Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:
приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
сепарации нефти от газа;
поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:
Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 - 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.
Принцип работы ДНС
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводнои задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой
перепускной линией.
На различных стадиях производственного процесса применяются разнообразные технологические схемы, которые могут включать следующие
виды работ:
· освоение скважины (компоновка низа, перфорация колонны, вызов
притока флюидов, восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пластов;
· исследование и установление оптимального режима работы скважин;
· ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыслового оборудования;
· воздействие на залежь (поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи).
В целом процесс добычи можно разделить на три части:
разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление им);
подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность;
сбор и подготовка нефти, попутного газа и попутной воды.
В установках комплексной подготовки нефти от нее отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиции, то есть осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солеи и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении меньше атмосферного).
Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НШ) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ "Нефть Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятии. Технические условия" выделяют три группы нефти по степени подготовки, которые различаются по содержанию воды, хлористых соединении, механических примесей и давлению насыщенных паров при температуре
нефти в пункте сдачи.
Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГШ, где из газа выделяют тяжелые углеводородные фракции (очищают от механических и вредных примесей), осушают и направляют потребителю.
Отделенную от нефти воду подают из УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные реагенты. Для этого устанавливают дозаторные установки.
III Расчетно-экономическая часть
3.1 Исходные данные для расчета себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ
Для расчета затрат стоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ потребуются следующие исходные данные за 2007 год.
- основные и вспомогательные материалы по цене (руб/тн);
Объем подготовки 1900000
Сепарол 42120
Сепарол ES-3344 51662
Рекорд 118 36790
СНПХ - 4810 60060
LML - 4312 34840
- электроэнергия: цена за 1 кВт-ч - 167 руб.;
- тарифные ставки операторов (руб/ч):
оператор 3 разряда - 33,40
оператор 4 разряда - 44,45
оператор 5 разряда - 52,87
- отчисления на социальные нужды - 26% от суммы заработной платы.
3.2 Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ
3.2.1 Расчет затрат по статье «Сырье и материалы»
Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы производим по следующей формуле:
З = Q*Z,
где З - затраты на основные и вспомогательные материалы
Q - Количество расходуемых материалов
Z - Цена за единицу материала, руб.
При работе ДНС используются химреагенты и вспомогательные материалы, расчет затрат на основные и вспомогательные материалы представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы
№ п/п | Наименование | Ед. изм | Уд. норма расхода, г/тн | Объем подго-товки, тыс. тн | Кол-во химреа-гента, тн | Цена; руб. | Сумма, руб. | |
1 | Сепарол | тн | 3,9 | 1900000 | 7410 | 4212 | 31210920 | |
2 | Сепарол ES-3344 | тн | 2,56 | 1900000 | 4864 | 5166,2 | 25128396 | |
3 | Рекорд 118 | тн | 2,81 | 1900000 | 5339 | 3679 | 19610147 | |
4 | СНПХ-4810 | тн | 3,82 | 1900000 | 7258 | 6006 | 43591548 | |
5 | LML-4312 | тн | 3,25 | 1900000 | 6175 | 3484 | 21513700 | |
Итого | руб. | 141054711 |
Пример расчета:
Зсепарол = Q * Ц = 7410 * 4212 = 31210920 руб.
Всего затрат на материалы составили: 141054711 руб.
3.2.2 Расчет затрат по статье «Электроэнергия»
Так как на ДНС при подготовке нефти используются сепараторы и насосы ЦНС различного напора. то расчет затрат на электроэнергию производим следующим образом: объем подготовки нефти умножаем на удельную норму расхода электроэнергии на 1 тонну, полученную электроэнергию умножаем на стоимость 1 кВт/ч. Максимум нагрузки умножаем на стоимость 1 кВт или 1000 кВт. Далее полученные суммы за кВт/ч и кВт складывают. Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 2.
Таблица 2. - Расчет затрат на электроэнергию
Наименование работ | Ед. изм. | Количество | |
Подготовка нефти | |||
1 . Объем подготовки нефти | тыс. тн | 1950 | |
2. Удельная норма расхода | кВт*ч*тн | 1,9 | |
3. Количество электроэнергии | тн*кВт*ч | 3610 | |
4. Средняя стоимость кВт*час | руб. | 167 | |
Итого | руб. | 602870 | |
Внешняя перекачка нефти | |||
1 . Объем сдачи нефти | тыс.тн | 1950 | |
2. Удельная норма расхода | кВт*ч*тн | 1,8 | |
3. Количество электроэнергии | тн*кВт*ч | 3420 | |
4. Средняя стоимость 1 кВт* ч | руб. | 167 | |
Итого | руб. | 571140 | |
Всего | руб. | 1174010 |
Всего затрат на электроэнергию составили: 1174010 руб.
3.2.3 Расчет затрат по статье «Амортизация»
Сумма амортизации рассчитывается исходя из среднегодовой стоимости оборудования, нормы амортизации в процентах к среднегодовой стоимости. Движение основных фондов на ДНС не рассматриваем, так как в течение года основные фонды не выбыли с предприятия и поступления новых не наблюдалось. Расчет затрат на амортизацию представлен в таблице 3.
Таблица 3. Расчет амортизационных отчислений
Наименование объекта | Среднегод. стоимость, руб. | Норма амортиз ации, % | Сумма амортизации, руб. | |
Сепаратор | 2680007 | 8,0 | 214400,56 | |
Дренажная емкость | 811625 | 5,0 | 40581,25 | |
Узел учета газа | 920500 | 8,0 | 73640 | |
Газовый сепаратор | 469202 | 6,0 | 28152,12 | |
Узел учета нефти | 292159 | 5,0 | 14607,95 | |
Резервуар технологический | 350750 | 5,0 | 17537,5 | |
ЦНС 300/360,4 шт. | 1934490 | 11,0 | 212793,9 | |
Блок качества нефти | 1476000 | 10,0 | 147600 | |
Коллектор | 1837850 | 9,0 | 165406,5 | |
Операторная | 1002780 | 8,0 | 80222,4 | |
Итого | 994942,18 |
Всего отчисления на амортизацию составили: 994942,18 рублей.
3.2.4 Расчет затрат по статье «Транспорт»
Транспорт для непрерывного технологического процесса заказываем у транспортных предприятий, поэтому расчет затрат на транспорт производим исходя из стоимости машино-часа и 1 км пробега и отработанных Машино-часов и совершенных километров пробега. Всего для работы и обслужива-ния ДНС - ЮВ требуется 6 единиц тех-ники, пример расчета представлен в таблице 4, для четырех единиц техни-ки, расчет на остальной транспорт аналогичен.
3.2.5 Расчет затрат на заработную плату операторов, обслуживающих ДНС - ЮВ
Расчет заработной платы основного персонала ДНС - ЮВ осуществляется по тарифным ставкам за фактически отработанное время с учетом процента на доплаты и премию, размера районного коэффициента и северной надбавки. На ДНС - ЮВ 4 бригады операторов по 4 человека в каждой: 1 человек - оператор 3 разряда, 2 человека - оператора 4 разряда, 1 человек - оператор 5 разряда, руководителей и специалистов - 3 человека, процент доплат за и в ночное время - 10%,процент премии - 90%, районный коэффициент - 0,7, северная надбавка 50%.
Расчет затрат на заработную плату представлен в таблице 5.
3.2.6 Расчет затрат по статье «Отчисление на единый социальный налог»
Отчисления на социальные нужды производят в размере 26% от фонда заработной платы, в который входят: выплаты по больничным листам, фонд социального страхования.
Зсоц.нужды = ФОТ * Нотч.
100%
где,
ФОТ - фонд оплаты труда,
Нотч - норма отчислений по фондам.
Таблица 6. Расчет затрат на социальный налог
Фонды | % отчисления | Сумма отчислений | |
Пенсионный фонд | 20% | 1553239,3 | |
Фонд медицинского страхования | 2,8% | 217453,5 | |
Фонд социального страхования | 3,2% | 248518,28 | |
Итого | 26,% | 2019211,09 |
Пример расчета: Зпенс.фонд = 8604706,14 * 20% = 1553239,3 руб.
Всего затрат на социальный налог: 2019211,09 руб.
3.2.7 Расчет затрат по статье «Накладные расходы»
К накладным расходам относятся цеховые, общепроизводственные затраты и затраты на услуги смежных предприятий.
В цеховые затраты входят затраты на заработную плату ИТР цеха, затраты на содержание и капитальный ремонт зданий, затраты на электроэнергию и тепловодоснабжение административного здания.
Сумма цеховых затрат составила 1286663 + 334532 = 1621195 (заработная плата ИТР + ЕСН).
В общепроизводственные расходы входят затраты на заработную плату ИТР предприятия, отчисления от нее во внебюджетные фонды, затраты на содержание и эксплуатацию их административного здания, почтовые, канцелярские и прочие расходы. Расчет общепроизводственных расходов производим по следующим формулам:
Доля общепроизводственных расходов = ФЗП основ. персонала ДНС - СЗ * 100% ФЗП ИТР = 8604706*100%/8410152 = 1,02%
Сумма общепроизводственных = Сумма зарплаты * Доля общепр. расходов расходов
= 8604706*1,02% = 87768 руб.
Услуги смежников составили 408902 рублей, в том числе:
- связь - на сумму 42452 рублей
- ООО «БСН» - Борец Сервис Нефтеюганск - на сумму 366450 рублей.
Итого сумма накладных расходов составила:
Знакл. = Зцех. + Зобщепр. + Зусл.смеж. = 1621195 + 87768 + 408902 = 2117865руб.
3.2.8 Составление сметы затрат на стоимость подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ
Таблица 7. Расчет сметы затрат
№ п/п | Наименование элемента | Общая сумма | |
1 | Сырье и материалы | 141054711 | |
2 | Электроэнергия | 1174010 | |
3 | Амортизация | 994942,18 | |
4 | Транспорт | 2113524,51 | |
5 | Заработная плата | 8604706,14 | |
6 | Отчисления на социальный налог | 2019211,09 | |
7 | Итого прямых затрат | 15561104,7 | |
8 | Накладные расходы | 2117865 | |
9 | Итого | 158078969,7 |
IV Заключение
Всего затрат: 158078969,7 рублей.
4.1 Динамика стоимости подготовки 1 тонны нефти за 2005 - 2007 годы
Стоимость подготовки 1 тонны нефти по годам представлена в таблице 8.
Таблица 8. Стоимость подготовки 1 тонны нефти за 2005 - 2007 годы.
№ п/п | Годы | Сумма, руб. | |
1 | 2005 | 75,6 | |
2 | 2006 | 79,56 | |
3 | 2007 | 83,2 |
Рисунок 1. Диаграмма себестоимости подготовки 1 тонны нефти.
4.2 Выводы и предложения
В структуру НК «Роснефть» входят три нефтедобывающих предприятия: «Юганскнефтегаз», «Самаранефтегаз» и «Томскнефтегаз», пять нефтеперерабатывающих заводов - Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский и Стрежевской, а также 13 предприятий нефтепродуктообеспечения. НК «Роснефть» осуществляет сбыт нефтепродуктов в 46 регионах Российской Федерации. НК «Роснефть» имеет 272 лицензии на право недропользования, в том числе 152 лицензии на добычу нефти и газа.
Цех добычи нефти и газа №8 является составной частью основного производства УДНГ «Юганскнефтегаз», основной целью которого является добыча нефти и попутного газа и удовлетворение потребностей общества в нефти и нефтепродуктах. УДНГ «Юганскнефтегаз», в свою очередь является структурной единицей НК «Роснефть». Организационная структура ДНС - ЮВ является функциональной, то есть работники ДНС разделены по должностям в соответствии выполняемыми функциями. Руководство ДНС и контроль за ее деятельностью осуществляет начальник, которому непосредственно подчиняются технолог и мастер. Мастер осуществляет руководство бригадами по обслуживанию ДНС, которые работают посменно.
Смета затрат на подготовку нефти на ДНС - ЮВ составили 158078969,7 рублей, где себестоимость подготовки 1 тонны нефти составила 83,2 руб./тн., так как ДНС за год производит подготовку 1900000 тн. Нефти.
Для снижения себестоимости подготовки 1 тонны нефти необходимо придерживаться технологических процессов, вовремя проводить ремонт основных фондов, следить за исправностью работы оборудования, ликвидировать нарушения трудовое дисциплины, что позволит производственные травмы и тд. Наиболее актуальным в последнее время стал переход при подготовке нефти на ДНС на отечественный деэмульгатор, так как по качеству он не уступает импортному, но цена его значительно ниже.
Страницы: 1, 2
