задача, ГРП. Книга Мария Владимировна Руководитель Должность фио ученая степень, звание Подпись Дата
 Скачать 1.21 Mb.
|
|
7. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 7.1 Сравнительный анализ экономической эффективности методов повышения эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов В настоящее время к наиболее распространённым методам повышения эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов можно отнести: 1) применение труб с внутренним защитным покрытием или применение труб коррозионностойкого состава (композитные трубы); 2) ингибирование трубопровода; 3) проведение профилактики, в виде внутритрубной очистки. На промыслах в основном используют стальные трубопроводы. Это связано с их дешевизной, ремонтопригодностью и высокой скоростью монтажа при строительстве. Стоимость стальных трубопроводов на 50 - 70 % ниже, а аварийность в 2 раза выше, чем для трубопроводов в коррозионно-стойком исполнении. Повышенная стойкость к коррозии компенсируется высокой стоимостью рассматриваемых трубопроводов и, как показывает опыт эксплуатации в компании ОАО «Томскнефть» ВНК, не дает существенного экономического эффекта. Также существует проблема, связанная с соединением трубопроводов с внутренним антикоррозийным защитным покрытием, что требует применения специальных втулок защиты внутренней зоны сварного соединения. Все это приводит к увеличению продолжительности строительства и удорожанию работ на 5 %. [8] Композитные трубы имеют гарантированный (безаварийный) срок службы эксплуатации в 50 лет. Применение композитных труб при строительстве систем сбора скважинной продукции экономически целесообразно при длительном сроке эксплуатации месторождения (порядка 50 лет), однако средняя продолжительность эксплуатации нефтяных месторождении в России составляет 25 - 30 лет. В настоящее время наиболее распространенным методом поддержания эксплуатационной надежности 60 стальных промысловых трубопроводов считается применение ингибиторов. Защитное действие современных ингибиторов составляет до 50 - 90 %, однако к недостаткам можно отнести то, что это защитное действие достигается только в случае, если на трубопроводе нет парафинистых отложений и механических примесей. Гарантированный срок эксплуатации стальных трубопроводов - 10 лет, коррозионностойких трубопроводов - 15 лет, трубопроводов с противокоррозионным покрытием - 25 лет, стальных трубопроводов с ингибиторной защитой - 20 лет, композиционных трубопроводов - 50 лет. В таблице 7.1.1 приведен сравнительный анализ экономической эффективности методов повышения эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов при сроке эксплуатации 30 лет. Таблица 7.1.1 – Затраты на ремонт трубопроводов при применении методов защиты трубопроводов от коррозии Мероприятие Сокращение количества ремонтов Стоимость ремонтов, тыс.р. Затраты, тыс.р. Применение стальных труб 20 200 4000 Применение коррозионностойкой стали 10 600 6500 Внутренние противокоррозионные покрытия 10 550 5500 Ингибиторная защита промысловых трубопроводов 5 300 1500 Применение композитных труб 2 1000 2000 Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод, что наиболее эффективным методом при эксплуатации трубопровода до 30 лет является применение внутритрубной очистки и ингибирования, т.к. при применении данного метода защиты количество ремонтов и аварий значительно меньше, чем при применении стальных труб и трубопроводов в коррозионностойком 61 исполнении. Также применение ингибиторной защиты выгоднее по ремонтным затратам по отношению к остальным методам. Результаты расчетов Для расчета эффективности внедрения усовершенствованной технологии внутритрубной очистки и ингибирования проведем экономическое обоснование на примере системы сбора скважинной продукции ОАО «Томскнефть» ВНК. Система сбора ОАО «Томскнефть» ВНК включает в себя блоки дозирования реагентов, камеры пуска и приема средств очистки на каждом участке. Таблица 7.1.2 – Расчет затрат до внедрения мероприятия № Показатели Пояснения Расчет, тыс.р./год 1 Ингибитор коррозии «Амдор ИК-5» При расходе 80 кг/сут, годовой расход составит 29,2 т 2283 2 Амортизация блока дозирования реагента (4 шт.) Нормативный срок эксплуатации – 10 лет 320 3 Стоимость услуг ОАО «Томскнефть» ВНК Затраты на годовое обслуживание 4-х блоков дозирования реагента 1635 4 Амортизация камеры запуска/приема очистного устройства, 6 шт. Нормативный срок эксплуатации – 10 лет 1500 5 Амортизация камеры запуска/приема очистного устройства, 2 шт. 600 6 Оплата труда 6.1+6.2 105 6.1 Мастер, 9 разряд Запуск механических скребков – по 11 ч дважды в месяц 37 6.2 Трубопроводчик линейный, 4 разряд (3 чел.) 67 Итого затраты до внедрения 6443 62 Таблица 7.1.3 – Расчет затрат после внедрения мероприятия № Показатели Пояснения Расчет, тыс.р./год 1 Ингибитор коррозии «Амдор ИК-5» - 395 2 Полимерный разделитель Состав полиакриламид, поливиниловый спирт, бура 126 3 Оплата труда 3.1+3.2+3.3 102 3.1 Инженер-химик, 8 разряд Изготовление поршней. Время работы – 7 ч 22 13 3.2 Лаборант хим.анализа, 4 разряд 3.3 Мастер, 9 разряд Запуск разделителей с пробкой ингибитора – по 7 ч дважды в месяц 24 3.4 Трубопроводчик линейный, 4 разряд (3 чел.) 43 4 Амортизация камеры запуска/приема очистного устройства, 3 шт. Нормативный срок эксплуатации – 10 лет 450 600 5 Амортизация камеры запуска/приема очистного устройства, 2 шт. 6 Амортизация блока дозирования реагента, шт. 80 7 Стоимость услуг ОАО «Томскнефть» ВНК Затраты на годовое обслуживание 1 блока дозирования реагента 408 Итого годовые затраты после внедрения 2204 Итого экономический эффект 4239 На основании полученных расчетов, установлено, что внедрение усовершенствованной технологии внутритрубной очистки и ингибирования для 63 уже существующих стальных промысловых трубопроводов является наиболее эффективным методом повышения эксплуатационной надежности. Расчет суммарной стоимости внедрения технологии внутритрубной очистки и ингибирования для вновь строящихся трубопроводов за весь период эксплуатации месторождения (30 лет) представлен в таблице 7.1.4. Таблица 7.1.4 – Суммарная стоимость эксплуатации трубопроводов при их внутритрубной очистке и ингибировании, тыс.р. Ставка дисконтирования, % Срок эксплуатации, лет 10 15 20 25 30 10 35 24 124 100 83 15 47 32 167 135 112 Приведен сравнительный анализ, позволяющий выделить оптимальные технико-экономические решения повышения эксплуатационной надежности промысловых нефтесборных трубопроводов. Расчет применения усовершенствованной технологии внутритрубной очистки и ингибирования на промысловых трубопроводах ОАО «Томскнефть» ВНК показал экономию от внедрения в 1,06 млн. р./км промыслового трубопровода. Срок окупаемости составляет менее 5 мес. Отношение полезного результата к затратам – 1,92. С экономической и технологической точки зрения применение усовершенствованной технологии внутритрубной очистки и ингибирования для уже существующих, а также проектируемых стальных промысловых трубопроводов при сроке эксплуатации до 30 лет является наиболее эффективным методом повышения эксплуатационной надежности.[8] 64 8. Социальная ответственность В процессе эксплуатации трубопроводы подвергаются коррозии, которая наносит значительный ущерб. Коррозия приводит к износу агрегатов, разрушению металлов трубопроводов, вызывает потери транспортируемого продукта. Срок эксплуатации объектов определяется степенью их противокоррозионной защиты. По сей день, по причине коррозии трубопроводов остаются большие экономические потери, поэтому борьба с коррозией металлов является очень важной задачей. Решение этих задач позволит сберечь металлические ресурсы и обеспечит экологическую безопасность эксплуатации объектов трубопроводного транспорта нефти и газа. Из-за присутствия влаги, солей и сероводорода, содержащихся в сырье происходит внутренняя коррозия. На Л месторождении коррозия протекает по углекислотному механизму. За счет своевременного обнаружения коррозионных разрушений, определения их типа, выбора защиты, можно надолго продлить срок службы используемых трубопроводов. 8.1 Производственная безопасность 8.1.1 Анализ выявленных вредных производственных факторов на станции катодной защиты на Л месторождении На Л месторождении расположена нефтебаза – сложная многофункциональная система с объектами различного производственного назначения, обеспечивающая хранение, прием и отпуск нефтепродуктов, многие из которых токсичны, имеют низкую теплоту испарения, способны электризоваться, пожаро- и взрывоопасны. В связи с этим работающие на нефтебазах могут быть подвержены воздействию различных физических и химических опасных и вредных производственных факторов. Основные физические опасные и вредные производственные факторы: движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования; 65 повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, нефтепродуктов; повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума на рабочем месте; повышенный уровень вибрации; повышенная или пониженная влажность воздуха; повышенная (пониженная) подвижность воздуха; повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека; повышенный уровень статического электричества; недостаточная освещенность рабочей зоны; расположение рабочего места на значительной высоте (глубине) относительно поверхности земли. Основным опасным и вредным химическим фактором является токсичность многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов. Нормативные документы: 1. ГОСТ 12.1.007 – 76 ССБТ «Вредные вещества»; 2. ГОСТ 12.1.038–82 ССБТ «Электробезопасность»; 3. СНиП 2.09.04.87 4. ГОСТ 356 – 80 «Давления условные пробные и рабочие»; 5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2013г. Неудовлетворительные метеорологические условия На Л месторождении климат района резко континентальный, в котором расположены объекты разработки и эксплуатации. Переход от зимы к лету долгий, с неустойчивыми атмосферными осадками. Январь – самый холодный месяц, имеющий температура до - 35 С. Переход к лету начинается в конце апреля – начале мая. Самый жаркий месяц – июль, температура которого 66 примерно + 27 С. Но в летний период температура может достигать выше + 40 С. Среднегодовая скорость ветра равна 6 м/с, максимальная скорость ветра доходит до 15 – 25 м\с. Вышеуказанные метеорологические условия оказывают на работоспособность рабочего персонала (операторы, бригады ПРС, КРС). Для снижения вредного влияния природных факторов работающие обеспечиваются спецодеждой в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 “Воздух рабочей зоны”.[11] Недостаточная освещенность Свет является одним из важнейших условий существования человека. Эффективные меры для повышения контраста объектов различения с фоном поддержание оборудования в чистоте, правильное цветовое решение элементов оборудования. Блеклость ведет к быстрому утомлению. Снизить блеклость можно правильным выбором высоты подвеса высоты светильников, использованием защитного угла светильника, применением рассеивающих свет стекол. Для улучшения яркости в поле зрения работающих в производственных помещениях немаловажное значение имеет отражающая способность пола, стен, потолков и оборудования, которое достигается их соответствующей окраской. При необходимости разрабатываются инженерные мероприятия по- реконструкции системы освещения. Согласно ГОСТ 12.0.003.-86 недостаточная освещенность рабочей зоны является вредным производственным факторам, который может вызвать ослепленность или привести к быстрому утомлению и снижению работоспособности. Свет влияет на физиологическое состояние человека, правильно организованное освещение стимулирует протекание процессов высшей нервной деятельности и повышает работоспособность. При недостаточном освещении человек работает менее продуктивно, быстро устает, растет вероятность 67 ошибочных действий, что может привести к травматизму. В зависимости от длины волны, свет может оказывать возбуждающее (оранжево-красный) или успокаивающее (желто-зеленый) действие. Согласно ГОСТ 12.4.011-89 к средствам нормализации освещенности производственных помещений рабочих мест относятся: источники света; осветительные приборы; световые проемы; светозащитные устройства; светофильтры; защитные очки. При выполнении рекомендуемых мероприятий, условия труда должны соответствовать допустимым (класс 2). Повышенный уровень шума на станции катодной защиты При капремонте на станции катодной защиты рабочие подвержены постоянному шуму. Поэтому, специалисты, работающие на станции, имеют индивидуальные средства защиты – наушники. Также для улучшения условий труда, желательно обустраивать кабины со звукоизоляцией. Если, рабочий должен повысить голос, чтобы его услышали, то это значит, что он находится в таком месте, где необходимо применение предохранительных слуховых средств. Постоянный шум высокого уровня может привести к печальным последствиям, а именно – к потере слуха. Механические колебания частиц любой упругой среды передаются по воздуху. Если эти колебания достаточно сильны, не успевают погаснуть в воздухе и имеют определенную частоту, то они, воздействуя на орган слуха человека, вызывают ощущение звука. Рекомендуемые мероприятия: 68 Технические средства борьбы с шумом (уменьшение шума машин в источнике, применение технологических процессов, при которых уровень звукового давления на рабочих местах не превышает допустимые); Строительно-акустические; Дистанционное управление шумными машинами; Использование средств индивидуальной защиты; Организационные (выбор рационального режима труда и отдыха, сокращение времени нахождения в шумных условиях, лечебно- профилактические). При необходимости разрабатываются коллективные или индивидуальные меры по их снижению (Таблица 8.1.1). Таблица 8.1.1 – Предельно допустимые уровни звукового давления [10] Вид трудовой деятельности, рабочее место Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц Уровни звука и эквивалентные уровни звука (в дБА) 31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 Выполнение всех видов работ на постоянных рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприятий 107 95 87 82 78 75 73 71 69 80 При выполнении рекомендуемых мероприятий, условия труда должны соответствовать допустимым (класс 2). 69 8.2 Анализ выявленных опасных производственных факторов на станции катодной защиты на Л месторождении Электроопасность на станции катодной защиты Электроопасность - система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического поля. При поражении электрическим током могут возникнуть электрические травмы, поражение отдельного участка тела или органа человека (ожоги, металлизация кожи, электрические метки, механические повреждения) и электрические удары (шоки), действующие на организм в целом. Проходя через организм электрический ток производит термическое, электролитическое и биологическое воздействие. Термическое воздействие проявляется в нагреве тканей вплоть до ожогов отдельных участков тела, перегрева кровеносных сосудов и крови, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства. Электролитическое действие вызывает разложение крови и плазмы. Биологическое действие выражается разложением и возбуждением живых тканей организма, что может сопровождаться судорожным сокращением мышц, в том числе мышц сердца и легких. При этом могут возникнуть различные нарушения в организме, включая нарушения и даже полное прекращение деятельности сердца и легких, а также механические повреждения. Любое из этих может привести к электрической травме. На объектах нефтедобычи существует опасность поражения электрическим током. Приводные двигатели станков–качалок, дизель– генераторы, линии электропередач (ЛЭП), трансформаторы, ТЭНы (трубчатые электронагреватели) – возможные источники поражения электротоком. Напряжение промысловой сети 380 В. Напряжение трансформаторов ТМП и ТМПН (применяемых для повышения напряжения для УЭЦН) до 6000 В. Техническими методами и средствами защиты для обеспечения 70 электробезопасности в соответствии с ГОСТ “ССБТ Электробезопасность. Общие требования“ являются защитное заземление и зануление, выравнивание потенциалов, малое напряжение, электрическое разделение цепей, изоляция токоведущих частей, ограждающие устройства, предупредительная сигнализация, средства защиты и предохранительные устройства. При соблюдении правил техники безопасности и правил технической эксплуатации электроустановок травматизм сводится к минимуму. Пожарная безопасность Объекты по добыче нефти относятся к взрывоопасным и пожароопасным. Вещества, применяемые при тушении пожаров, должны обеспечивать высокий эффект тушения, не оказывать вредного воздействия на организм, быть доступными и дешевыми. Устройства пожароводного оборудования являются наиболее доступным средством пожаротушения. Для тушения пожара предусмотрена система пожарного водоснабжения, указания по которому даны СНиП 11-58-75 (“Электростанции тепловые”) и в СНиП 11-34-74 (“Водоснабжение. Наружные сети и сооружения”). В мерах пожарной безопасности операторы по добыче нефти в процессе работы должны поддерживать порядок и чистоту на площадке вокруг скважин. Вокруг скважин нельзя разбрасывать ветошь, допускать разлива нефти. В случаях разлива надо очистить площадку от нефти, а затем засыпать песком. Наиболее часто встречающимися и пожароопасными технологическими операциями в области потребления углеводов является их транспортировка, хранение, слив и налив. Эти операции связаны с процессами испарения, что в сочетании с пожароопасными свойствами жидкостей определяет возможность образования горючей паровоздушной смеси - главного фактора пожарной опасности. 71 Под горючей паровоздушной смесью понимают соотношение паров горючего и воздуха, при котором возможно распространение пламени на любое расстояние от источника зажигания. Область существования горючей Среды определяют концентрационные пределы воспламенения. Для тушения пожара в качестве огнегасительных средств используют воду в виде пара или в распыленном виде, инертные газы (СО 2 , N 2 ), пены, порошки. Для тушения находящихся под напряжением электросетей используют углекислоту. В насосных станциях применяют автоматические сигнализаторы горючих газов и электрическую пожарную сигнализацию с тепловыми, термоэлектрическими датчиками. Для контроля за состоянием пожарных средств и сигнализации, а также для обеспечения их нормальной работы руководитель объекта назначает ответственное лицо из числа инженерно-технического персонала объекта. Общие требования пожарной безопасности на объектах Л месторождения: 1. Работники допускаются к работе на объекте только после прохождения обучения мерам пожарной безопасности. Обучение работников мерам пожарной безопасности осуществляется путём проведения противопожарного инструктажа и прохождения пожарно – технического минимума; 2. Вся территория производственных объектов должна постоянно содержаться в чистоте и порядке. Мусор и другие отходы должны убираться, места разлива горючих жидкостей должны засыпаться сухим песком; 3. Запрещается курение на территории вахтового посёлка, в общежитиях, столовой, бане, на территории и в помещениях взрывопожароопасных объектов на Л месторождении. Курить только в отведенных местах для курения; 4. Въезд на территорию объектов нефтедобычи техники допускается только по разрешению инженерно-технического работника, ответственного за этот 72 объект. При этом автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями; 5. Запрещается применять для освещения факелы, свечи, керосиновые фонари и другие источники открытого огня; 6. Отогрев замерзшей аппаратуры, арматур, трубопроводов, задвижек разрешается горячей водой или паром; 7. Нагревательные приборы, не оснащенные автоматикой, оставлять без присмотра запрещено; 8. Автоцистерны, находящиеся под наливом и сливом горючих жидкостей, должны быть присоединены к заземляющему устройству. Проводник необходимо присоединять к корпусу автоцистерны при помощи болтов для обеспечения надежного контакта; 9. По окончании работы ответственные за пожарную безопасность осматривают помещения, территорию. Закрывают на замок помещения, которые работают не в круглосуточном режиме. Мероприятия по противопожарной безопасности проводятся в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП II-А.5-70. На нефтепромысле имеется комплект противопожарного инвентаря: - пожарные центробежные насосы ПН-30К; - багры пожарные ПБТ с металлическим стержнем и ПБН с насадкой и большим крюком; - топоры пожарные: ПП- пожарный поясной; - крюки пожарные ПКЛ, ПКТ- тяжелые; - стволы пожарные КР-Б, СА, ПС-50-70; - рукава пожарные; - стволы пожарные ручные СПР-2; - фонари пожарные ФЭП-И – индивидуальные; - лестницы пожарные. Контроль за соблюдением правил пожарной безопасности ведут |