Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти
Изучение технологии автоматизации электроцентробежного насоса. Описание устройства и принципа работы системы управления насоса, общекустовой площадки месторождения нефти, систем телеметрии и телекоммуникаций. Выбор оборудования для модернизации процесса.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.04.2015 |
| Размер файла | 2,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
- температура масла ПЭД;
- уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях;
- температура пластовой жидкости;
- переменное напряжение в точке "0 ТМПН";
- сопротивление изоляции или ток утечки (по выбору) системы "ТМПН-погружной кабель-ПЭД".
Погружной блок рассчитан на подсоединение ко всем серийно выпускаемым ПЭД с диаметром корпуса 103, 117 и 130 мм. Для подключения погружного блока необходимо, чтобы статорная обмотка соединялась в "звезду" в нижней части двигателя [23].
В комплект поставки СПТ "Электон-ТМС-3" входит:
- погружной блок "Электон-ТМСП-3";
- соединительный узел для подстыковки к ПЭД;
- наземный блок "Электон-ТМСН-3".
Телеметрическая информация с погружного блока передается через силовой кабель питания ПЭД, обрабатывается в наземном блоке и передается в контроллер.
Данные о контролируемых параметрах хранятся в памяти и индицируются на дисплее наземного блока "Электон-ТМСН-3Д" или контроллеров СУ серии "Электон", а с помощью программного обеспечения могут просматриваться в табличном и графическом виде на экране монитора компьютера или передаваться в систему телемеханики по интерфейсу RS-485 (протокол Modbus).
Наземный блок ТМСН-3 совместим с погружными блоками ТМСП-2, ТМСП-3. Наземный блок "Электон-ТМСН-3Д" дополнительно обладает четырёхстрочным ЖК дисплеем и клавиатурой для просмотра параметров и настройки системы без использования контроллера СУ или переносного компьютера и содержит реле с группой переключаемых контактов, выведенных на разъём внешних подключений. Настройка работы реле осуществляется с помощью меню защит, доступ к которому осуществляется с помощью клавиатуры и дисплея, или с помощью компьютера.
Активация реле может происходить по любому измеряемому параметру, как по одному, так и по нескольким. Данную функцию можно использовать в СУ, контроллер которых не имеет интерфейсов RS-485 (RS-232) или аналоговых входов, а также для систем телемеханики. "Электон-ТМС-3" имеет сертификат соответствия РОСС RU.АB57.H01173.
Работы по монтажу системы телеметрии "Электон-ТМС-3" должны проводиться персоналом, прошедшим специальный инструктаж и допущенным к работе, согласно инструкции по монтажу [24].
По конструктивному исполнению система ТМС состоит из двух блоков:
- наземного блока "Электон-ТМСН-З(Д)" (ТМСН), устанавливаемого в СУ ПЭД;
- погружного блока "Электон-ТМСП-3" (ТМСП), устанавливаемого в нижней части ПЭД.
Блок ТМСП выполнен в виде герметичного цилиндра с элементами электрического подключения и механической стыковки с ПЭД различных типов и габаритов. Блок ТМСП может поставляться как со стыковочным комплектом, так и без него. На рисунке 4.1 представлено изображение погружного блока "Электон-ТМСП-3".
Рисунок 4.1 - Погружной блок "Электон-ТМСП-3"
Блок ТМСН имеет прямоугольный корпус с разъемами для подключения погружного блока, СУ и при необходимости компьютера или других устройств. Наземный блок устанавливается в СУ на место платы измерения сопротивления изоляции.
На рисунке 4.2 изображены виды наземных блоков ТМСН производства Электон.
Рисунок 4.2 - Виды наземных блоков ТМСН
Передача сигнала от блока ТМСН к блоку ТМСП производится по линии связи "нулевой вывод обмотки высокого напряжения ТМПН - силовой кабель - общий вывод статорной обмотки ПЭД" относительно заземляющей оболочки силового кабеля. Наземный блок имеет один интерфейс RS-485 и два интерфейса RS-232.
Перед спуском ПЭД в скважину необходимо проверить работоспособность погружного блока ТМСП при помощи комплекса оперативной диагностики КОД-3 или автономного наземного блока "Электон-ТМСН-ЗА" в соответствии с руководствами по их эксплуатации.
Рассмотрим электрическую схему погружного блока ТМС на рисунке 4.3. Представим схему внешних подключений системы "Электон-ТМС" к СУ "Электон-5" на рисунке 4.4.
Рисунок 4.3 - Схема электрическая принципиальная погружного блока "Электон-ТМС-3"
Рисунок 4.4 - Схема внешних подключений системы "Электон-ТМС" к СУ "Электон-5"
5. Охрана труда и техника безопасности
В данном дипломном проекте рассматривается система автоматизации ЭЦН. С точки зрения безопасности труда использование ЭЦН в нефтедобыче характеризуется рядом специфических особенностей. Доля травматизма, приходящаяся на способ эксплуатации скважин с помощью ЭЦН, составляет около 7%. Однако тяжесть травматизма при этом способе добычи нефти - самая высокая (около 20% - тяжелые случаи травматизма с потерей трудоспособности и 10%-смертельные случаи).
Травматизм при добыче нефти ЭЦН причиняет экономический ущерб, значительно превышающий ущерб от травматизма при других способах добычи нефти, хотя частота их сравнительно меньше.
Каждая технологическая операция вредна и потенциально опасна, поэтому для повышения уровня безопасности при работе на скважинах одним из оптимальных вариантов будет увеличение межремонтного периода скважины, что позволяет значительно сократить частоту технологических операций и вероятность воздействия на работника вредных и опасных факторов производства.
Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них.
Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами:
- правило безопасности в нефтяной и газовой промышленности;
- правила технической эксплуатации электроустановок;
- правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ);
- правила устройства электроустановок (ПУЭ);
- руководство по эксплуатации УЭЦН.
Корпуса компонентов станции должны быть заземлены через общую шину защитного заземления. Сопротивление защитного заземления не должно превышать 4 Ом.
По способу защиты человека от поражения электрическим током станция относится к 1 классу согласно ГОСТ 12.2.007.0-75 [25].
Элементы электрической схемы СУ во включенном состоянии находятся под высоким напряжением, прикасаться к ним опасно для жизни. Категорически запрещается работа при снятом кожухе любого из устройств.
На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности.
5.1 Анализ потенциальной опасности и производственной вредности при автоматизации скважин ЭЦН
Эксплуатация ЭЦН подвергает обслуживающий персонал ряду опасностей, которые обусловлены наличием на устье скважины вредных для организма человека газы и жидкости.
5.1.1 Характеристики добываемой нефти с точки зрения взрывопожароопасности, токсичности и вредности
Нефть обладает вредным действием в зависимости от состава и наличия легких и тяжелых углеводородных фракций. Также большую опасность представляет попутный газ, добываемый вместе с нефтью. Характеристики нефти с точки зрения опасности следующие:
- категория взрывопожароопасной и пожарной опасности - АН по нормам пожарной безопасности;
- класс взрывоопасной и пожарной опасности - В1г, согласно [26, 27];
- категория взрывоопасных смесей - ПА, согласно ГОСТ 12.1.011-78;
- группа взрывоопасных смесей - ТЗ, согласно ГОСТ 12.1.011-78.
В таблице 5.1 приведены показатели взрывопожарной и пожарной опасности в скважинах с ЭЦН.
Таблица 5.1 - Краткая характеристика веществ с точки зрения взрывопожароопасности и вредности для организма человека
|
Наименование вещества |
Агрегатное состояние |
Класс опасностей веществ |
Температура, °С |
Концентрационный предел взрываемости, % объем |
Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) |
Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м |
||||
|
вспышки |
воспламенения |
самовоспламенения |
нижний предел |
верхний предел |
||||||
|
Нефть сырая |
Ж (п) |
4 |
-35 |
- |
260 |
1,1 |
6,4 |
В больших количествах обладает наркотическим действием |
10 |
|
|
Газ нефтяной |
Г |
4 |
- |
- |
405 |
6 |
13,5 |
Обладает наркотическими свойствами |
(ОБУВ) 50,0 |
|
|
Сероводород |
Г |
3 |
- |
- |
246 |
4,3 |
46 |
В больших количествах обладает наркотическим действием |
10 |
5.1.2 Опасности, возникающие при обслуживании электрооборудования ЭЦН
При работе с наземным оборудованием УЭЦН существует вероятность поражения обслуживающего персонала электрическим током напряжением до 1000В. Опасность электрического тока усугубляется тем, что во многих случаях его действия являются неожиданными, так как визуально его наблюдать невозможно, и он не имеет ни цвета, ни запаха, также возможно появление напряжения шага вследствие обрыва кабеля и замыкания его на землю.
Кроме того опасности и вредности могут быть обусловлены:
- отравлением обслуживающего персонала, обуславливается наличием в производственной среде, где установлены электроустановки, взрывопожароопасных газов, паров, жидкостей и веществ; рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (щели по шву вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов); пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания; при постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела; особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему;
- с возможностью получения травм при спускоподъемных операциях УЭЦН в скважину;
- наличием высокого давления в трубопроводах, аппаратах (Р < 4.0 МПа);
- опасностью пролива сточной воды, в результате чего увеличивается риск оказаться под напряжением, увеличивается риск падения персонала на рабочих местах;
- взрывом, при наличии источника зажигания;
- возможностью возникновения пожара из-за короткого замыкания в цепях питания;
- проведением обслуживающего персоналом работ в неблагоприятных санитарно - гигиенических и метеорологических условиях (на открытом воздухе и при плохой освещенности в зимнее время года), метеорологические условия особенно влияют на общее состояние здоровья работников;
- воздействием атмосферного электричества, на СУ УЭЦН, в летнее время ища: при прямом ударе молнии ток может достигать 200 кА, напряжение 1,5 мВ, температура 20000°С, а разрушения могут быть большой силы;
- высокой температурой, в летний период (до +50°С), снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии, возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары.
5.2 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности и без вредных условий труда при автоматизации ЭЦН
5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при автоматизации ЭЦН
Все работы, связанные с монтажом, эксплуатацией и ремонтом электрооборудования ЭЦН необходимо выполнять в соответствии с требованиями ПБ 08-624 и ПУЭ, ПТЭЭП и "Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок" - МПОТ РМ -016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 [26-30].
В соответствии с [26] осуществлять мероприятия по обеспечению промышленной безопасности при автоматизации ЭЦН.
Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами - отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения.
При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью.
Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающего герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.
Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметическое уплотнение.
Силовой кабель должен быть проложен от СУ или от ближайшей клемной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках - опорах.
Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8-10 мм.
Кабель, пропущенный через ролик, при спусках - подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
При свинчивании и развенчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом чтобы он не был помехой работающему персоналу.
Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должно превышать 0,25 м/с. В наклонно - направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.
Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в специальной будке, закрытой на замок, на расстоянии не менее 20 м от устья скважины.
При установке наземного оборудования в будке СУ должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался свободный выход из будки.
При установке электрооборудования на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак "Осторожно! Электрическое напряжение!".
Намотка и размотка кабеля на барабан кабеленаматывателя должна быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается.
Все открытые движущиеся части механизмов кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь ограждения.
Работать следует в диэлектрических перчатках, поверх которых для защиты от механических повреждений одеваются брезентовые рукавицы. Площадка дня размещения наземного электрооборудования УЭЦН должна иметь контурное заземление согласно с ПУЭ и ГОСТ 12.1.030-96 [27, 31].
5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии
Для предупреждения загрязнения кожи и защиты органов дыхания, эксплуатационный персонал обеспечен соответствующей спецодеждой, рукавицами, обувью, шланговыми и изолирующими противогазами в соответствии с требованиями:
- ГОСТ 12.4.011-89 (2001)-ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация;
- ГОСТ 12.4.010-75 (2001)-ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия;
- ГОСТ 12.4.016-83 (2001)-ССБТ. Одежда специальная защитная. Номенклатура показателей качества;
- ГОСТ 12.4.034-2001-ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка (взамен ГОСТ 12.4.034-85);
- ГОСТ 12.4.041-2001 (с поправкой 2003)-ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания фильтрующие. Общие технические требования (взамен ГОСТ 12.4.041-89);
- ГОСТ 12.4.103-83 (2002)-ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация (взамен ГОСТ 12.4.103-80)
На каждом рабочем месте находятся в необходимом количестве дежурные противогазы, диэлектрические перчатки, резиновые коврики и другие средства защиты.
5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности
Пожарная безопасность на кусту соблюдается в соответствии с требованиями "Правил пожарной безопасности в Российской Федерации" [32].
Для защиты от атмосферного электричества применяют молниеотводы выполненные согласно СО 153-34.21.122-2003 [33]. Запрещается вводить в работу электроустановку с нарушенным заземлением, неисправной системой коммутации и защиты, применять режим работы не предусмотренный техническими данными оборудования.
Системой средств измерения и автоматики, производится постоянный контроль температуры электродвигателей, а также за системой смазки подшипников.
5.3 Расчет заземления электрооборудования УЭЦН
Для предохранения рабочих от поражения электрическим током электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземлено. В данном случае
заземление производится через колонну обсадных труб, для наземного оборудования УЭЦН - СУ и трансформатора мощностью 100 кВА в цепи с изолированной нейтралью напряжением до 1 кВ.
Исходные данные для расчета:
а) величине наибольшего допустимого сопротивления заземляющего устройства СУ и ТМПН мощностью 100 кВА в цепи с изолированной нейтралью напряжением до 1 кВ с малыми токами замыкания на землю (Iз < 500 А), в соответствие с требованиями правил устройства электроустановок принимаем допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства Rз < 0,5 Ом. Размеры заземлителей: диаметр J = 0,328 м; длина l = 100 м;
б) удельное сопротивление грунта (чернозем);
в) климатический коэффициент сезонности для вертикального электрода
Выполним следующие расчеты:
а) определим расчетное значение удельного сопротивления грунта для вертикального электрода по формуле:
где - коэффициент сезонности.
Тогда получим.
б) рассчитаем сопротивление растекания тока одиночного вертикального заземлителя (круглого сечения) по формуле:
тогда получится:
.
Условие RЗ < 0,5 выполняется, так как общее сопротивление растеканию тока заземляющего устройства не превышает допустимых значений ПУЭ. Заземляющее устройство выбрано верно.
Принципиальная схема защитного заземления наземного оборудования УЭЦН представлена на рисунке 5.1.
1 - трансформатор; 2 - СУ; 3 - установка дозировочная электронасосная; 4 - заземляющий проводник; 5 - ПЭД; 6 - погружной ЭЦН; 7 погружной кабель
Рисунок 5.1 - Принципиальная схема защитного заземления наземного оборудования УЭЦН
6. Оценка экономической эффективности проекта ТМС
6.1 Краткое описание предложения модернизации системы автоматизации ЭЦН
Скважина с ЭЦН представляет собой комплекс сложного оборудования и автоматизированной системы управления, работающий круглосуточно на протяжении долгого времени, обеспечивая добычу нефти. Оборудование ЭЦН подвержено многим негативным факторам. Важными задачами в обеспечении функционирования ЭЦН является достижение максимально оптимальных параметров оборудования для увеличения объема добычи нефти. Эти задачи выполняют СУ ПЭД, ЭЦН, ТМС, которые позволяют осуществить контроль технического состояния непосредственно в рабочей среде. Другими задачами эффективной работы ЭЦН являются создание условий охраны окружающей среды и поддержание высокого уровня технологической безопасности процесса добычи.
К оборудованию ЭЦН предъявляются самые жесткие требования по безотказной работе. Между тем насос ЭЦН, ПЭД имеют весьма определенный ресурс наработки на отказ и большую частоту выхода из строя. Вследствие возникновения аварийных выходов из строя оборудования ЭЦН предприятие несет убытки, как по восстановлению работоспособности ЭЦН, так и упущенные выгоды и потери неустоек ввиду отсутствия добычи нефти или уменьшения дебета скважины.
Внедрение ТМС позволит автоматически в режиме реального времени осуществлять контроль характеристик рабочей среды и своевременную диагностику оборудования ЭЦН, что позволит увеличить безотказную работоспособность ЭЦН и осуществлять быстрое принятие решений оператором ДП по изменению параметров ЭЦН с возможным сокращением аварий и увеличением объемов добычи нефти.
6.2 Методика расчета экономической эффективности
Экономический эффект от использования рассматриваемого мероприятия рассчитывается в соответствии с требованиями РД 39-01/06-0001-89 [34] по следующей формуле:
Э = Рt - Зt, (6.1)
где Э - экономический эффект от использования мероприятия, тыс. руб.;
Рt - эффект экономии на упущенной выгоде, неустоек, аварийного восстановления производительности ЭЦН, тыс. руб.;
Зt - затраты на внедрение ТМС, тыс. руб.
Экономический эффект в основном определяется сокращением затрат на аварийные ремонты, а также уменьшением неустоек за счет внедрении ТМС, способствующих сохранению бесперебойной работы ЭЦН и увеличения дебета скважины.
Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяются методы дисконтированной оценки, которые базируются на учете временного фактора. Они учитывают временной фактор с позиции стоимости денег в будущем.
Экономический смысл ЧДД можно представить как результат, полученный немедленно после применения решения об осуществления данного проекта. ЧДД рассчитывается по формуле:
, (6.2)
где ЧДД - это разница между выгодами и затратами в течение t за весь жизненный цикл проекта;
Вt - полные выгоды или полные результаты за t-ый год;
Зt - полные инвестиционные затраты за t-ый год;
r - ставка дисконтирования.
Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта). Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.
Поэтому наряду с расчетом ЧДД проводится расчет внутренней нормы доходности. ВНД характеризует тот уровень, когда ЧДД затрат и выгод равна нулю. ВНД позволяет найти тот предел, при котором сумма дисконтированных притоков денежных средств равна сумме дисконтированных оттоков денежных средств.
Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Он строится из тех же элементов и его значение тесно связано со значением ЧДД: если ЧДД положителен, то ИД больше единицы. ИД показывает во сколько раз проект окупается при полной реализации.
Индекс доходности находится отношением суммы ЧДД к осуществленным инвестициям по формуле:
, (6.3)
где K - величина капиталовложений реализации проекта.
Срок окупаемости показывает, за какое время предприятие вернет денежные средства, вложенные в инвестиционный проект за счет дополнительно получаемых выгод.
Момент окупаемости - это тот наиболее ранний момент, когда поступления от производственной деятельности предприятия начинают покрывать затраты на инвестиции.
Объектом расчета экономического эффекта является ТМС ЭЦН добывающей скважины на кустовой площадке Салымского месторождения.
6.3 Исходные данные для расчета эффективности проекта ТМС
В таблице 6.1 приведены исходные данные для расчёта экономической эффективности внедрения ТМС "Электон-ТМС-3".
Таблица 6.1 - Исходные данные для расчёта экономического эффекта
|
Показатель |
Значение |
|
|
Суточная добыча нефти, тонн |
79 |
|
|
Стоимость добычи нефти, руб./т. |
15000 |
|
|
Ставка неустойки за отсутствие добычи нефти (от стоимости добычи), % |
50 |
|
|
Ставка налога на прибыль, % |
20 |
|
|
Стоимость восстановления работоспособности ЭЦН при отключении - аварийный ремонт, тыс. руб. |
150 |
|
|
Средняя продолжительность ремонта, час. |
12 |
|
|
Срок службы ТМС, лет |
5,5 |
|
|
Стоимость монтажа ТМС, тыс. руб. |
150 |
|
|
Стоимость приобретения ТМС, тыс. руб. |
50 |
Сформировав исходные данные можно переходить к расчету экономического эффекта от внедрения ТМС на рассматриваемой скважине с ЭЦН.
6.4 Расчет экономического эффекта проекта ТМС
Для начала на основании исходных данных рассчитаем общую величину затрат на возможное внедрение ТМС (Зt) по формуле:
, (6.4)
где Зпр - величина затрат на приобретение ТМС, тыс. руб.;
Зм - затраты на монтаж ТМС, тыс. руб.
Затраты на доставку примем условно равными нулю, так как они имеют небольшие габаритные и массовые параметры и могут быть привезены в рамках текущего материально-технического снабжения куста.
Вычислим величину затрат на внедрение ТМС по формуле (6.4):
тыс. руб.
Таким образом, общая величина затрат на предлагаемое проектное решение - установку ТМС составит 200 тыс. руб.
Далее определим величину полученных результатов от внедрения как экономию на аварийных пусках насосов, ремонтов ПЭД и упущенной выгоды от отсутствия добычи нефти (Рt) по формуле:
, (6.5)
где Сдоб - объем суточной добычи нефти, тонн;
24 - часов в сутках, час;
Трем - продолжительность ремонтных работ - аварийного пуска насосов, ПЭД, измерение в часах;
Цдоб - цена добычи предприятием одной тонны нефти, руб./т.;
Ндоб - неустойка за отсутствие добычи нефти, руб.;
Црем - средняя сметная стоимость на проведение работ по аварийному пуску ЭЦН.
Итак, величина экономии составит:
руб.
С учетом того, что аварийные отключения случаются не реже 1-го раза в течение 3-х лет, определим годовую экономию как:
руб.
Таким образом, общая величина годового экономического эффекта составит:
руб.
Чистая прибыль предприятия рассчитывается по следующей формуле:
, (6.6)
где Н - налог на прибыль предприятий и организаций.
Вычислим чистую прибыль предприятия:
руб.
Представим полученные данные в таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Сводные показатели расчета экономического эффекта
|
Показатель |
Значение |
|
|
Общая величина затрат на внедрение ТМС, тыс.руб. |
200 |
|
|
Общая величина полученных результатов от внедрения ТМС, руб. |
1038750 |
|
|
Годовая величина полученных результатов от внедрения ТМС, руб. |
346250 |
|
|
Годовой экономический эффект внедрения, руб. |
146250 |
|
|
Чистая прибыль предприятия, руб. |
117000 |
Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:
(6.7)
где Звспом - затраты на вспомогательные материалы;
Зрем - затраты на ремонт;
Зобор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;
Зам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;
Зпот - затраты, связанные с потреблением электроэнергии;
Зпр - прочие затраты.
Благодаря качеству исполнения и высокой точности ТМС "Электон-ТМС-3" расходы на его эксплуатацию значительно ниже, чем у аналогичных приборов.
Затраты на вспомогательные материалы составляют 5% от стоимости капитальных вложений и рассчитываются по формуле:
, (6.8)
где К - капитальные вложения.
Затраты на ремонт оборудования составляют 10% от капитальных вложений по формуле:
(6.9)
Затраты на содержание и эксплуатацию нового оборудования составляют 10% от капитальных вложений, рассчитываются по формуле:
(6.10)
Затраты на амортизацию составляют 16,7% от капитальных вложений, т.к эксплуатационный срок оборудования 6 лет, рассчитываются по формуле:
, (6.11)
где Nа - норма амортизации.
Максимальные затраты на электроэнергию рассчитываются по формуле:
, (6.12)
где Сэ - стоимость электроэнергии (2,4 руб/кВт·ч);
Р - потребляемая мощность (0,01 кВт);
Величина прочих затрат принимается равной 10% от суммы численных выше затрат и находится по формуле:
(6.13)
Результаты расчета эксплуатационных затрат приведены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 - Эксплуатационные затраты ТМС
|
Наименование затрат |
Сумма, тыс. руб. |
|
|
Вспомогательные материалы |
10 |
|
|
Ремонт |
20 |
|
|
Содержание и эксплуатация |
20 |
|
|
Затраты на электроэнергию |
0,210 |
|
|
Амортизация |
33,4 |
|
|
Прочие |
8,361 |
|
|
Эксплуатационные затраты |
91,971 |
Использование ТМС в системе автоматизации ЭЦН ведет к снижению эксплуатационных издержек, благодаря высокой точности измерения характеристик ЭЦН и рабочей среды. Применение ТМС позволяет оперативно диагностировать возможные неисправности, проводить геофизические исследования скважины, что помогает снизить расходы на обслуживание, ремонт, комплектующие и увеличить объем добычи нефти на скважине. Годовое содержание и эксплуатация скважины без ТМС обходится в 1038,75 тыс. рублей, в то время эксплуатационные издержки ТМС составляют 91,971 тыс. рублей. Выгода от проекта составляет:
тыс. руб.
Рассчитаем налог на имущество. Ставка налога на имущество примем 20%. На предприятии используется линейный метод начисления амортизации. Результаты расчета налога на имущество представим в таблице 6.4.
Таблица 6.4 - Показатели налога на имущество внедряемой ТМС
|
Показатель |
Год |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||
|
Стоимость основных фондов на начало года, тыс. р. |
200 |
166,6 |
133,2 |
99,8 |
66,4 |
33 |
|
|
Амортизационные отчисления, тыс. р. |
33,4 |
33,4 |
33,4 |
33,4 |
33,4 |
33 |
|
|
Стоимость основных фондов на конец года, тыс. р. |
166,6 |
133,2 |
99,8 |
66,4 |
33 |
0 |
|
|
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. р. |
183,3 |
149,9 |
116,5 |
83,1 |
49,7 |
16,5 |
|
|
Налог на имущество, тыс. р. |
36,66 |
29,98 |
23,3 |
16,62 |
9,94 |
3,3 |
Ставку налога на прибыль примем 20%. Далее представим расчет показателей эффективности инвестиционного проекта в таблице 6.5.
По результатам расчета экономической эффективности построим графики показателей инвестиционного проекта. Индекс доходности равен 10,55.
Срок окупаемости - это период времени, отсчитываемый от начала внедрения, за которое доход от внедрения начнет покрывать затраты на капиталовложения. На рисунке 6.1 показано определение срока окупаемости.
Как видно из графика срок окупаемости проекта внедрения ТМС составляет полгода.
Таблица 6.5 - Расчет эффективности проекта внедрения ТМС
|
Показатель |
Год |
Итого |
|||||||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||
|
Капитальные вложения, тыс.р. |
200 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
||
|
Выгоды, тыс. руб. |
- |
946,779 |
946,779 |
946,779 |
946,779 |
946,779 |
946,779 |
5680,7 |
|
|
Эксплуатац-ные затраты, тыс. руб. |
- |
91,971 |
91,971 |
91,971 |
91,971 |
91,971 |
91,971 |
551,8 |
|
|
Амортизация, тыс. руб. |
- |
33,4 |
33,4 |
33,4 |
33,4 |
33,4 |
33 |
200 |
|
|
Налог на имущество, тыс.р. |
- |
36,66 |
29,98 |
23,3 |
16,62 |
9,94 |
3,3 |
119,8 |
|
|
Валовая прибыль, тыс. руб. |
- |
818,148 |
824,828 |
831,508 |
838,188 |
844,868 |
851,508 |
5009,1 |
|
|
Налог на прибыль, тыс. руб. |
- |
163,63 |
164,966 |
166,302 |
167,638 |
168,974 |
170,302 |
1001,8 |
|
|
Чистый операционный доход, тыс. руб. |
- |
654,518 |
659,862 |
665,206 |
670,55 |
675,894 |
681,206 |
4007,3 |
|
|
Чистая прибыль, тыс. руб. |
117 |
117 |
117 |
117 |
117 |
117 |
702 |
||
|
Коэффициент дисконтирования. |
1 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
0,6 |
0,5 |
0,4 |
||
|
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс. руб. |
-200 |
430,604 |
254,577 |
287,719 |
327,417 |
375,497 |
434,443 |
1910,3 |
|
|
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс. руб. |
-200 |
230,604 |
485,181 |
772,9 |
1100,32 |
1475,81 |
1910,3 |
Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.2
Вычислим ВНД, то есть ставку дисконтирования, при которой сумма ЧДД за все годы расчетного периода, включая 0 год, обратится в нуль. В таблице 6.6 представлены расчеты ЧДД при различных ставках дисконтирования, которые позволяют определить ВНД проекта.
На рисунке 6.3 показан график зависимости ЧДД от нормы дисконта.
Рисунок 6.1 - Определение срока окупаемости
Рисунок 6.2 - Изменение денежных потоков наличности проекта
Таблица 6.6 - Расчет ВНД проекта внедрения ТМС
|
Год |
Ставка дисконта |
|||||||
|
0,2 |
0,5 |
0,9 |
1,3 |
2 |
4 |
5 |
||
|
0 |
-200 |
-200 |
-200 |
-200 |
-200 |
-200 |
-200 |
|
|
1 |
681,79 |
545,432 |
430,604 |
355,717 |
272,716 |
163,63 |
136,358 |
|
|
2 |
572,797 |
366,59 |
228,484 |
155,922 |
91,6476 |
32,9931 |
22,9119 |
|
|
3 |
481,197 |
246,373 |
121,229 |
68,3413 |
30,7966 |
6,65206 |
3,84957 |
|
|
4 |
404,219 |
165,568 |
64,3172 |
29,9523 |
10,348 |
1,3411 |
0,64675 |
|
|
5 |
339,534 |
111,258 |
34,1209 |
13,1265 |
3,47682 |
0,27036 |
0,10865 |
|
|
6 |
285,168 |
74,7552 |
18,0995 |
5,75204 |
1,16805 |
0,0545 |
0,01825 |
|
|
ЧДД |
2564,7 |
1309,98 |
696,855 |
428,811 |
210,153 |
4,94074 |
-36,107 |
Рисунок 6.3 - Определение внутренней нормы доходности
В таблице 6.7 показаны основные показатели эффективности внедрения ТМС для системы автоматизации ЭЦН.
Таблица 6.7 - Показатели эффективности проекта внедрения ТМС
|
Показатель |
Значение |
|
|
Инвестиции, тыс.руб. |
200 |
|
|
Расчетный период, лет |
6 |
|
|
Годовые выгоды, тыс.руб. |
346,25 |
|
|
Ставка дисконтирования, % |
10 |
|
|
Чистый дисконтированный доход за 6 лет, тыс.руб. |
1910,3 |
|
|
Индекс доходности, дол. ед. |
10,55 |
|
|
Внутренняя норма доходности, % |
41,0 |
|
|
Срок окупаемости, лет |
0,5 |
Как следует из расчетов, внедрение нового оборудования ТМС для предприятия целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, а индекс доходности больше 1.
Таким образом, предложенное решение установить ТМС может быть рекомендовано к внедрению, что подтверждено расчетами экономической эффективности.
Заключение
В данном дипломном проекте рассматривалась система автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.
В процессе исследования рассмотрено устройство ЭЦН и технология автоматизации ЭЦН, выполнен патентный анализ аналогов СУ ЭЦН и ТМС, произведен сравнительный анализ ТМС, изучена возможность применения СПТ "Электон-ТМС-3" в рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН, описаны основные мероприятия обеспечения безопасных условий работы персонала при обслуживании скважин с ЭЦН, рассчитаны показатели экономической эффективности проекта ТМС.
В процессе выполнения дипломного проекта было предложено внедрение ТМС, позволяющее автоматически в режиме реального времени осуществлять контроль характеристик рабочей среды и своевременную диагностику оборудования ЭЦН, что позволяет увеличить безотказную работоспособность ЭЦН и осуществлять быстрое принятие решений оператором ДП по изменению параметров ЭЦН с возможностью увеличения дебета скважины.
Технико-экономические показатели эффективности от внедрения ТМС свидетельствуют об ожидаемом снижении затрат на обслуживание в размере 346,250 тыс. руб./год.
Эффективность проекта основывается на повышении эффективности работы ЭЦН, преждевременной диагностики оборудования и снижении трудоемкости обслуживания оборудования.
Список использованных источников
1. Голубов А.С. Отечественный опыт повышения качества эксплуатации УЭЦН // НефтьГазПромышленность. - 2006. - №3. - С. 23: [Электронный ресурс]. - URL http://www.oilgasindustry.ru
2. Агроводком: [Электронный ресурс]. - URL http://www.agrovodcom.ru
3. Григоренко, З. "Черного золота" и нашим детям хватит! // Нефть и время. - 2010. - №6. - С. 33-35.
4. Станции управления ЭЦН-8, ЭЦН-16. Руководство по эксплуатации. "ДСКМ.421414.010.01" РЭ: [Электронный ресурс]. - URL http://www.industrialsystems.ru
5. Станция управления общекустовая. Руководство по эксплуатации. "ДСКМ.421415.001" РЭ: [Электронный ресурс]. - URL http://www.industrialsystems.ru
6. Ижевский радиозавод: [Электронный ресурс]. - URL http://www.irz.ru
7. Алнас: [Электронный ресурс]. - URL http://www.alnas.ru
8. Электон: [Электронный ресурс]. - URL http://www.elekton.ru
9. Производственная компания "Борец": [Электронный ресурс]. - URL http://www.boretscompany.ru
10. "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.": [Электронный ресурс]. - URL http://www.salympetroleum.ru
11. АЛЬФАПРОЕКТ: [Электронный ресурс]. - URL http://www.apgc.ru
12. Применко Н.В., Заматаев М.В. Новые технологии противоаварийной защиты трубопроводов // НефтьГазПромышленность. - 2007. - №2. - С. 30: [Электронный ресурс]. - URL http://www.oilgasindustry.ru
13. РД 09-536-03. Методические указания о порядке разработки плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химико-технологических объектах: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
14. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. №116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
15. ПБ 09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств: [Электронный ресурс]. - URL http://files.stroyinf.ru
16. Донской Ю.А., Дарищев А.Ю. О применении УЭЦН для добычи высокогазированных жидкостей // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №2. - С. 31
17. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа: учеб. пособ. М.: Недра, 1983. 256 с.
18. Габдрахманов Н.Х. Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений: Дис. д.т.н. Уфа, 2005. 250 с.
19. Ивановский, В.Н. Вопросы эксплуатации малодебитных скважин механизированным способом // Инженерная практика. - 2010. - №7. - С. 45-46
20. Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - №2: [Электронный ресурс]. - URL http://www.ogbus.ru
21. Китабов А.Н., Токарев В.П. Информационно-измерительные системы диагностики погружного электродвигателя // Вестник УГАТУ. Уфа, 2011. - №1. - С. 41.
22. Иконников Ю.А. Отечественные системы погружной телеметрии для электропогружных установок: преимущества, недостатки, возможные пути развития [Электронный ресурс]. - URL http://neftegas.info
23. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС. Руководство по эксплуатации ЦТКД 228 РЭ. ЗАТО г. Радужный, 2012
24. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС. Инструкция по монтажу ЦТКД 228 ИМ. ЗАТО г. Радужный, 2012
25. ГОСТ 12.2.007.0-75. ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
26. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: [Электронный ресурс]. - URL http://files.stroyinf.ru
27. ПУЭ. Правила устройства электроустановок, 7 издание, 2001: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
28. ПТЭЭП. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей: [Электронный ресурс]. - URL http://files.stroyinf.ru
29. МПОТ РМ-016-2001. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: [Электронный ресурс]. - URL http://www.stroyoffis.ru
30. РД 153-34.0-03.150-00. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
31. ГОСТ 12.1.030-96. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
32. ППБ-01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
33. СО 153-34.21.122-2003. Инструкция по устройству молниеотводов зданий, сооружений и промышленных коммуникаций: [Электронный ресурс]. - URL http://files.stroyinf.ru
34. РД 39-01/06-0001-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности: [Электронный ресурс]. - URL http://www.docload.ru
Приложение А (обязательное)
Перечень демонстрационных листов
1 Титульный лист
2 Цели и задачи дипломного проекта
3 Устройство ЭЦН (копия рисунка 1.1)
4 Структурная схема системы автоматизации ЭЦН (копия рисунка 3.1)
5 Структурная схема противоаварийной защиты (копия рисунка 3.13)
6 Технологическая схема ЭЦН (копия рисунка 1.3)
7 Функциональная схема автоматизации ЭЦН (копия рисунка 3.2)
8 Неисправности ЭЦН
9 Сравнительный анализ ТМС
10 "Электон-ТМС-3"
11 Показатели экономической эффективности от возможного внедрения ТМС ЭЦН
12 Выводы
13 Спасибо за внимание
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Подбор производительности насоса. Вычисление приведенного напряжения для конкретной скважины. Определение дополнительной прибыли за счет прироста добычи нефти. Снижение энергозатрат при переходе с электроцентробежного на штанговый глубинный насос.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 13.08.2013Изучение работы вакуумной системы автоцистерны и выявление недостатков ее работы: попадания воды в полость вакуумного насоса, расхода масла шиберным насосом в процессе его эксплуатации. Разработка направлений модернизации вакуумного шиберного насоса.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.10.2013Особенности работы насоса на сеть, способы регулирования и определения его рабочих параметров на базе экспериментально снятых характеристик. Измерение расхода жидкости, выбор мощности и напора насоса. Правила техники безопасности при обслуживании насоса.
лабораторная работа [7,5 M], добавлен 28.11.2009Центробежные насосы и принцип их работы. Расчёт основных параметров и рабочего колеса центробежного насоса. Выбор прототипа проектируемого центробежного насоса. Принципы подбора типа электродвигателя. Особенности эксплуатации центробежного насоса.
курсовая работа [859,3 K], добавлен 27.05.2013Агрегат электронасосный полупогружной НВ 5О/5О-В-СД(55): назначение и технические параметры. Расчет шпоночных соединений и предельной мощности насоса. Определение съемника для подшипника качения и вала на кручение. Технологический процесс ремонта насоса.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 26.01.2013Исследование технических характеристик, устройства и принципа работы насоса. Изучение возможных неисправностей и способов их устранения, специальных требований техники безопасности. Анализ современных технологических процессов переработки нефти и газа.
курсовая работа [27,0 K], добавлен 12.06.2011Обоснование выбора компоновки ШСНУ. Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса. Определение давления на выходе насоса, потерь в клапанных узлах. Расчет утечек в зазоре плунжерной пары. Расчет коэффициента наполнения насоса, усадки нефти.
контрольная работа [99,8 K], добавлен 19.05.2011Гидравлический расчет системы подъема нефти из скважины погружным центробежным насосом. Построение графика потребного напора и определение рабочей точки. Выбор погружного электрического центробежного насоса, пересчет его характеристик на вязкую жидкость.
курсовая работа [282,7 K], добавлен 13.02.2013Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Расчет нужного количества смазочных материалов на год. Описание возможных дефектов. Выбор рациональной технологии восстановления трансмиссионного вала бурового насоса УНБ–600.
курсовая работа [580,1 K], добавлен 15.01.2015Конструкция и принцип работы насоса, описание его технических характеристик. Гидравлический расчет проточной части, деталей центробежного насоса на прочность. Эксплуатация и обслуживание оборудования. Назначение и принцип действия балластной системы.
курсовая работа [172,0 K], добавлен 04.06.2009
