Экономическая эффективность установки обусловлена тем, что отделение воды нефти осуществляется непосредственно на площадке ДНС. Сокращаются объемы перекачиваемой жидкости с ДНС на товарный парк, исключается процесс повторной перекачки подтоварной воды с товарного парка на КНС, что ведет к снижению материальных и энергозатрат. Кроме того, использование трехфазных аппаратов позволяет сократить сроки и затраты на капитальное строительство и обеспечить высокую технологичность процесса предварительного сброса воды.
Исходные данные для расчета экономии затрат смотри в таблице 3.3.3
Таблица 3.3.3 – Исходные данные для расчета экономии затрат
| Наименование показателей | Ед.изм. | Варианты технологическогопроцесса | |
| Базоваятехнология | НоваяТехнология сПрименением УПСВ | ||
| Остановочный тариф за 1кВт/час Электроэнергии (Тэ) | руб. | 0,662 | 0,662 |
| Продолжение таблицы 3.3.3 | |||
| Количество насосов ЦНС, установленных на ДНС и используемых при откачке добываемой жидкости с ДНС на ЦППН ЦНС-300/300 К1 | шт | 4 | - |
| К2 | шт | 3 | |
| Количество насосов ЦНС, используемых для откачки подтоварной воды с ЦППН КНС | шт | 5 | - |
| Н2 | шт | 2 | |
| Количество эл. двигателей высвобождающихся насосов за счет снижения обводненности и объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН М1Nдв | шт | 2 | - |
| М2Nдв | шт | - | - |
| В т. ч. эл. двигатели ПТБ-10(Nдв.=455кВт) | 2 | - | |
| Электродегидратор ЭГ-200(Nдв.=455кВт) | 1 | - | |
| Эл.дв.на насосах внутр. перекачки (Nдв.=455кВт) | 1 | - | |
| Норма расхода ингибитора коррозии трубопровода ДНС-ЦППН в сутки , И1 | Л | 6305 | - |
| И2 | Л | 5605 | |
| Стоимость используемого ингибитора коррозии за 1000 л. Си | руб | 12634 | 0 |
| Принятый коэффициент загрузки электродвигателя, Кзаг. | 0,8 | 0,8 | |
Годовая экономия электроэнергии (Э1), получаемая при уменьшении объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН насосами ЦНС 300/360 (Nдв.=500 кВт)
Э1 = К3·Nдв.· Кзаг·Тэ· 24час·365дн. (3.3.13)
где К3=К1-К2 - количество насосов, которые высвобождаются
за счет уменьшения объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН, шт.;
Nдв. - мощность двигателей, кВт;
Кзаг - коэффициент загрузки электродвигателя, 0,8.
Э1=К3·Nдв.·Кзаг·Тэ·24час·365дн=1дв·500кВт·0,8·0,662р·24час·365дн =2319,6тыс.руб.
где K3=K1-K2 = 4-3=1 дв. - количество выводных двигателей
Nдв. =500кВт. - мощность двигателей
Кзаг.=0,8 - коэффициент загрузки.
Годовая экономия электроэнергии (Э2), получаемая при прекращаннии откачки подтоварной воды с ЦППН на КНС насосами ЦНС 300/300 (Nдв =315кВт.):
Э2Э =Н3·Nдв· Кзаг·Тэ· 24час· 365дн (3.3.14)
где Н3=Н1 - Н2 количество высвобождаемых насосов при сокращении объема откачки подтоварной воды с ЦППН на КНС, шт.
Nдв - мощность двигателей, кВт
Кзаг. - коэффициент загрузки эл. двигателя = 0,8.
Э2э=Нз·Nдв ·Кзаг·Тэ·24час·365 дн= Здв ·315кВт·0,8 · 0,662р· 24час·365дн= =4384,1 тыс.руб..
где Н3= Н1 - Н2=3дв
Кдв=315кВт.;
Кзаг = 0,8.
Снижение обведенности и объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН что позволяет сократить потребление электроэнергии на ЦППН.
Экономия электроэнергии (Э3) за счет снижения обводненности и объема перекачиваемой жидкости потребления электроэнергии с ДНС на ЦППН рассчитывается по формуле:
Э3Э = Э3ЭП(3.3.15)
где Э3э экономия электроэнергии за счет уменьшения потребления электроэнергии каждым видом электропотребителей за счет снижения объема и обводненности перекачиваемой жидкости при технологии подготовки нефти на УПСВ, тыс. руб.:
Э3ЭП = М3.1· Nдв · Кзаг·Тэ·24час·365дн(3.3.16)
где п - определенный вид используемого электропотребителя в зависимости от его мощностиNдв.;
М3.1 = М1Nдв – М2Nдв - количество электропотребителейэлектродвигателей на ПТБ, электродегидраторов ЭГ,электродвигателей на насосах внутренней перекачки);
Nдв - мощность двигателей, кВт;
Кзаг_ коэффициент загрузки электродвигателя = 0,8.
Электропотребители :
1) 2ед. электродвигателя на ПТБ-10 (55кВт.)
2) 1ед. электродегидратор ЭГ-200 (10кВт.)
3) 1ед. электродвигатель на насосах внутр. пер. (100кВт.).
Э3э=Э3эп=Э3э1+Э3э2+Э3э3 = 818,7+ 74,4+ 744,2=1637,3 тыс.руб.
Э3 эп = М3.1 ·Nдв ·Kзаг ·Tэ ·24час ·365дн =2дв ·55кВт ·0,8 ·0,1,062руб ·
24час·365дн=818,7 тыс.руб..
где п=1 (эл.двиг. на ПТБ-10 Nдв=55kBt.)
М3.1 =М1Nдв – М2Nдв = 2ДВ.- 0ДВ.= 2ДВ. (Nдв= 55кВт);
Кзаг. =0,8.
Э3э2 = М3.2 ·Nдв ·Кзаг·Тэ·24час·365дн=1дв·10кВт ·0,8 ·0,1,062руб ·
·24час·365дн=74,4 тыс.руб.
где п=2 (электродегидратор ЭГ-200 Nдв=10кВт.)
М3.2=М1Nдв-М2Nдв = 1дв- 0дв=1дв.(Nдв=10кВт.)
Кзаг=0,8.
Э3 э3 = М3.2 ·Nдв ·Кзаг ·Тэ·24час ·365дн=1дв·100кВт·0,8·0,1,062 руб·
·24час·365дн =744,2 тыс.руб.
где п=3 (электродвигатель на внутр. перек. насоса Nдв =100кВт.);
М3.3=М1дв.-М2дв. = 1ДВ - 0дв.=1дв.(Nдв=100кВт.);
Кзаг.=0,8.
Экономия материально - технических затрат (Э4и), получаемая от уменьшения расхода ингибитора коррозии при обработке трубопровода ДНС - ЦППН - КНС (в тыс. руб.)
Э4и= И3·Си· 365дн.(3.3.17)
где И3=И1 - И2 - разница между нормой расхода ингибитора коррозии, используемого при существующей технологии отделения воды из добываемой жидкости без УПСВ, и расходом ингибитора, используемого при технологии подготовки нефти УПСВ.
Э4и=И3·Си ·365ДН. = 700л·0,019руб.·365дн = 4854,5 тыс.руб.
где Из=И1 - И2= 6305 - 5605=700 литров.
Годовая экономия (Э) материально - технических затрат и энергетических ресурсов, без учета затрат на внедрение и содержание УПСВ (эксплуатационные затраты), составит:
Э =Э1 + Э2 +Э3 + Э4и (3.3.18)
Э=Э1+Э2+Э3+Э4и=2319,6+4384,1+1637,3+4854,5=13195,5тыс.руб.
Рассчитаем экономический эффект и срок окупаемости :
1.Эффект за год:
Эi = Э0 - 30 = 13195,5 - 4366,2 = 8829,3 тыс.руб.
2.Срок окупаемости с учетом капиталовложений:
Ток=Ki/ Эi = 36720.26 /8829,3 = 4,2 года
4. ОХРАНА ТРУДА
4.1 Охрана труда и техника безопасностипри работе на УПСВ
Все рабочие, инженерно - технические работники, могут быть допущены к самостоятельной работе на установку, только после прохождения ими инструктажа по технике безопасности, газобезопасности, стажировке на рабочем месте и проверке полученных ими знаний. Обслуживающий персонал должен быть обучен и аттестован на соответствующую квалификацию.
Необходимо строгое соблюдение норм технологического режима и графиков ремонта оборудования и приборов, осуществление систематического контроля выполнения должностных инструкций, при соблюдении правил безопасности; своевременное выполнение мероприятий по подготовке дожимной насосной станции и установки предварительного сброса воды к эксплуатации в осенне-зимний период и подготовке к весеннему паводку, соблюдение мер пожарной безопасности при эксплуатации, проведение пожаро-взрывоопасных работ.
Все работающие должны быть обеспечены соответствующей спецодеждой, специальной обувью и предохранительными приспособлениями, которые должны выдаваться по установленным нормам. В перечень спецодежды работников входят: костюм хлопчатобумажный для защиты от нефти и нефтепродуктов, рукавицы кислотозащитные, сапоги резиновые и кирзовые, ботинки кожаные. Подошвы спецодежды должны быть выполнены из материала, не дающих искр при движений от статического электричества.
При работе в зимнее время работники обеспечиваются дополнительно следующей теплой одеждой: рукавицы меховые, костюм мужской для защиты от пониженных температур, валенки, шапка ушанка.
При работе с деэмульгаторами, кислотами и другими вредными веществами рабочие обеспечиваются следующей спецодеждой: рукавицы прорезиненные или резиновые перчатки, защитные очки, сапоги резиновые.
При выполпенении работ обслуживающий персонал должен располагаться с заветренной стороны. Спецодежда и обувь должны соответствовать размеру, росту работающего и не стеснять движения работника во время работы.
При работе в колодцах, в нефтяных и других местах, где возможно скопления газов, рабочие должны пользоваться изолирующими или шланговыми противогазами марки ПШ-1 и ПШ-2 (с принудительной подачей воздуха).
Установка предварительного сброса воды типа Хитер-Тритер, как и любое технологическое оборудование, связанное с нефтью и газом может представлять потенциальную опасность. Ниже приводятся основные моменты техники безопасности: Приборы и средства безопасности (электроды-зажигатели, блоки отключения подачи топливного газа) не должны модифицироваться без серьезных на то оснований.
1) Все сосуды высокого давления должны обеспечиваться предохранительными системами безопасности с полной пропускной способностью (позволяющими осуществлять выпуск максимального объема газа или жидкости).