- расходы по искусственному воздействию на пласт;
- основная заработанная плата производственных рабочих;
- дополнительная заработанная плата производственных рабочих;
- отчисления в социальные фонды;
- амортизация скважин;
- расходы по промысловому сбору и транспортировки газа;
- расходы на подготовку и освоение производства;
- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе на подземный и капитальный ремонт скважин;
- цеховые расходы;
- общепроизводственные расходы;
- прочие производственные расходы, в том числе на геолого-разведочные работы или минерально-сырьевые базы.
Сумма расходов по всем статьям образуют производственную себестоимость валовой и товарной продукции, внепроизводственными расходами они образуют полную себестоимость товарного газа. В общепроизводственные расходы предприятия включают затраты на содержание аппарата управления, командировочные и т.п. В статье внепроизводственные расходы учитываются расходы по реализации продукции, административно-управленческие расходы по содержанию вышестоящих организаций, отчисления на научно-исследовательские работы, на подготовку кадров, налоги включаемые в себестоимость продукции. В таблице 6.3 представлена смета затрат на предприятии "Ямбурггаздобыча".
Таблица 6.3 - Смета затрат на производство и реализацию товарной продукции за 1998 год
| Показатели | 1998 год | 1997 год | Процент роста (сниж.) 1998г. к 1997г. | ||
| тыс. руб. | на руб. товарн. продук коп. | тыс. руб. | на руб. товарн. продук коп. | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. Сырьё и осн. материалы | 408576 | 9.85 | 186724 | 8.63 | 114.1 |
| 2. Вспомагат-е материалы | 72139 | 1.74 | 22250 | 1.03 | 168.9 |
| 3. Энергия со стороны | 502 | 0.01 | 406 | 0.02 | - |
| 4. Топливо со стороны | 99 | - | 82 | - | - |
| 5. Материальные затраты | 481316 | 11.60 | 209462 | 9.68 | 119.8 |
| 6. Фонд оплаты труда | 166972 | 4.02 | 116933 | 5.4 | 74.4 |
| 7. Отчисления на соц. нужд | 63937 | 1.54 | 45587 | 2.11 | 72.9 |
| 8. Амортизация осн. фондов | 1105255 | 27.57 | 416580 | 19.25 | 138.3 |
| 9. Прочие денеж-е расходы | 1807440 | 43.58 | 971941 | 44.91 | 97.0 |
| 10. Затраты на произв-во и реализ-ю продукции | 3624920 | 87.38 | 1760503 | 81.35 | 107.4 |
| 11. Товарная продукция | 4148444 | - | 2164007 | - | - |
По результатам контрольных замеров дебита газа с отбором проб жидкости на химический анализ, сделанных в декабре 1998 года можно привести следующие данные:
в среднюю скважину подача СН3ОН (метанола) Qм = 60 л/ч;
Qм’ = 75% и Qв’ = 25 % - соответственно содержание метанола и воды в жидкости, отобранной из этой скважины.
Для декабря 1998 года: tсеп = - 30 0С - температура сепарации для ЯГКМ;
t = - 28 0С - температура окружающей среды.
Значения температуры затвердевания водометанольных растворов:
Концентрация метанола, % мас. Температура затвердевания, 0С
70 - 87,0 (нач.). - 116,0 (кон.)
80 - 102,5 (нач.). - 132,0 (кон.)
По всем этим данным можно сделать вывод, что было израсходовано излишнее количество метанола. Это подтверждается опытными данными: температура затвердевания при Qм’= 75% мас. около минус 90.100 0С (начала затвердевания). Понятно, что таких температур ни в системе сбора и подготовки газа, ни тем более в скважине нет (они намного выше), даже с учетом температуры окружающей среды. А значит образования гидратов невозможно.
Это подтверждается и расчетными данными. Расчетное количество подачи метанола: Qмф = 60 л/ч * 24 ч/сут = 1440 л/сут. Т.е. было закачено метанола в скважину на 80 л/сут больше, чем необходимо.
Летом (июль 1998 года) потребность в метаноле резко сокращается из-за повышения температуры окружающей среды (на 43 0С по сравнению с декабрем).
Подачу метанола можно сократить в это время в 1,5 раза с учетом всех запасов, описанных выше, т.е.
Qм = 1360 л/сут * 2/3 = 906 л/сут
С учетом того, что в примере рассматривалась средняя скважина, то по месторождению:
Qм = 670 скв. (1440 л/сут1скв. - 1360 л/сут1скв) = 53600 л/сут
За год экономия составит:
Qм = 30 cут * 9 мес * 53600 л/сут + 30 сут * 3 мес * (1440 л/сут1скв - 906 л/сут1скв) * 670 скв
Qм = 14472000 л/9мес + 32200200 л/3мес = 46672200 л/год = 46672,2 т/год
Т.е. вследствие рационального использования метанола, его расход составит на 46672,2 тонн меньше, чем фактический за тот же период (за год).
Отклонение фактической себестоимости продукции от плана, в абсолютной форме:
Н=D Qм Цм,
где DQм - отклонение от плана фактического количества израсходованных вспомогательных материалов; Н - изменение себестоимости при новом расходе метанола.
Цм= 873,0 руб. /т - стоимость метанола.
40745,00 тыс. руб. /год = - 40,745 млн. руб. /год.
То есть при рациональном расходе метанола себестоимость продукции уменьшилась на 40,745 млн. руб.
Полученное отклонение себестоимости продукции в денежном выражении составило 4074,5 млн. руб., что дает дополнительную экономию средств при рациональном потреблении метанола. Сэкономленные средства можно использовать.
1. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности, - М: Недра, 1986, 283 с.
2. Истомин В.А., Сулейманов Р.С., Бурмистров А.Г. и др. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения - М.: ВНИИЭгазпром, 1987 г.,48 с. (Обз. Информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып.8).
3. Регламент по УКПГ-1в. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994г.,43с.
4. Регламент по проектированию УКПГ - 1в для перевода на однореагентную (с метанолом) эксплуатацию. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994 г., 43 с.
5. Н.Н. Кабанов. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве реагента. - М.: ВНИИЭгазпром, 1996,19 с.
6. (Обз. Информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып.3).
7. В.А. Истомин. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1990 г., 213 с.
8. Технология синтетического метанола. М.М. Караваев, В.Е. Леонтьев, И.Г. Попов, Е.Т. Шепелев. - М.: Химия, 1984 г.,239 с.
9. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.
10. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. УГНТУ, 1995. - 144 с.
Приложение А
Программа гидравлического и теплового расчета шлейфа
program shleif;
uses crt,dos;
var
Q: array [1.10] of real;
Toc: array [1.10] of real;
x,Pk,s,Tcp,Tg,Tl,a,Pcp,Px: real;
Ty,Py,r,Cp,K,Z,Di,dn,db: real;
L, i,j,n: integer;
lst: text;
begin
clrscr;
write (' Количество вариантов N=');
readln (n);
write (' Относительная плотность газа, r=');
read (r);
write (' Изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг Cp=');
read (Cp);
write (' Коэф. теплопередачи, Вт/ (м2*С) К=');
read (K);
write (' Коэф. сверхсжимаемости газа, Z=');
read (Z);
write (' Эффект Джоуля-Томсона, С/МПа Di=');
read (Di);
write (' Внутренний диаметр шлейфа, мм db=');
read (db);
write (' Наружный диаметр шлейфа, мм dn=');
read (dn);
write (' Температура на устье скважины, K Tу=');
read (Ty);
for j: =1 to n do
begin
writeln;
writeln (' Вариант № ',j);
write (' Добыча газа, млн. м3/сут Q=');
read (Q [j]);
write (' Температура окружающей среды, К Toc=');
read (Toc [j]);
write (' Давление на устье скважины, МПа Pу=');
read (Py);
write (' Длина шлейфа, м*10^2 L=');
read (L);
writeln;
writeln (' Результаты гидравлического и теплового расчета. ');
writeln (' X, м Px, МПа Tl, K Tg, K ');
for i: =0 to L do
begin
x: =i/10+0.001;
a: =262.3*k*dn/ (Q [j] *r*Cp*1e+6);
Tcp: =Toc [j] + (Ty-Toc [j]) * (1-exp (-a*x)) / (a*x);
s: =0.009407/ (2*db*db*db*1e-8);
Pk: =sqrt (sqr (Py) - s*r*z*Tcp*Q [j] *Q [j] *x/ (10.23e-12*exp (ln (db) *5)));
Pcp: =2/3* (Py+sqr (Pk) / (Py+Pk));
Px: =sqrt (sqr (Py) - (sqr (Py) - sqr (Pk)) *x*10/L);
Tl: =Toc [j] + (Ty-Toc [j]) *exp (-a*x) - Di* (sqr (Py) - sqr (Pk)) * (1-exp (-a*x)) / (2*a*x *Рср);
Tg: =8960.19/ (33.3386-ln (Px));
write (' ',x: 3: 1,' ', Px: 4: 2);
writeln (' ', Tl: 4: 2,' ',Tg: 4: 2);
end;
end; end.
Приложение В
Программа расчета расхода ингибитора
program ingibitor;
uses crt,dos;
const M=32; K=1220; Rk=753
var Tg,dT,Tr,C1,C2,Qb,a,Qg,Qk,Ck,Gm: real;
B,B1,P,Py,Ty,Og,Ok,W1,W2,Wpl,dW,G: real;
begin
clrscr;
write ('Давление на устье скважины, МПа Pу=');
read (Py);
write ('Температура на устье скважины, С Tу=');
read (Ty);
write ('Давление на входе в УППГ, МПа P=');
read (P);
write ('Температура на входе в УППГ, С Tr=');
read (Tr);
write ('Добыча газа, тыс. м3/сут Og=');
read (Og);
write ('Добыча конденсата, тыс. м3/сут Ok=');
read (Ok);
write ('Количество выносимой газом воды, кг/тыс. м3 Wpl=');
read (Wpl);
write ('Массовая доля свежего метанола, C1=');
read (C1);
{Количество метанола, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/тыс. м3}
Tg: =8960.19/ (33.3386-ln (P));
dT: = (Tg-273.15) - Tr;
C2: =M*dT/ (K+M*dT);
B: =exp (-3.19+0.0588*Ty-0.00017*sqr (Ty));
B1: =exp (-3.19+0.0588*Tr-0.00017*sqr (Tr));
W1: =exp (1.487+0.0733*Ty-0.000226*sqr (Ty)) /Py+B;
Продолжение приложения В
W2: =exp (1.487+0.0733*Tr-0.000226*sqr (Tr)) /P+B1;
dW: =W1-W2+Wpl;
Qb: =dW*C2/ (C1-C2);
{Количество метанола, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/тыс. м3}
a: =exp (5.33+0.0606*Tr) /exp (ln (p)) *0.69;
Qg: =0.001*a*C2;
{Количество метанола, растворенного в жидкой углеводородной фазы, кг/тыс. м3}
Ck: =0.2118e-3*sqr (C2) - 0.2682e-3*C2+0.02547;
Qk: =Ck*Ok*Rk/Og;
{Суммарный расход метанола для борьбы с гидратами, кг/тыс. м3}
Gm: =Qb+Qg+Qk;
G: =Og*Gm/24; {кг/ч};
writeln ('Tg=',Tg: 4: 3);
write ('Температура понижения гидратообразования, С dT=');
writeln (dT: 4: 2);
write ('Массовая доля отработанного метанола, C2=');
writeln (C2: 4: 3);
write ('Количество метанола в водном растворе, кг/тыс. м3 Qb=');
writeln (Qb: 4: 3);
write ('Содержание метанола в конденсате, кг/тыс. м3 Qk=');
writeln (Qk: 4: 6);
write ('Количество метанола в газовой фазе, кг/тыс. м3 Qg=');
writeln (Qg: 4: 3);
write ('Суммарный расход метанола для борьбы с гидратами, Gm=’);
writeln (Gm: 4: 3);
writeln ('G=',G: 4: 3);
End.