Файл: Курсовой проект по предмету Технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин.docx

Ом = T ꞏ t (10)

Ом = 250 ꞏ 26,9 = 6725 руб.

Доплата 20% рассчитывается по формуле :

Д = Ом ꞏ 20% (11)

Д = 6725 ꞏ 0,2 = 1345 руб.

Премия рассчитывается по формуле:

П = Ом ꞏ 50% (12)

П =6725 ꞏ 0,5 = 3362,5 руб.

Региональный коэффициент рассчитывается по формуле:

Pк = (Ом + Д + П) ꞏ 15% (13)

Pк = (6725 + 1345 + 3362,5) ꞏ 15% = 1714,9 руб.

Заработная плата рассчитывается по формуле:

Зпл = Ом + Д + П + Pк (14)

Зпл = 6725 + 1345 + 3362,5 + 1714,9 = 13147,4 руб.

Вывод: таким образом, фонд оплаты труда составил 40532,3 руб.

2.8 Расчет отчислений в государственные внебюджетные фонды

Отчисления в государственные внебюджетные фонды – денежные отчисления организаций в фонд денежных средств, образуемый вне федерального бюджета и бюджетов субъектов Российской Федерации и предназначенный для реализации конституционных прав граждан на пенсионное обеспечение, социальное страхование, охрану здоровья и медицинскую помощь.

Отчисления в государственное внебюджетные фонды рассчитываются по формуле:

О = ФОТ ꞏ 30% (15)

где ФОТ – это оплаты труда

О= 40532,3 ꞏ 0,3 = 12159,7 руб.

2.9 Расчет амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления это денежных средства предназначенные для возмещения износа предметов, относящихся к основным средствам предприятия (основным фондам). Амортизационные отчисления распределяются на полное и частичное восстановление (капитальный ремонт), начисляется ежемесячно.

Амортизационные отчисления рассчитываются как произведение трудоемкости на отчисления за 1 час работы:

А = Тр ꞏ З (16)

где Тр – трудоемкость работ, час;

З – амортизационные отчисления за 1 час мероприятия, руб.

А = 26,9 ꞏ 6700 = 180230 руб.

Вывод: размер амортизационных отчислений составил 180320 руб.

2.9.1 Расчет цеховых затрат

Цеховые затраты, управленческие и хозяйственные расходы цеха. В цеховые расходы включаются затраты по содержанию управленческого хозяйственного персонала цехов (основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальное страхование), сумма амортизации, затраты на содержание и текущий ремонт зданий, сооружений и инвентаря, числящихся в составе основных средств цеха. Определяется как 13% от прямых затрат, то есть от затрат на электроэнергию и материалов, спецтехники, зарплаты рабочих, отчислений и амортизации. Цеховые затраты определяются по формуле:

Зцех = Зпр ꞏ 13% (17)

где Зпр – сумма прямых затрат

Зпр = Зн + Змех + ФОТ + О + А, (18)

где Зм – затраты на материалы;

Змех – затраты на транспортные услуги.

Зпр = 1328000 +39848,315 + 40532,3 + 12159,7 +180230 = 1600770,3 руб.

Зцех = 1600770,3 ꞏ 0,13 = 208100,14 руб.

2.9.2 Расчет общехозяйственных расходов

Общехозяйственные расходы – расходы, не имеющие непосредственного отношения к производственному процессу и связанные лишь с его организацией и управлением предприятием в целом.

Общехозяйственные расходы определяются по формуле:

Зобщх = Зцех ꞏ 40% (19)

Зобщх = 208100,14 ꞏ 0,4 = 83240 руб.

2.9.3 Расчет сводной сметы затрат

Смена затрат на проведение мероприятий по смене УЭЦН приведена в таблице 11

Таблица 11 – Смета затрат на ПРС

Наименование статьи затрат	Сумма, руб
Затраты на материалы и оборудование	1328000
Затраты на электроэнергию	39848,315
Затраты на спецтехнику	10000
Фонд оплаты труда	40532,3
Отчисления в государственные внебюджетные фонды	12159,7
Амортизационные отчисления	180230
Цеховые затраты	208100,14
Общехозяйственные затраты	83240
Всего:	1902110,5

Вывод: таким образом, общие затраты на оборудование скважины УЭЦН составили 1902110,5 руб.

2.9.4 Расчет экономического эффекта от проведения работ

Экономический эффект обусловлен дополнительной добычей нефти за счет внедрения мероприятий, то есть при смене типоразмера насоса получили дополнительную добычу нефти, которая составила 2 т/сут.

Рассмотрим калькуляцию себестоимости добычи нефти до и после проведения мероприятия.

Таблица 12 – Калькуляция себестоимости добычи нефти до и после проведения мероприятия по смене УЭЦН

Статьи затрат	До внедрения мероприятия, руб.	После внедрения мероприятия, руб.	Изменения затрат + -
1	2	3	4
Расходы на энергию по извлечению нефти	970332085	969733835	-598550,40
Расходы по искусственному воздействию на пласт	2546870410	2547706770	836358,40
Расходы по сбору и транспорту нефти	1221799400	1222200620	401222,40
Расходы по технологической подготовке нефти	1277092750	1277511760	419007,20
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	3360079790	3360399720	319925,40
Основная заработная плата рабочих	132705882	132705882	-
Отчисления в государственные внебюджетные фонды	4006588,24	4006588,24	-
Цеховые расходы	4737417770	4737417770	-
Прочие производственные расходы	968886588	968886588	-
Общепроизводственные расходы	3159726400	3159726400	-
Амортизация скважин	5469515290	5469515290	-
Добыча нефти, т	3549800	3550485,71	685,71
Себестоимость добычи нефти, руб/т	23369	23218	151

Показатель экономического эффекта осуществляемого мероприятия рассчитается по формуле:

Э = Рm – Зобщ, (20)

где Э – экономический эффект за расчетный период;

Pm – стоимостная оценка результатов осуществление мероприятия за расчетный период, руб.

Зобщ – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия

Рm = Qдоп ꞏ Ц1 т.нефти

где Qдоп – дополнительна добыча нефти после проведения мероприятия, тонн;

Ц1 т.нефти – себестоимость одной тонны нефти,руб.

Зобщ = Зопт + Здоп.доб.нефти

где Зопт – затраты на проведение мероприятия, руб.

Здоп.доб.нефти – затраты на дополнительную добычу нефти.

Рm = 685,71ꞏ41 200 = 28251252 руб.

Зобщ = 1933717,36 + (23218 ꞏ 0,6 ꞏ 685,71 ) = 11486206,2 руб.

Э = 28251252 - 11486206,2 = 16765045,8 руб.

Определяем налог на дополнительную прибыль по формуле:

Нn = Э ꞏ 20/100 (21)

Нn = 16765045,8 ꞏ 0,2 / 100 = 33530,1 руб.

Определяем налог на добычи полезных ископаемых (НДПИ):

НДПИ = ΔQ ꞏ Cн

НДПИ = 685,71 ꞏ 919 = 630167,49 руб.

С учетом налога на прибыль 20% и НДПИ рассчитывается чистая прибыль:

Пч = Э - Нn - НДПИ (22)

Пч = 16765045,8 - 33530,1 - 630167,49 = 16101348,2 руб.

2.9.5 Технико-экономические показатели проекта

Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами увеличение стоимости активов.

ТЭП приведены в таблице ниже.

Таблица 13 – Экономические показатели до и после оптимизации УЭЦН

Показатели	До внедрения	После внедрения	Отклонения
Объем добычи нефти, тонн	3549800	3550485,71	685,71
Расходы на энергию по извлечению нефти, тыс. кВт	221716	221635	-81
Себестоимость добычи одной тонны нефти, руб/тонн	23369	23218	151
Стоимостная оценка результатов, руб	-	28251252	28251252
Стоимостная оценка затрат, руб	-	11486206,2	11486206,2
Экономический эффект, руб	-	16765045,8	16765045,8
Чистая прибль, руб	-	16101348,2	16101348,2
Производительность труда, тонн/чел	37764	37771	0,02%

3 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Перед работами и во время производства любых работ необходимо периодически производить анализ газо-воздушной среды.

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой на рабочее давление, равное максимальному, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в собранном виде на паспортное пробное давление. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление для опрессовки эксплуатационной колонны; при этом, независимо от ожидаемого рабочего давления, арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Ее выкидные и нагнетательные линии, расположенные на высоте, должны иметь надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также их вибрацию при работе скважин.

Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением в зимнее время должна отогреваться только паром или горячей водой.

В газораспределительных будках следует не допускать скопления газа, который при определенном соотношении с воздухом образует взрывоопасную смесь. Газ обычно скапливается вследствие пропуска его через фланцевые соединения или сальники вентилей. Во избежание поступления газа из скважины по трубопроводу в БГРА должен быть установлен обратный клапан.

Скопление взрывоопасной смеси особенно недопустимо в зимнее время, когда окна и двери газораспределительных будок закрыты. В зимнее время также могут образовываться гидратные пробки вследствие замерзания конденсата в батареях и газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и возможному их разрыву. Попадание газа в воздух может быть причиной взрыва. Основная мера, предотвращающая взрыв, - вентиляция помещения. Для устранения утечки газа на линии следует постоянно следить за исправностью сальниковых набивок вентилей, сосудов для конденсата (на газопроводных магистральных линиях в низких точках).

В зимнее время следует утеплить помещения для предотвращения от замерзания конденсата в батареях.

Для устранения источников воспламенения газа в будках необходимо:

- использовать электрическое освещение будок, установленное вне будок;

- выносить за будку электроприборы (рубильники, печи);

- применять инструмент, не дающий искр, при ремонте внутри будок;

- запретить применение открытого огня и курение в будке;

- сооружать будку из огнестойкого материала.

4 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называю эрлифтом или газлифтом.
Эрлифт впервые был применен на бакинских промыслах по предложению инженера В.Г. Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источники воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуется меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.
Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую разновидность газлифта называют компрессорным газлифтом. В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.
При компрессорном газлифте (способе эксплуатации скважин) с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. М.М. Тихвинским).
Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис. 2). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчетов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.
Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная или газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная способность - поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

5 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ

1) Галлямов, М.Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений: учебник/М.Н. Галлямов - Москва, 2019 г. - 85 с.

2) Дунаев, В. Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник/В.Ф. Дунаев, В. А. Федоренко, Ф. И. Шошин.-М.: Нефть и газ, 2020 г.-280 с.

3) Ладенко, А.А. Расчет нефтепромыслового оборудования : учебник / А.А. Ладенко, П.С.Кунина. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2019. - 188 с.

4) Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Назаров А, Г.

Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. МД. Валеева. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.

5) Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999.

6) Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

7) Лысенко В.Д., Грайфер В.И.

Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001.

8) Линник, Ю. Н. Технологические основы добычи и переработки топливноэнергетических ресурсов : учебник / Ю. Н. Линник, В. Ю. Линник, В. Б. Воронцов ; под общ. ред. Ю.Н. Линника. - Москва : ИНФРА-М, 2020. - 457 с. - (Высшее образование: Бакалавриат).

9) Мартюшев, Д. А. Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа: учебное пособие / Д. А. Мартюшев, А. В. Лекомцев. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2020. - 340 с.

6 ПРИЛОЖЕНИЯ

1) Геологический отчёт ООО «Сладковско - Заречное» за 2018-2019 г.

2). Инструкция по охране труда для оператора по добыче нефти и газа ИОТ-001-2015.

3) Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

4) Технологический регламент ООО «Сладковско – Заречное»

5) Технологическая схема разработки Кошинского месторождения». ООО «Сладковско - Заречное». – 2018.

6) Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». - 2020 г.