- •Введение
- •1 Геологическая часть
- •1.1 Характеристика геологического строения месторождения
- •1.1.1 Общие сведения о месторождении.
- •1.1.2 Стратиграфия.
- •1.1.3 Тектоника.
- •1.1.4 Нефтегазоносность. Нефтегазоносность определялась только по данным гис, в среднем составляет 65%. Характеристика параметров пласта по горизонтам приведены в таблице 1.2.
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Система разработки месторождения.
- •В 2004 году цниЛом поэн составлен «Проект разработки
- •В 1995 г. Институтом «КазНипИнефть» составлен отчет «Изучение текущего состояния разработки».
- •2.1.1 Анализ текущего состояния разработки.
- •2.1.2. Анализ выработки запасов нефти и газа.
- •2.1.3. Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработки.
- •2.1.4.Система ппд и применяемые методы нефтеотдачи пластов добычи.
- •2.2. Техника и технология добычи нефти и газа.
- •2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и их дебитов, технологических показателей разработки.
- •2.2.3.Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
- •2.2.4. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.
- •2.3. Специальная часть
- •2.3.1. Краткий обзор и анализ по теме дипломного проекта.
- •2.3.3. Технологический расчёт надежности оборудования шгну
- •3 Экономическая часть
- •3.1 Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей промышленности и экономическая эффективность новой техники и технологии
- •3.1.1 Сущность и основные направления научно-технического прогресса в промышленности.
- •3.1.2 Совершенствование технологии и организации производства.
- •3.1.3 Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии.
- •3.1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и их экономическая эффективность.
- •3.1.5 Организация производства в нефтегазовой промышленности.
- •3.2 Расчет удельной себестоимости нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки скважины шгн.
- •3.2.1 Расчет амортизации.
- •3.2.2 Расчет фонда оплаты труда.
- •3.2.3 Отчисления от фот.
- •4 Охрана труда
- •4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов.
- •4.2 Защитные мероприятия
- •4.2.1 Производственная санитария
- •4.2.1.1 Санитарно-бытовое обслуживание.
- •4.2.1.2 Производственное освещение.
- •4.2.2 Техника безопасности
- •4.2.2.1 Безопасность проведения ремонтных работ при осложнении работы шгну
- •4.2.3 Пожаро-взрывоопасность
- •5. Охрана окружающей среды
- •5.1 Охрана атмосферного воздуха
- •5.1.1 Основные загрязнители атмосферного воздуха.
- •5.1.2. Номенклатура загрязняющих веществ.
- •5.1.3. Количественные показатели загрязняющих веществ.
- •5.1.4. Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ.
- •5.2. Охрана водных ресурсов.
- •5.3 Охрана земельных ресурсов
- •5.4. Охрана флоры и фауны
- •5.5. Промышленные отходы
- •Заключение
- •Список использованной литературы.
3.2 Расчет удельной себестоимости нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки скважины шгн.
Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки оборудования и режима его работы необходимо рассчитывать экономические показатели для каждого из вариантов.
Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.
3.2.1 Расчет амортизации.
Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».
где Na – норма годовых амортизационных отчислений, %;
Сост – остаточная стоимость обрудования;
Сп – первоначальная стоимость обрудования;
Та – срок работы оборудования.
Годовые амортизационные отчисления:
где Сск - стоимость станка-качалки;
Снкт – стоимость колонны НКТ;
Сшт – стоимость колонны штанг;
Сскв – стоимость скважины;
Na - норма амортизации соответствующего оборудования.
Остаточная стоимость скважины:
Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:
Стоимость одноступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг С, массы одного погонного метра q и их длины l:
Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ С, массы одного погонного метра q и глубины спуска насоса L:
= 3080072,28 тг
Для существующего варианта компоновки оборудования стоимости оборудования рассчитаны по тем же формулам:
= 3178523,44 тг
3.2.2 Расчет фонда оплаты труда.
Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.
Минимальная заработная плата в РК – 7000 тенге.
Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ППП работает повременной форме оплаты труда – 10,85.
Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату – 1,75 от основной.
Территориальный коэффициент, действующий в РК – 1,14
Районный коэффициент – 1,35.
ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ППП
Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:
ФОТ = 7000 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 6 = 14727768,3 тг.
Для существующего варианта компоновки оборудования:
ФОТ = 7000 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 8 = 19637024,4 тг
3.2.3 Отчисления от фот.
Отчисления от ФОТ представляют 36% от ФОТ.
Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:
Зотч = 0,36 ∙ 14727768,3 = 5301996,59 тг
Для существующего варианта компоновки оборудования:
Зотч = 0,36 ∙ 19637024,4 = 7069328,78 тг
3.2.4 Расчет энергетических затрат.
Энергетические затраты рассчитываются по формуле:
Зэл = Q ∙ Эуд ∙ Цэ
где Q – количество нефти в тоннах;
Эуд – удельный рвсход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт∙ч;
Цэ – цена одного кВт ∙ч.
Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:
Зэл = 10375344 ∙ 45 ∙ 5,2 = 2427833050 тг
Для существующего варианта компоновки оборудования:
Зэл = 10375344 ∙ 70 ∙ 5,2 = 3776625216 тг
3.2.5 Затраты на подготовку и перекачку нефти.
Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:
Зэл = Q ∙ (Цпод + Цпер)
где (Цпод + Цпер) – сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.
Зэл = 10375344 ∙ (885 + 540) = 14784865200 тг
3.2.6 Затраты на ППД.
Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:
Зппд = Qв ∙ Цз ∙ Эн/в
где Qв – объем закачиваемой воды, м3;
Цз – цена закачки 1м3 воды, тг;
Эн/в – норма расхода электрической энергии на закачку 1м3 воды, кВт/ч.
Зппд = 1777100 ∙ 2,5 ∙ 23 = 102183250 тг.
3.2.7 Затраты на ремонт оборудования.
Затраты на ремонт оборудования для рассчитанного и существующего вариантов рассчитываются по формуле:
Срем = Трем ∙ S
где Трем – время проведения ремонта, час.;
S – стоимость 1 нормо-часа проведения ремонта, тг.
Срем = 180 ∙ 8840 = 1591200 тг.
3.2.8 Прочие затраты
Прочие затраты составляют 25 процентов от ФОТ:
Зпр = 14727768,3 ∙ 0,25 = 3681942,08 тг.
3.2.9 Годовые производственные затраты
Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:
Згод = 3080072,28 + 14727768,3 + 5301996,59 + 2427833050 +
+ 14784865200 + 102183250 + 3681942,08 = 17341673280 тг
Для существующего варианта компоновки оборудования:
Згод = 3178523,44 + 19637024,4 + 7069328,78 + 3776625216 + +14784865200 +102183250 + 3681942,08 = 18697240480 тг
3.2.10 Удельная себестоимость
Удельная себестоимость определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.
Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:
Для существующего варианта компоновки оборудования:
3.2.11 Годовой экономический эффект
Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:
Э = (С1 – С2 ) ∙ Q2
где С1 – себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;
С2 и Q2 - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;
Э = (1802,08 - 1671,43) ∙ 10375344= 1355538694 тг.
Таблица 3.1.
Технико-экономические показатели месторождения Центрально-Восточная для существующего и рассчитанного вариантов компоновки оборудования
Показатели |
До |
После |
Годовая добыча нефти, млн.т |
10,375 | |
Годовые амортизационные отчисления, млн. тг |
3,179 |
3,080 |
ФОТ, млн. тг |
19,637 |
14,728 |
Отчисления от ФОТ, млн. тг |
7,069 |
5,302 |
Энергетические затраты, млрд. тг |
3,777 |
2,428 |
Затраты на подготовку и перекачку нефти, млрд. тг |
14,785 | |
Затраты на ППД, млн. тг |
102,183 | |
Прочие затраты, млн. тг |
3,682 | |
Годовые производственные затраты, млрд. тг |
18,697 |
17,342 |
Удельная себестоимость нефти, тг/т |
1802,08 |
1671,43 |
Годовой экономический эффект, млрд. тг |
1,356 |