Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

Причиной попадания газа в топку часто служат неплотно закрытые топливные вентили форсунки. Поэтому при остановке трубчатой печи на ремонт все топливные трубопроводы следует оглушить, а в случае остановки печи на короткое время необходимо, плотно закрыв топливные вентили, вынуть форсунки из топочной горловины. Для обеспечения безопасности при зажигании форсунок, необходимо продуть топку паром в течении 10-15 минут. После этого количество подаваемого пара уменьшают, слегка открывают топливный вентиль и к устью форсунки подносят факел.

На трубопроводе подающем топливо к форсункам, помимо вентилей непосредственно у форсунок печи, устанавливаю задвижку, прикрывающую доступ топлива сразу ко всем форсункам печи в случае аварии. Для безопасности и удобства подхода к этой задвижке она должна быть расположена на расстоянии не ближе 10м от печи.

Во время работы установки необходимо непрерывно следить за состоянием труб в печах чтобы не допустить их прогара. При прогаре труб установку останавливают и освобождают змеевик печи от нефти продувкой паром.

Для предотвращения попадании нефти из змеевой печи в паропровод, кроме задвижки на паропроводе, устанавливают обратный клапан. Для проверки исправности его действия на паропроводе передним устанавливают контрольные вентиль. При эксплуатации печи возможно мгновенное повышение давление в камере сгорание вспышки и хлопки, что может привести к разрушению кладки. Чтобы предотвратить разрушение в стенах печи, обращенных в сторону, противоположную арматуре, устраивают противовзрывные окна, закрывающиеся навесными дверцами. При эксплуатации установки по подготовки нефти не исключена опасность падения работников с высоты и травмирования отдельными частями оборудования, особенно при открывании и снятии тяжелых крышек люков аппаратов, вытаскивании и установки на место пучков труб в теплообменниках.

Для устранения этих опасностей аппараты и оборудование должны быть снабжены площадками, отвечающими требованиям безопасности, а трудоемкие работы необходимо проводить с помощью грузоподъемных механизмов и приспособлений.

4.2 Охрана окружающей среды

Охране окружающей среды на месторождении «Ата Мура» уделяется большое внимание. Среди принятых природоохранных мероприятий на промысле «Ата Мура» особенно эффективно сооружение дорог с твердым покрытием, служащих для сообщения между главными производственными объектами. Аккуратно выполняются земляные работы по прокладке нефтепроводов, проведена техническая рекультивация и планировочные работы. Нефтедобывающие скважины оборудованы бетонными устьевыми рабочими площадками и площадками под агрегат подземного ремонта на бетонированных основаниях.

Имеется план мероприятий по мониторингу, согласованный с управлением охраны окружающей среды. Мониторинг предусматривает:

изучение качества воздушной среды в пределах СЗЗ;

инвентаризацию угодий и нарушенных земель;

мониторинг биологических ресурсов, радиоактивный мониторинг;

характеристику почвенного и растительного покрова;

отбор проб пластовой воды и нефти, ведение банка данных об источниках загрязнения и состояния окружающей среды.

Проведена инвентаризация выбросов, основной целью которой является получение исходных данных для:

оценки степени влияния выбросов вредных веществ предприятия на окружающую среду;

установления предельно допустимых норм выбросов вредных веществ в атмосферу как в целом по предприятию, так и по отдельным источникам;

организация соблюдения установленных норм выбросов вредных веществ в атмосферу;

планирование воздухоохранных мероприятий.

С целью уменьшения выбросов в атмосферу при сжигании газа на факеле и достижению нормативов ПДВ необходимо провести работу по переводу сжигания газов с образованием сажи на бессажевое горение. Для этой цели необходимо изменить условия сжигания, конструкцию горелки (оголовка факела). Эффективным мероприятием является сжигание газа с помощью подачи пара. При этом резко сокращаются выбросы оксидов углерода, полностью прекращаются выбросы сажи. Эффективность мероприятия составляет - 92,5 %. Срок проведения мероприятия - 2002-2005 гг.

Разработаны мероприятия по регулированию выбросов вредных веществ. При неблагоприятных метеорологических условиях предприятие переходит на другой режим работы, снижая производительность печей и котлов на 30%, что приводит к сокращению оксида углерода, диоксида азота, сажи, сернистого ангидрида.

Проводится утилизация и обезвреживание отходов. Захоронению на шламонакопителе подлежат отходы производства в виде нефтешлама, бурового шлама, замазученного грунта, относящихся к 1У классу опасности.

Основные виды отходов следующие:

отходы строительства (сборный железобетон, цемент, монолитный железобетон, кирпич, рулонные материалы, щебень, песок, металлоконструкции и др.);

буровой шлам, отработанные буровые растворы, буровые сточные воды;

нефтешлам;

отходы черных и цветных металлов;

отработанные масла;

упаковочные и обтирочные материалы, авторезина;

избыточный активный ил, песок;

твердые бытовые отходы.

Охрана земель и почв

Одним из важных компонентов окружающей среды является почвенный покров. От его состояния в определяющей степени зависит состояние растительности, а также степень влияния на другие сопредельные среды - поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух, биоту.

Основными мероприятиями охраны животного мира при строительстве и эксплуатации объектов нефтегазодобычи являются:

создание устройств маскирующих сеток над поверхностью шламонакопителей;

оборудование линий электропередач птицезащитными устройствами.

При условии соблюдения вышеуказанных мероприятий, отрицательного воздействия на животный мир не будет.

Рациональное использование и охрана земель обеспечивается:

безусловным соблюдением строительных норм и правил по отводу земель под различные объекты нефтедобычи;

использованием для строительства промышленных объектов территорий, считающихся малопригодными для сельского хозяйства;

размещением сооружений на минимально необходимых площадях с соблюдением нормативов плотности застройки;

централизацией объектов на промплощадках с грунтовкой производственных, складских и вспомогательных сооружений по их функциональному назначению и размещение в соответствующих зонах;

применением многоярусных технологических и вспомогательных сооружений;

применением установок и оборудования максимальной единичной мощности.

Технический этап является неотъемлемой частью технологии земляных работ при строительстве и включает в себя комплекс работ по снятию, сокращению и обратному нанесению плодородного слоя почвы на нарушенные участки поверхности, планировочные работы в поломе земельного отвода, уборку строительного мусора и т.д.

Биологический этап включает мероприятия по восстановлению плодородия земель, осуществляемые после завершения технического этапа рекультивации.

Биологическая защита земель предусматривается и как мера предотвращения эрозии почвы и является ее санитарно-гигиенической защитой.

Предусматривается настоящей работой комплекс природоохранных мероприятий по утилизации и захоронению строительных, промышленных и бытовых отходов.

Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Источниками загрязнения атмосферы при эксплуатации месторождения «Ата Мура» являются: печи подогрева нефти, котельная, факельная установка, емкости ГСМ, технологические резервуары, отстойники, нефтегазосепараторы, дренажные емкости, насосы, продувочные свечи на печах, дизельная электростанция.

Основными загрязняющими веществами, которые выбрасываются в атмосферу при эксплуатации месторождения, являются: оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, углеводороды, сажа. Среди органических веществ предельные углеводороды отличаются большой стойкостью и малой химической активностью. В то же время они обладают сильным наркотическим действием на живые организмы, усиливающимся с увеличением числа атомов углерода.

С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу в проекте предусмотрены следующие решения

напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти;

подземный способ прокладки трубопроводов по месторождению на глубине не менее 0,8м до верхней образующей трубы;

контроль сварных стыков;

защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии изоляцией усиленного типа на основе полимерных липких лент;

защита от атмосферной коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов, оборудования, аппаратов, металлоконструкции и пр.;

применение оборудования на расчетное давление, превышающее давление источника;

автоматическое отключение системы налива при достижении предельного уровня нефтепродукта в автоцистерне.

Охрана поверхностных и подземных вод

Грунтовые воды располагаются на глубине 1,4 - 9 м, сильно минерализированы и не имеют практического применения.

Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления путем закачки холодной воды через нагнетательные скважины на стадии пробных закачек.

В результате отделения пластовой воды и снижении минерализации нефти с помощью воды в процессе подготовки нефти образуются производственные сточные воды, которые после очистки закачиваются в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления.

При промывке технологических аппаратов образуется сточная вода, которая поступает в дренажную сеть. Уловленная нефть из дренажной емкости насосами поддается на установку УПН, а вода повторно используется в производственном цикле.

Поверхностные, дождевые и талые сточные воды с обвалованных территорий собираются через сборные колодцы и по сети ливневой канализации отводятся в приемный резервуар ливневых стоков.

Уловленная нефть из резервуара ливневых стоков отводится в технологический цикл, осадок в виде замазученного песка отправляется в шламонакопитель, а осветленная, отстоянная вода используется в производственном цикле.

Бытовые сточные воды с площадки общежития по канализационным трубам поступают в двухмерный септик, где очищаются, затем сбрасываются на условные «поля фильтрации».

С целью охраны и рационального использования водных ресурсов в процессе разбуривания, строительства и эксплуатации объектов и сооружений месторождения Ата Мура настоящей работой предусмотрен комплекс водоохранных мероприятий:

все виды сточных вод (хозяйственно-бытовые и производственно-дождевые, за исключением буровых сточных вод) предусматривается очищать на соответствующих очистных сооружениях и использовать для поддержания пластового давления;

эффективный отвод поверхностных сточных вод с территории эксплуатационных (нефтяных) и нагнетательных скважин, площадок ДНС, КНС, ПС и других объектов и сооружений;

закачка воды в нефтяные пласты предусматривается по специальным насосно-компрессорным трубам (НКТ) с антикоррозионным покрытием и пакеровкой их на забое для исключения действия высокого давления на колонну скважины;

антикоррозийная защита всех остальных водоводов, нефтепроводов и оборудования;

переходы через овраги и балки осуществляются подземным способом с укладкой трубопроводов в грунт. Для предотвращения размыва склонов оврагов и балок предусматривается посев многолетних трав и установка глиняных перемычек;

гидрогеологический контроль за предотвращением истощения пресных и слабоминерализованных (технических) эксплуатационных запасов подземных вод;

выделение и соблюдение зон санитарной охраны.

В таблице 4 приведены предельно-допустимые концентрации (ПДК) наиболее распространенных в нефтегазовой промышленности (включая инфраструктуру) месторождения Ата Мура токсичных веществ, загрязняющих поверхностные и подземные природные водоисточники.

Таблица 4

Предельно-допустимые концентрации (ПДК) токсичных веществ.

№	Наименование загрязненных веществ	Предельно-допустимая концентрация в воде водоемов
		Используемых для рыбохозяйственных целей	Хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования
1	Нефть и нефтепродукты	0,05	0,1
2	Биохимическая потребность в кислороде (БПК полн.)	3,0	3,0
3	Взвешенные вещества	20	-
4	СПАВ	0,3-0,5	0,1
5	Сульфаты (анион)	100	500
6	Хлориды (анион)	300	-
7	Аммоний солевой (NH4)	0,5	1,0
8	Калий (катион)	50	-
9	Натрий (катион)	120	-
10	Магний (катион)	40	-
11	Кальций (катион)	180	-
12	КССБ (компонент бурового раствора)	12	-
13	Сульфонат	0,5	-
14	Полиакриламид	0,04	2,0
15	Ингибитор коррозии	0,2-0,04	-

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации нефтегазового месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

В случаях, когда размещение и функционирование производственных, коммунальных и складских объектов, а также объектов специального назначения может представлять угрозу населению и (или) оказывать вредное воздействие на окружающую среду, должна предусматриваться соответствующая санитарно-защитная зона. Параметры санитарно-защитной зоны и требования к ней устанавливаются государственными нормативами в зависимости от ее конкретного назначения.

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Общие положения

Расчеты в экономической модели приводились в единых денежных единицах - доллары США. В случаях, когда в качестве базовой денежной единицы предполагается тенге Республики Казахстан или другие денежные единицы, в расчетах учитывались их эквивалентные величины в долларах США.

Существует три базовых элемента или три группы исходных параметров, необходимых, как для определения экономических показателей, так и определения доходов государства Республики Казахстан и ТОО “БИГ”:

характеристика добычи;

финансовые показатели;

капитальные вложения и эксплуатационные расходы.

Ниже приводится краткое описание этих элементов.

Характеристика добычи

На основе активов ТОО “БИГ” создаются технологические процессы, и осуществляется экспорт добытой нефти. Вся добываемая сырая нефть, на месторождении Ата Мура, будет идти на реализацию. Приоритетным рынком сбыта нефти является ближнее и дальнее зарубежья, а также внутренний рынок РК. Доля поставок сырой нефти в дальнее зарубежье составляет 82% от общего объема товарной нефти, в ближнее зарубежье составляет 3,5%, и соответственно 14,5% реализуются на внутреннем рынке Казахстана. Основным потребителем на внутреннем рынке Казахстана является АНПЗ. Добыча газа представлена в малом количестве и используется для собственных нужд.

Рассматриваются долговременные цены на продукты и стоимость транспортировки всех продуктов. Из остальных основных экономических показателей рассматриваются, дата начала оценки, пределы экономической целесообразности, налоги, уплата роялти, амортизация.

Финансовые показатели

Финансирование проекта осуществляется за счет обязательств учредителей определяемых по Договору о недропользовании заключенному с правительством Республики Казахстан в 1995 г.

Цены

В основу экономических показателей проекта заложены прогнозные долгосрочные цены на нефть марки “URALs”, основываясь на базовых условиях проекта, как показано в таблице 5. Реализация сырой нефти предполагается в дальнее зарубежье и составляет 82% от общего объема товарной нефти, в ближнее зарубежье составляет 3,5%, и 14,5% реализуются на внутреннем рынке Казахстана.

Таблица 5

Цены

№ п.п.	Наименование показателей	Ед.	Цена
1.	Цена реализации нефти:
1.1.	в дальнее зарубежье	$/тонну	170
1.2.	в ближнее зарубежье	$/тонну	140
1.3.	на местный рынок	$/тонну	80

Налоги и прочие платежи

Все выплаты и налоговые отчисления, производятся согласно Налоговому Законодательству Республики Казахстан и контракту на недропользование. Согласно контракту на недропользование ТОО “БИГ” платит в течение всего срока действия договора, исключительно следующие виды налогов и сборов:

Налоги, подлежащие вычетам из совокупного годового дохода, для определения налогооблагаемого дохода:

налог на добавленную стоимость в размере 15% от облагаемого оборота. Согласно Статье 62 Налогового законодательства экспорт нефти облагается по нулевой ставке;

акцизы;

налог на операции с ценными бумагами;

бонус добычи в размере двести тысяч (200 000) долларов США в течение девяносто дней с момента начала рентабельной добычи (выплачивается не более одного раза);

роялти, в соответствии с нижеприведенной таблицей 6, производится в зависимости от объемов добычи нефти в отчетном календарном году от объекта обложения роялти. Объектом обложения роялти является стоимостной объем реализованной нефти;

Таблица 6.

Шкала роялти

№ п.п.	Наименование показателей	ед.	Ставка	Принятые условия
1.	Роялти	%	2	с момента вступления в силу
2.		%	3	если валовая величина нефти равна или превысила 150 тыс. тн. за календарный год, но меньше 200 тыс. тн.
3.		%	4	если валовая величина нефти равна или превысила 200 тыс. тн. за календарный год, но меньше 300 тыс. тн.
4.		%	5	если валовая величина нефти равна или превысила 300 тыс. тн. за календарный год, но меньше 500 тыс. тн.
5.		%	6	если валовая величина нефти равна или превысила 500 тыс. тн. за календарный год.

за геологическую информацию и исторические затраты в размере два миллиона (2 000 000) долларов США;

налог на имущество уплачиваться не будет, в связи с передачей всего имущества, на Контрактной территории, в собственность компетентного органа после возврата капитальных инвестиций;

налог на транспортные средства;

плата за питьевую воду;

плата за техническую воду, если используется вода на балансе государства, плата за попутные с нефтью воды не взимается;

платежи в фонд охраны природы и все выплаты, предусмотренные экологическим законодательством Республики Казахстан.

Налоги, уплачиваемые после определения налогооблагаемого дохода:

подоходный налог в размере 30% от налогооблагаемого дохода.

Другие налоги и платежи:

подписной бонус в размере ста тысяч (100 000) долларов США - разовый фиксированный платеж за право добычи;

таможенные пошлины на экспорт нефти уплачиваться не будут, в связи с незначительными извлекаемыми запасами нефти месторождения Ата Мура (месторождение классифицируется как мелкое) и сложностью его разработки;

налог на сверхприбыль, в случае превышения внутренней нормы прибыли на двадцать два (22%) процента, уплачивается по приведенной таблице 7.

Таблица 7.

Ставки налога на сверхприбыль

Совокупная, после уплаты налогов, реальная внутренняя норма прибыли подрядчика	Ставка налога на сверхприбыль
Больше чем 22% или равна 27%	10%
Больше чем 27% или равна 32%	20%
Больше чем 32%	30%

Амортизация

Методология обычной (5) пятилетней амортизации. Метод обычной амортизации допускает начислять амортизацию в размере 20% ежегодно.

Капитальные вложения, включая общеадминистративные ассигнования, подпадают под начисление амортизации с момента ввода в эксплуатацию скважин, оборудования и прочих объектов.

Ставка дисконтирования

Была введена ставка дисконтирования в размерах 10% (десяти процентов), 15% (пятнадцати процентов) и 20% (двадцати процентов), для расчета чистой приведенной стоимости (ЧПС) акционеров ТОО “БИГ” и Республики Казахстан.

5.2 Транспорт продукции

Транспортные расходы, приведенные в таблице 8, по реализации товарной продукции, учитываются при определенных принятых допущениях и включают в себя:

Транспортировка;

Терминал;

прием, хранение и отгрузка продукта реализации;

оформление документов.

Таблица 8.

Расходы на транспортировку

№ п.п.	Наименование показателей	ед.	Принятые допущения
1.	Транспорт одной тонны нефти в дальнее зарубежье	$/тонну	37,4
2.	Транспорт одной тонны нефти в ближнее зарубежье	$/тонну	29,5
3.	Транспорт одной тонны нефти на внутреннем рынке РК	$/тонну	9,2

Предел экономической целесообразности определяется отдельно для каждого случая и основывается на периоде двух последовательных лет отрицательного потока денежных средств. По достижении предела экономической целесообразности, дальнейший поток денежных средств сводится к нулю.

5.3 Капитальные вложения и эксплуатационные затраты

Рассматриваются капитальные вложения и эксплуатационные расходы, необходимые для строительства, обслуживания и роста основных фондов ТОО “БИГ”. Анализируются следующие компоненты капитальных вложений: стоимость буровых работ при строительстве добывающих и нагнетательных скважин, расходы на обслуживание установок и компремирование, необходимое для оптимизации добычи нефти. Анализируются следующие компоненты эксплуатационных расходов для финансирования обслуживания, как существующего оборудования, так и нового оборудования, а также по эксплуатации и обслуживанию скважин.

Исходные экономические параметры вошли в экономическую модель по капитальному строительству для роста экономических показателей. Применение такой экономической модели, ее возможности и функциональные характеристики раскрываются более подробно в последующих разделах настоящего обоснования.

Концепция капитальных вложений включает в себя:

затраты на бурение, как добывающих, так и нагнетательных скважин;

наземное обустройство;

капитальный ремонт и пробная эксплуатация скважин;

затраты на технику и оборудование;

прочее.

Согласно требованиям, действующим в данное время в нефтегазовой отрасли Республики Казахстан, расходы на бурение, как добывающих, так и нагнетательных скважин, определялись путем суммирования затрат на суточную проходку, количеством суток бурения, и затрат на заканчивание скважин, с учетом прироста эффективности и расходы на коэффициент суточного использования буровой установки. По наземному обустройству в экономической модели учтено, что преобладающая часть оборудования, необходимых материалов и сооружений, включая передвижную парогенераторную установку, поскольку в настоящем проекте, в качестве основного масштабного технологического мероприятия, по регулированию процесса пробной эксплуатации, и для сравнения полученных результатов, рекомендуется применить на опытном участке паротепловые циклические обработки призабойных зон добывающих скважин (ПТОС или ПЦОС), приобреталась в Казахстане, и в государствах СНГ. Концепция наземного обустройства, включая внутрипромысловые сооружения и оборудования, внешнюю коммуникацию, как затраты на офисное оборудование, так и затраты на оборудование информационных технологий, также была разработана согласно требованиям, действующим в данное время в нефтегазовой отрасли Республики Казахстан.

Эксплуатационные затраты являются основой для расчета текущих производственных затрат. Эксплуатационные затраты подразделяются на фиксированные и переменные расходы, связанные с производственными мощностями оборудования и запасами месторождения. Затраты на эксплуатационные и текущие расходы определялись в соответствии с основными показателями, рассчитанными в специальных разделах настоящего проекта.

Прямые эксплуатационные и текущие расходы включают в себя затраты на:

Производственные расходы:

материалы, энергия, топливо;

оплату труда персонала;

приобретенные услуги и обслуживания;

другие.

2. Общие административные расходы.

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.

Для современного производства характерны постоянно растущая капиталоёмкость и возрастание роли долгосрочных факторов. Чтобы предприятие могло успешно функционировать, повышать качество продукции, снижать издержки, расширять производственные мощности, повышать конкурентоспособность своей продукции и укреплять свои позиции на рынке, оно вкладывает капитал. Поэтому ему необходимо тщательно разрабатывать инвестиционную стратегию и постоянно совершенствовать её для достижения вышеназванных целей.

В самом общем виде инвестиции определяются как денежные средства, банковские вклады, паи, акции и другие ценные бумаги, технологии, машины, оборудование, лицензии, в том числе на товарные знаки, кредиты, любое другое имущество или имущественные права, интеллектуальные ценности, вкладываемые в объекты предпринимательской деятельности или других видов деятельности в целях получения прибыли (дохода) и достижения положительного социального эффекта.

По финансовому определению инвестиции -- это все виды активов (средств), вкладываемых в хозяйственную деятельность в целях получения дохода. Экономическое определение инвестиций трактуется как расходы на создание, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение основного капитала, а также на связанные с этим изменения оборотного капитала. Ведь изменения в товарно-материальных запасах во многом объясняются движением расходов на основной капитал.

Инвестиции представляют собой использование финансовых ресурсов в форме краткосрочных или долгосрочных капиталовложений. Инвестиции осуществляются юридическими или физическими лицами. По видам инвестиции делятся на рисковые (венчурные), прямые, портфельные и аннуитеты.

Венчурный капитал представляет собой инвестиции в форме выпусков новых акций, произведенных в новых сферах деятельности, связанных с большим риском. Венчурный капитал инвестируется в не связанные между собой проекты в расчете на быструю окупаемость вложенных средств. Он сочетает в себе различные формы капитала: ссудного, акционерного, предпринимательского.

Прямые инвестиции представляют собой вложение в уставный капитал хозяйствующего субъекта с целью извлечения дохода и получения прав на участие в управлении данным субъектом.

Портфельные инвестиции связаны с формированием портфеля (совокупность разных инвестиционных ценностей) и представляет собой приобретение ценных бумаг и других активов.

Аннуитеты -- инвестиции, приносящие вкладчику определенный доход через регулярные промежутки времени, представляют собой вложения средств в страховые и пенсионные фонды.

В фиксированные расходы также включаются общие административные расходы, как обеспечение штата компании, договорные услуги, обучение персонала, так и расходы на содержание офиса, прочих объектов и т.п. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение затраты для поддержания финансовой эффективности. Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химреагенты и другие расходные материалы, которые являются функцией от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание скважин, связанные с капитальным восстановительным ремонтом, как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Как и для существующего оборудования и объектов, эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти. Цель учета фиксированных и переменных расходов заключается в том, чтобы наиболее точно определить расходы, на момент, когда наступает истощение месторождения или когда оборудование начинает производить меньше, чем позволяют его производственные мощности. Переменные расходы относятся на расходы по эксплуатации, связанные непосредственно с фактической пропускной способностью. Также, хотелось бы заметить, что для случаев закачки воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее обработка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для эксплуатационных расходов, которые приходятся на существующие расходы для оборудования.

Развернутая форма технико-экономических нормативов расчета эксплуатационных затрат по месторождению Ата Мура представлена в таблице 9.

Затраты на ликвидацию производства и рекультивацию промысла

После окончания эксплуатации промысла ландшафт должен приобрести первоначальный вид. В расчете были учтены годовые отчисления в резерв для ликвидации и рекультивации промысла по окончании проекта.

Эти средства используются в основном для следующих целей:

ликвидация скважин;

ликвидация буровых площадок и для рекультивации земель;

ликвидация промысловых трубопроводов;

ликвидация нефтесборных, других сооружений и нефтепровода.

Таблица 9.

Технико-экономические нормативы расчета эксплуатационных затрат

№	Нормативы	Единицы измерения	Значения
1	Удельный вес потерь нефти, всего	%	0,255
	в т.ч. в добыче	%	-
	в системе сбора и транспортировки	%	-
	при подготовке продукции	%	0,255
2	Удельный вес расхода на собственные нужды
	нефти	%	-
	газа	%	75
3	Удельный вес потерь газа, всего	%	-
4	Стоимость 1 КРС	тыс. $	27,585
5	Стоимость 1 ПРС	тыс. $	22,01
6	Среднегодовая оплата труда 1го работника ППП (включая подоходный налог и пенсионные выплаты)	тыс. $	8,23
7	Затраты на подготовку 1 тонны жидкости	$/т	8,2
8	Нормативы вспомогательных материалов в добыче нефти
	в расчете на 1 скважину среднегодового действующего фонда (трубы, задвижки, насосы глубинные, запчасти, прочие материалы) - всего	тыс. $ /скв	3,991
	в расчете на 1 тонну жидкости (химреагенты)	$/т	0,076
9	Нормативы вспомогательных материалов при подготовке нефти всего	$/т	0,243
	в т.ч. трубы, задвижки, запчасти и другие. материалы	$/т	0,129
	Химреагенты, и т.п.	$/т	0,114
10	Нормативы потребления электроэнергии
	Расход электроэнергии на 1 тонну жидкости добытой мех. способом	кВт. ч./т	19,136
	Расход эл. энергии на 1 м3 закачки	кВт. ч./м3	6,32
	Затраты электроэнергии на подготовку 1 тонны жидкости	кВт. ч./т	3
	Прочие затраты эл. энергии на 1 скважину среднегодового действующего фонда (добывающие + нагнетательные скважины)	тыс. кВт. ч/скв.	1,53
11	Средняя цена 1000 кВт. ч. электроэнергии	$/1000 кВт. ч	80,88
12	Средняя цена 1м3 воды технической (морской)	$/м3	0,13
13	Средняя цена 1м3 воды питьевой	$/тыс. м3
14	Средняя цена 1м3 воды питьевой	$/м3	0,15
15	Удельные затраты по транспортировке грузов на 1тонну жидкости	$/т	0,158
16	Удельные затраты на капитальный ремонт основных средств, в % от остаточной стоимости основных фондов	тыс. $/скв.	20,031
17	Удельные затраты по прочим услугам производственного характера на 1 действующую скважину (добывающие + нагнетательные), $	тыс. $/скв.	102,2842
18	Прочие затраты при добыче нефти - всего на 1 скважину действующего фонда (добывающие + нагнетательные), тыс. $	тыс. $/скв.	11,08
19	Средняя остаточная стоимость 1 скважины	тыс. $/скв.	267,45
20	Средняя остаточная стоимость прочих основных фондов, из расчета на 1 скважину	тыс. $/скв.	392,61
21	Услуги сторонних организаций не производственного характера	$/т нефти	1,6
22	Прочие расходы общепроизводственного характера (подписка, хозяйственные расходы, на охрану природной среды, на охрану труда, подъемные, повышение квалификации, административные расходы и т.п.)	% от прямых затрат	32-37
23	Стоимость 1 обработки призабойной зоны при проведении работ по интенсификации притока	$/1обработку	5555,55
24	Количество обработок при проведении работ по интенсификации притока на 1 скважину	Скв -операций	6

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Осуществлен синтез оборудования и аппаратуры, взаимное расположение которых позволяет реализовать на них технологически связанные между собой процессы промысловой подготовки нефти, имеющей аномально высоковязкие свойства.

Используя результаты моделирования процессов гравитационного отстоя выполнены конструктивные изменения внутренней начинки напорного горизонтального отстойника нефти путем снабжения его входным устройством и выходными распределительными коллекторами, обеспечивающими эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкости.

Базируясь на теоретические положения использования энергии свободной затопленной струи, выполнен расчет размерных параметров входного торцевого отражателя отстойника нефти, имеющего форму сферического сегмента.

Определены размерные параметры коалецирующего устройства перед отстойником нефти, интенсифицирующего процесс водоотделения путем гидродинамического воздействия на эмульсию с помощью регулярной проволочной насадки, подтвержденное расчетами для описания коагуляции дисперсных систем.

Внедрение выполненных научно-технических и технологических разработок на месторождении позволили вывести установку подготовки нефти на стабильный режим работы. Определены эксплуатационные параметры основного оборудования по давлению, температуре, времени протекания процесса, составлены материальный и тепловой балансы в зависимости от физико-химических и сепарационных свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод. Конструктивные изменения отстойника нефти и усовершенствование ряда технологических процессов позволили получать качественную товарную нефть с параметрами, превышающими экспортные требования. При исходной обводненности нефти 70% и концентрации солей до 162000 мг/л содержание воды в подготовленной нефти снижено до 0,3-0,5%, а хлористых солей - до 25-40 мг/л.

Применение российских технологий и оборудования позволили снизить эксплуатационные затраты и совместить российское и западное оборудование и технологии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. - М.: Недра, 1980.

Выжигин Г.Б. Увеличение нефтеотдачи залежей в карбонатных коллекторах.-Нефтяное хозяйство. №6, 1967. С.32-35.

Гавура В.Е. Состояние и перспективы разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам. - Труды Гипровостокнефти. Вып.12, 1969. С.190-208.

Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Учебное пособие для ВУЗов. Алматы: 2000

Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. - Серия добыча. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

Колоскова М.И. Сравнительные данные определения пористости и проницаемости различными методами. - Труды ВНИИгаз. Вып. 20/28, 1964. С.72-82.

Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1956.

Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. - М.: Недра, 1980.

Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1953.

Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа. -Труды Гипровостокнефти. 1971. С.79-95.

Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник. - М.: Недра, 1977.

Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1984.

Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1962.

Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат, 1961.

Розенберг М.Д. О неустановившейся фильтрации газированной жидкости в пористой среде. - Известия АН СССР, ОТН. №10, 1952.

Розенберг М.Д. Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добычи нефти и газа. - М.: Недра,1986.

Саттаров М.М. Андреев Е.А. Ключарев В.С. и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1969.

Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. - Т.1. М.: Недра, 1976.

Сулейманова М.М., Газарян Г.С. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980.

Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М.: Недра, 1984.

. Жолумбаев М.Т., Бакиев Т.А., Жолумбаев А.М. Физико-химические свойства аномально высоковязких нефтей // Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан: Сборник докладов научно-практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики». - Уфа: Транстэк, 2003. - С. 44-47.

Жолумбаев М. Т., Бакиев Т. А. Технологическое оборудование для подготовки высоковязкой нефти на месторождении Ата Мура // Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сборник научных трудов. - Уфа: Гилем, 2003. - С. 140-149.

Жолумбаев М. Т., Жолумбаев А. М. Технологическая схема промысловой подготовки аномально высоковязкой нефти // Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сборник научных трудов. -Уфа: Гилем, 2003. - С. 162-166.

Сулейманов Р. Н., Жолумбаев М.Т. Моделирование процессов гравитационного отстоя // Новоселовские чтения: Материалы 2-й Международной научно-технической конференции. - Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 61-62.

Бакиев Т. А., Жолумбаев М.Т. Модернизированный емкостный отстойник нефти // Реновация: отходы - технологии - доходы: Материалы Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа, 2004. - С. 31-33.

Жолумбаев М.Т., Бакиев А. Ф. Расчеты процесса осаждения капель воды для выбора коалесцирующего устройства // Реновация: отходы - технологии - доходы: Материалы Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа, 2004. - С. 35-38.

Жолумбаев М. Т. Аппаратура и оборудование для промысловой подготовки высоковязкой нефти // Современное состояние процессов переработки нефти: Материалы научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во ГУП ИНХП, 2004. - С. 288-291.

Размещено на Allbest.ru