Материал: Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти

.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.

.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.

- 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;- 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.

.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

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;

- 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

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

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: