2000.

3. Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак. - Лондон.: 2000.

4. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992.

5. Маргулов Р.Д, Вяхирев Р.И. и др. Разработка месторождений со сложным составам газа. - М.: Недра, 1988.

6. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра 1987.

7. Сыромятников Е.С, Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М.: Недра, 1987.

8. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. - А.: КазНТУ, 2000.

9. Куцын П.В. Охрана труда в нефтегазодобывающей промышленности. - М.: Недра, 1987.

10. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986.

Размещено на Allbest.ru

...