Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Повышение эффективности добычи на Уренгойском месторождении

Повышение эффективности добычи на Уренгойском месторождении

Геолого-физическая характеристика Уренгойского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства газа и конденсата. Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи. Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 20.04.2014
Размер файла 2,4 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.

Страница:

В начальный период эксплуатации месторождения на УКПГ-1ч4 проектная единичная мощность технологического оборудования составляла 3 млн.м3/сутки. Абсорберы типа ГП-252 были оснащены 14 колпачковыми тарелками.

Начиная с УКПГ-5, на Уренгойском месторождении применяются многофункциональные аппараты ДОАО «ЦКБН» заменившие три аппарата традиционной технологической линии - сепаратор-абсорбер-фильтр.

Аппараты ГП-502 имеют проектную производительность 10 млн.м3/сутки, аппараты ГП-365 - 5 млн.м3/сутки.

Массообменная эффективность абсорберов ГП-252 и ГП-502 может быть принята равной 1,7 теоретических тарелок. Острая необходимость в их модернизации отсутствует.

В изменившихся условиях эксплуатации (повышение температуры контакта в компрессорный период эксплуатации) абсорберы ГП-365, реконструированные с разделением потока и насыпной насадкой работают с низкой массообменной эффективностью. Разделение потока снижает массообменную эффективность до 0,8…1,0 теоретических тарелок (практически вдвое), а насыпная насадка имеет низкую механическую прочность и требует высоких трудозатрат при ее выемке-закладке в процессе ремонта, поэтому, абсорберы ГП 365 требуют первоочередной модернизации.

В соответствии с «Программой повышения качества добываемого, транспортируемого и поставляемого на экспорт российского природного газа» ДОАО ЦКБН была разработана регулярная пластинчатая насадка, позволяющая расширить диапазон эффективной работы аппарата в условиях падающего пластового давления, увеличить производительность и снизить потери гликоля.

ДОАО «ЦКБН» обоснованно рекомендовало провести модернизацию абсорберов ГП-365 путем монтажа регулярной пластинчатой насадки и новых сепарационных устройств, в том числе с применением фильтр-патронов с электроплазменной обработкой материала. Этот способ обработки материала позволяет при одинаковой нагрузке снизить более чем в 2 раза унос жидкости. Разработана техническая документация ЭП-762, ГПР-1990 на реконструкцию аппаратов ГП-365, реализация которой позволяет одновременно повысить массообменную эффективность до 1.8…2.2 т.т. и производительность не менее чем на 10…15 %. модернизации подвергается каждая функциональная секция аппарата.

В массообменной секции устанавливается регулярная пластинчатая насадка, распределитель жидкости и газораспределительная насадка.

Выполненный анализ позволяет заключить, что абсорберы ГП 252 на УКПГ 1…4 в реконструкции не нуждаются.

Все МФА ГП 365 на УКПГ 5…10 необходимо реконструировать в связи с их крайне низкой массообменной эффективностью. В настоящее время реконструировано более 40 аппаратов ГП 365.

Из вышесказанного можно сделать вывод, что регулярные насадки конструкции ДОАО «ЦКБН» обеспечивают расширение диапазона эффективной работы и увеличение производительности массообменного оборудования до 1,5 раз, позволяют снизить потери дорогостоящего абсорбента (гликоля), уносимого с газом, более чем в 5 раз (с 28 до 1-3 г/1000 м газа) и увеличить межремонтный период эксплуатации фильтрующей секции в 5-6 раз (а в дальнейшем отказаться от фильтр-патронов), на порядок снижают гидравлические потери в аппарате -- с 0,1 до 0,01 МПа, а также обеспечивают качество подготовки природного газа в соответствии с ОСТ 51.40-93. Созданное отечественное абсорбционное оборудование с регулярной насадкой соответствует мировому уровню и не уступает ведущим зарубежным аналогам, в частности, новейшим разработкам мирового лидера в области создания колонного оборудования фирмы Sulzer Chemtech (Швейцария), стоит для заказчика на 15% дешевле импортного образца при увеличении срока службы в 2,5 раза по сравнению с зарубежными аналогами.

3.2 Методика экономического обоснования проектных решений

Суть предложенной модернизации заключается в замене существующих внутренних устройств абсорбера на регулярную пластинчатую насадку конструкции ДАО ЦКБН.

Экономический эффект от данного мероприятия наблюдается за счет сокращения потерь гликоля с осушенным газом.

Расчёт годовых потоков денежной наличности осуществляется за расчётный период, который складывается из длительности предпроиз-водственных затрат и длительности технологического эффекта.

В данном случае под технологическим эффектом служит сокращение безвозвратных потерь.

Так, как технологический эффект наступает в первый год модернизации оборудования, то расчетный период будет равен длительности технологического эффекта.

Длительность расчетного периода возьмем равным 5 годам начиная с 2009 года, так как наше мероприятие основывается на модернизации.

Поток денежной наличности (ПДН) от проведения данного мероприятия рассчитывается по формуле:

ПДН = Эк - И - К - Н (3.1)

где Эк - экономия затрат на ДЭГ, тыс.р.;

И - текущие затраты (ремонт и обслуживание), тыс.р.;

К - капитальные затраты на проведение данного мероприятия, тыс.р.;

Н - налоги на имущество и на прибыль

Произведем расчет экономии ДЭГ за сутки работы модернизированного абсорбера:

Рсут = РДЭГ QТ.Н. (3.2)

где РДЭГ - сокращение уноса ДЭГа

QТ.Н - пропускная способность 1-го абсорбера

Рассчитаем экономию ДЭГа за первый год:
РГОД = Рсут 365 (3.3)
Далее мы производим стоимостную оценку экономии ДЭГа вследствие проведенной модернизации 1-го МФА за год:
ЭК = РГОД ЦДЭГ (3.4)
где ЦДЭГ - цена на ДЭГ
Так же необходимо рассчитать амортизационные отчисления, в данном случае они составят 10% от суммы единовременных капитальных затрат в проект:

Ам = К 0,1 (3.5)

где К - капитальные затраты на модернизацию абсорбера, определяется по формуле:

К= Кмодерн+ Кмонтаж +КНИОКР (3.6)

Кмодерн - капитальные затраты на модернизацию абсорбера

Кмонтаж - капитальные затраты на монтаж одного абсорбера

КНИОКР

Ставка на имущество в соответствии с налоговым кодексом составляет 2.2%, необходимо рассчитать налог на имущество:

НИМ = Сост ·0,022 (3.7)

где Сост - остаточная стоимость, тыс. руб,

Вычисляем остаточную стоимость по формуле:

Сост = К - Ам, (3.8)

Определяем прирост прибыли от экономии ДЭГа:

П = ЭК - (И + Ам) (3.9)

где Эк - экономия затрат на ДЭГ, тыс.р.;

И - текущие затраты без амортизации, тыс.р.;

Ам - амортизационные отчисления, тыс.р.;

Находим прибыль, облагаемую налогом:

ПОБ.НАЛ. = П - НИМ (3.10)

где П - прирост прибыли, тыс.р.;

НИМ - налог на имущество, тыс.р.

Определяем налог на прибыль, который в 2009 г. составляет 20 % от прибыли, облагаемой налогом:

НПР = ПОБ.НАЛ. · 0,2 (3.11)

где ПОБ.НАЛ. - прибыль, облагаемая налогом, тыс.руб.

Определяем накопленный поток денежной наличности:

НПДН t = ПДН t (3.12)

где НПДН t - накопленный поток денежной наличности в t-м году, тыс.р.;

ПДН t - сумма потоков денежной наличности за предыдущие годы, тыс.р.

В первый год НПДН= ПДН

Для определения реального экономического эффекта с учетом коэффициента приведения к расчетному году, т.е. коэффициента дисконтирования, находим значения этого коэффициента:

(3.13)

где Стд - ставка дисконта (для условий стабильной экономики принимаем равной 10%);

Ки - коэффициент инфляции (принимаем равной 12%).

Тогда поток денежной наличности с учетом коэффициента дисконтирования (дисконтированный поток денежной наличности) равен:

ДПДН = ПДН · kд (3.14)

где ДПДН - дисконтированный поток денежной наличности за год, тыс.р.;

ПДН - поток денежной наличности на данный год, тыс.р.;

kд - коэффициент дисконтирования на этот год.

В первый год внедрения инновации ДПДН будет равна ПДН, так как технологический эффект наступает в первый год модернизации абсорбера.

Определяем чистую текущую стоимость проекта:

ЧТС = ДПДН (3.15)

где ЧТС - чистая текущая стоимость проекта на данный год, тыс.р.,

ДПДН - сумма потоков денежной наличности, тыс.р.

По результатам расчётов составим таблицу, за расчётный период по проектному мероприятию, а также график профилей приростов НПДН и ЧТС. Из графика определяем срок окупаемости затрат по рассматриваемому мероприятию, а коэффициент отдачи капитала (КОК) рассчитывается по формуле:

КОК = ЧТС ПР / ЧТС ИНВ + 1 (3.16)

где ЧТС ПР - чистая текущая стоимость проекта, тыс.р.;

ЧТС ИНВ - чистая текущая стоимость инвестиций, тыс.р.

ЧТС ИНВ = (К t k д ) (3.17)

где К t - капитальные вложения в t - ом году, тыс.р.

На последнем этапе экономического обоснования проектного мероприятия проведем анализ чувствительности проекта к риску.

3.3 Расчет экономической эффективности от проведения проектных решений

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета на 2009 год

Показатель

Условное обозначение

Единицы измерения

Количество

1

2

3

4

Унос ДЭГа в абсорбере до модернизации

Унос ДЭГа в абсорбере после модернизации

Сокращение уноса ДЭГа по технологической нитке

РДЭГ

г/(тыс.м3)

22,8

2,2

20,6

Пропускная способность 1-го абсорбера

QТ.Н.

млн.м3/сут

5,0

Цена ДЭГа

ЦДЭГ

тыс.р./т

15,0

Капитальные затраты:

на НИОКР

на модернизацию 1-го абсорбера

на монтаж 1-го абсорбера

ВСЕГО

КНИОКР

Кмодерн.

Кмонтаж

К

тыс.р.

14,8

62

18,8

95,6

Текущие затраты без амортизации

И

тыс.р.

38

Количество модернизированных абсорберов

N

шт.

1

Поток денежной наличности (ПДН) от проведения данного мероприятия рассчитаем по формуле (3.1):

Экономия ДЭГа за сутки работы абсорбера составит:

Рсут =20,6 5000 =103000 (г/сут)=103 (кг/сут) (3.2)

Тогда за 1-й год работы модернизированного абсорбера экономия ДЭГа будет равна:
РГОД = 103 365 = 37,6 (т/год) (3.3)
Стоимостная оценка результатов экономии ДЭГа вследствие проведенной модернизации 1-го МФА за год составит:
ЭК = 37,6 15,0 = 564 (тыс.р.) (3.4)
Текущие затраты в данном мероприятии составят затраты на ремонт и обслуживание аппаратов, для 2009 года:
И = 38 (тыс.р.)

Амортизационные отчисления в данном случае составят 10 % от суммы единовременных капитальных затрат в проект, т.е.

К=62+14,8+18,8 = 95,6 (тыс.руб) (3.6)

Ам =95,6 0,1 = 9,56 (тыс.р.) (3.5)

Определяем налог на имущество, его ставка равна 2,2 % от остаточной стоимости суммы капитальных затрат, которая в свою очередь равна разности стоимости суммы капитальных затрат и амортизации с последующим вычитанием за каждый год.

Сост =95,6 - 9,56 = 86,04 (тыс.руб) (3.8)

НИМ = 86,04 · 0,022 = 1,89 (тыс.руб) (3.7)

Определяем прирост прибыли от экономии ДЭГа:

П = 564- (38+9,56)=516,44 (тыс.руб) (3.9)

Находим прибыль, облагаемую налогом:

ПОБ.НАЛ. =516,44 -1,89= 514,55 (тыс.руб) (3.10)

Определяем налог на прибыль, который в 2009 г. составляет 20 % от прибыли, облагаемой налогом:

НПР = 514,55·0,2 = 102,91 (тыс.руб) (3.11)

Теперь можно найти ПДН для каждого года расчетного периода по формуле (6.1):

ПДН =564 - 38 - 95,6 - 1,89 - 102,91 = 325,52 (тыс. руб),

Определяем накопленный поток денежной наличности:

В первый год

НПДН= ПДН=325,52 (тыс. руб) (3.12)

Для определения реального экономического эффекта с учетом коэффициента приведения к расчетному году, т.е. коэффициента дисконтирования, находим значения этого коэффициента по формуле (3.13)

Тогда поток денежной наличности с учетом коэффициента дисконтирования (дисконтированный поток денежной наличности) рассчитаем по формуле (3.14).

В первый год внедрения инновации ДПДН будет равна ПДН.

Определяем чистую текущую стоимость проекта:

ЧТС t=1 = ДПДН t=1 = НПДН t=1 = ПДН t=1=325,52 (тыс.р.) (3.15)

ЧТС за расчетный период составила 1120,41.руб.

Таблица 3.2 - Результаты расчета экономической эффективности

№

Показатели

Ед.изм.

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

1

Экономия затрат на ДЭГ

тыс.руб

564

564

564

564

564

2

Капитальные затраты

тыс.руб

95,6

-

-

-

-

3

Текущие затраты

тыс.руб

38

38

38

38

38

4

Амортизационные отчисления

тыс.руб

9,56

9,56

9,56

9,56

9,56

5

Остаточная стоимость

тыс.руб

86,04

76,48

66,92

57,36

47,8

6

Налог на имущество

тыс.руб

1,89

1,68

1,47

1,26

1,05

7

Прирост прибыли от экономии

тыс.руб

516,44

516,44

516,44

516,44

516,44

8

Прибыль, облагаемая налогом

тыс.руб

514,55

514,76

514,97

515,18

515,39

9

Налог на прибыль

тыс.руб

102,91

102,95

102,99

103,04

103,08

10

ПДН

тыс.руб

325,52

325,77

325,93

326,10

326,27

11

НПДН

тыс.руб

325,52

651,29

977,22

1303,33

1629,60

12

Коэффициент дисконтирования

д.ед.

1

0,8117

0,6579

0,5348

0,4341

13

ДПДН

тыс.руб

325,52

264,42

214,43

174,40

141,63

14

ЧТС

тыс.руб

325,52

589,95

804,38

978,78

1120,41

Рисунок 3.1 - Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Оценим эффективность капитальных вложений:

ЧТС ИНВ = 95,6 1 = 95,6 (тыс.р.) (3.17)

КОК = 1120,41/ 95,6 +1 = 12,72руб./руб (3.16)

Это означает, что с 1 рубля инвестиций будет получено 11,72 рубля прибыли.

3.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Для проведения анализа чувствительности проекта выбираем наиболее вероятные диапазоны изменения следующих параметров:

1. Цена на ДЭГ [- 20%; + 20%] - (ЧТС (Ц))

2. Текущие затраты [- 10%; + 10%] - (ЧТС (И))

3. Налог на имущество [- 20%; + 20%] - (ЧТС (Н))

4. Капитальные затраты [- 5%; + 15%] - (ЧТС (К))

Расчеты экономической эффективности при новых значениях данных параметров аналогичны приведенному выше и представлены в сводной таблице 3.3.

Диаграмма чувствительности проекта к риску приведена на рисунке 3.2.

Анализ диаграммы показывает, что изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, следовательно, проведение мероприятия не имеет риска.

Таблица 3.3 - Сводная таблица результатов расчета ЧТС, тыс. руб.

№

Показатель

-20%

-10%

-5%

0

10%

15%

20%

1.

ЧТС (Ц)

732,08

1120,41

1508,75

2.

ЧТС (И)

1133,48

1120,41

1107,35

3.

ЧТС (Н)

1120,72

1120,41

1119,56

4.

ЧТС (К)

1137,09

1120,41

1070,39

Рисунок 3.2 - Диаграмма чувствительности проекта к риску

Выводы

Таким образом, в результате расчетов технико-экономических показателей были получены цифры, которые в среднем удовлетворяют нормативным при выборе оптимального варианта модернизации абсорбера. Поток денежной наличности является положительным уже в первый год эксплуатации, что говорит о невысоком сроке окупаемости проекта. Согласно этим критериям установку регулярной пластинчатой насадки можно считать эффективной.

Проведенный выше анализ выполнения мероприятия по модернизации аппаратов доказал его эффективность, т.к. капитальные затраты в проект окупаются уже на первом году работы, и проект не чувствителен к изменениям внешней среды предприятия, т.к. все значения ЧТС находятся в положительной области. Основным мотивом модернизации абсорберов, заключается прежде всего в снижении безвозвратных потерь дорогостоящего ДЭГа, а следовательно, и в получении дополнительной прибыли предприятия. В нашем случае диаграмма "Паук" расположена в положительной части оси ординат, следовательно, проект к риску не склонен и рекомендуется к внедрению.

Список используемых источников

1. Технологический регламент УКПГ Уренгойского газоконденсатного месторождения, РАО "Газпром".

2. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения (том 1), ТюменНИИгипрогаз, 1998 г.

3. Геологический отчет ООО “УГП” за 2004г., 2005г.

4. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. "Сбор и подготовка к транспорту природных газов", Москва, "Недра", 1986 г.

5. Баранов Ю.Б., Грушин Р.В., Кожина Л.Ю. Геодинамическое моделирование на основе аэрокосмоизображений как метод диагностики и контроля факторов риска при проектировании и эксплуатации объектов нефтегазового комплекса/ Материалы IV Международного Рабочего совещания «Геодинамика в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, т.1, с. 175-182.

6. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.И., Сулейманов Р.С. "Сбор и промысловая подготовка на, северных месторождениях России", Москва, ОАО "Издательство "Недра", 1999 г.

7. Отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром». Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин. - Новый Уренгой, 2004.- 205 с.

8. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. - Уфа: УГНТУ, 2000. - 219 с.

9. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Стратегия и технические решения// НТС Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: «ИРЦ Газпром».- 2003. - №2. - С. 73-79.

10. Ахмедов Б.Г. Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки. Обзорная информация. Вып.10.Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М. 1980, 37 с.

11. "Осушка газа при низких температурах контакта" /Бекиров Т.М., Пашин С.Т., Елистратов В.И., Чикалова Л.Г., Солодоникова Т.А. - В сб. "Подготовка, переработка и использование газа", Москва, ВНИИЭГАЗпром, 1986 г., №6/.

12. Мурсалимов И.А. Анализ проблем, связанных с обводнением эксплуатационных газовых скважин на Северо-Уренгойском месторождении. // НТС Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.; ООО «ИРЦ Газпром», 2002, № 4. С 57-60.

13. Бузинов с.н. обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн в кн. проблемы добычи газа. Тр. вниигаза. 1979.- С. 117-125.

14. Кучеров Г.Г. Методика гидродинамического анализа движения потока в стволе газоконденсатной скважины при промысловых исследованиях. Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ. (7458), 2001.

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены