Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефте­перерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.

Топливо для энергетических установок и транспортных средств, минеральные удобрения и синтетический каучук, смазочные материалы и синтетические моющие средства, искусственные волокна и пластмассы, лекарственные препараты и парфюмерные изделия, сжиженный газ и асфальт - таков далеко не полный перечень важнейших продуктов, получаемых из нефти и газа.

Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.

Добыча нефти и газа с технической точки зрения - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом количестве и определённого качества.

Важнейшие из этих процессов - эксплуатация скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Подготовка нефти и газа - это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями действующих стандартов и технических условий.

При подготовке нефти проводят её обезвоживание (отделение воды) обессоливание (удаление солей) или стабилизацию. При необходимости применяют сочетание этих процессов. Подготовленную нефть по магистральным нефтепроводам или в цистернах по железной дороге подают на нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям.

Газ подготавливают для его дальнейшего транспортирования по газопроводам, приведения его качества в соответствие с предъявляемыми требованиями, определяемыми из условий безопасного использования его потребителями, а также с целью получения сырья для нефтехимии и других отраслей народного хозяйства.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объёмами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.

Цель моей курсовой работы: Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ, ЦДНГ – 8, Мамонтовского месторождения.

Задачи:

- Дать характеристику месторождения;

- Рассмотреть организационную структуру и функции служб и отделов;

- Рассчитать себестоимость подготовки 1 тонны нефти;

- Рассмотреть динамику показателей.

В работе использовались табличные и графические методы.

II Организационная часть

2.1 Общие сведения о Мамонтовском месторождении

Мамонтовское месторождение нефти открыто в 1965 году, введено в разработку в 1970 году и в настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Из числа месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации, Мамонтовское месторождение является третьим по величине в Западной Сибири после Самотлорского и Федоровского месторождений.

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, в 50 км. южнее города Нефтеюганска. Местность представляет собой заболоченную, слабовсхломленную равнину. В пределах площади, примерно от 10 до 15 процентов приходится на озера и участки сильной заболоченности, около 20 процентов занято участками умеренной заболоченности. Значительную площадь занимает пойма реки Большой Балык, кроме которой протекают реки Малый Балык, Ай-Яун, Конь-Ях и Пыть-Ях.

Территория месторождения под посевы сельскохозяйственных культур не используется. Мамонтовское месторождение является самым крупным в УДНГ «РН – ЮНГ».

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является перенос воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.

Среднегодовая температура воздуха минус 3,1 °С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января минус 22°С, самого жаркого - июля плюс 17°С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь минус 55°С, абсолютный максимум — на июнь плюс 34°С. Осадков в районе выпадает много. В теплый период с апреля по октябрь 467 мм, в холодные месяцы с ноября по март 209 мм. Годовая сумма осадков 676 мм. Соответственно держится высокая влажность воздуха, средняя относительная влажность меняется от 66% до 82 %.

Месторождение находится в начале четвертой (заключительной) стадии разработки, характеризующейся высокой степенью отбора извлекаемых запасов (72 процента) и обводненностью добываемой продукции (85 процентов), замедлением темпов падения добычи нефти. В продуктивных пластах содержится 152 млн. тонн утвержденных запасов нефти, которые необходимо извлечь из недр.

На месторождении пробурено более 5500 скважин. Проектный фонд разбурен на 112 процентов. На начало 2006 года в действующем добывающем фонде числилось 3251 скважина, в действующем нагнетательном фонде - 720 скважин.

Пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации.

Пласты АС₄ и AC₅ предполагалось разрабатывать совместно с БС₁₀. Пласт БС₈ рассматривался как возвратный объект. Первыми введенными в эксплуатацию были пять нефтяных скважин: №№ 1073, 1074, 1075, 1077, 1078, запущенными фонтанным способом. Спустя два месяца после ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, а именно 22 июля 1970 года на месторождении начинается заводнение с целью поддержания пластового давления.

Мамонтовское месторождение характеризуется быстрыми темпами разбуривания. Эксплуатационное бурение в первой половине восьмидесятых годов достигает более миллиона погонных метров, ежегодно вводятся в разработку от 40 до 400 новых скважин. Месторождение вступает в разработку с безводной продукцией с начальным средним дебитом одной скважины 117 тонн нефти в сутки. В первый год разработки вводится в эксплуатацию 42 нефтяных скважин и 6 нагнетательных. Добыча нефти составляет 486 тысяч тонн в год, а закачка 149 тысяч кубических метров. В последующие годы добыча нефти продолжает расти. Максимальный уровень добычи в объеме 35 миллионов 166 тысяч тонн был достигнут в 1986 году. Темп отбора в этом году составил 6,1 процента от начальных извлекаемых запасов.

Первые механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, появились в июле 1972 года. Первые штанговые насосы появились в октябре 1978 года. В 1981 году было 404 механизированных скважины и объем нефти, добытой механизированным способом, составил около двадцати девяти процентов от общей добычи.

Интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации приходится на начало восьмидесятых годов. До интенсивного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации у фонтанных скважин наблюдается снижение Среднего дебита действующей скважины по жидкости. Так со 102 тонн в сутки в начале разработки он снизился до 67 тонн в сутки в 1984 году. После перевода на механизированный способ эксплуатации более пятидесяти процентов действующего фонда наблюдается рост среднего дебита одной действующей скважины до 1990 года, в котором он составил 99 тонн в сутки. После 1990 года средний дебит по жидкости одной действующей скважины снижается за счет выбытия в бездействие высокодебитных обводненных скважин.

Интенсивное падение среднего дебита одной действующей скважины по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода.

Отключение высокообводненного фонда из эксплуатации, которое диктовалось существующим аварийным положением на ЦПС, привело к снижению темпа обводнения месторождения. В конце восьмидесятых годов, из-за технологического не совершенства системы водоводов для поддержания пластового давления, в пластах Мамонтовского месторождения наблюдается накопление избыточной пластовой энергии в результате излишней компенсации отбора жидкости закачкой, которая достигла более 120 процентов. Все пласты Мамонтовского месторождения имели текущее пластовое давление на 15-30 атмосфер выше перво­начального. Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважинах.

Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на Мамонтовском месторождении началось с 1980 года, путем закачки нейтрализованного кислого гудрона в две скважины пласта БС₁₀. В 1985-86 годах в 4 нагнетательные скважины пласта AC_5-6 произвели закачку раствора неионогенного поверхностно активного вещества (НПАВ) - превоцел АФ_9-12. С 1988 года на Мамонтовском месторождении проводятся закачки в пласты АС₄, БС₁₀, БС₁₁, различные растворы на основе полиакриламидов и НПАВ и их композиции, С конца 1993 года на Мамонтовском месторождении проводятся работы по повышению нефтеотдачи путем закачки полимерных составов.

В 1989 году на месторождении начинаются работы совместного предприятия «Юганскфракмастер» по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Первый гидроразрыв был проведен 30.07.1989 года на скважине №7404. С 1989 по 1996 год проведено 108 гидроразрывов. Наибольшее количество ГРП - 41, было проведено в 1992 году. За период с 1989 по 1996 год дополнительно за счет ГРП было добыто 1 миллион 475 тысяч 679 тонн нефти.

По состоянию на 01.01.2005г. из месторождения добыто около 628 миллионов 583 тысячи тонн нефти.

2.2 Организационная структура ЦДНГ - 8

Должностные инструкции:

ЦДНГ – 8 является одним из цехов Мамонтовского месторождения, в котором обслуживание кустовых скважин производится четырьмя бригадами операторов ДНГ, а управление цеха состоит из следующей организационной структуры:

1. Начальник – Колчин Сергей Петрович. Он выполняет следующие обязанности: обеспечивает выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа, составляет план работ для всего комплекса ЦДНГ- 8. Обеспечивает выполнение технологического режима работ скважин; содержит в рабочем состоянии производственный фонд, закрепленный за цехом; производит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин; организует в соответствие с действующем инструкциями технически правильную эксплуатацию скважин, сооружений и коммуникаций; определяет текущую потребность в ремонтном обслуживании; обеспечение материально-техническими средствами, транспортом, составляет план-заказы на подземный и капитальный ремонт и воздействие на призабойную зону, контролирует проведение работ по окончанию бурения и капитального ремонта скважин; обеспечивает выполнение планов внедрения новой техники, прогрессивной технологии, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов; участвует в расследовании причин аварий нефтепромыслового оборудования, технологических установок и коммуникаций, содержит закрепленную за цехом территорию в образцовом состоянии.

2. Заместитель начальника цеха находится в непосредственном подчинении у начальника цеха. Основными задачами которого являются: организация технической подготовки производства, направленной на выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа; организация безопасного ведения технологических процессов и производства работ в соответствии с утвержденными проектами, технологическими регламентами, планами, паспортами, геолого-техническими нарядами, требований правил и норм безопасности, организации работ по созданию безопасных условий труда в цехе; осуществление контроля за работой цеха по улучшению условий труда, осуществление организационно-технических и санитарно-гигиенических мероприятий по предупреждению производственного травматизма и пожарной безопасности.

3. Старший специалист – предназначение должности: ведение табеля учета использования рабочего времени по цеху. Оформление документации связанной с учетом рабочего времени, оплатой труда, движением персонала для предоставления в отдел труда, отдел учета движения кадров и в другие подразделения. Взаимодействие: специалисты цеха, отдела оплаты труда; отдела учета и движения кадров; ООО «Учет и отчетность», других подразделений общества.

4. Заместитель начальника цеха по предназначение должности: организация геолого-технических мероприятий, направленных на выполнение плановых заданий по добыче нефти. Взаимодействие: руководители, специалисты аппарата управления и ЦИТС. Геологическая служба цеха.

5. Геологическая служба – предназначение должности: для разработки геолого-технических мероприятий, направленных на выполнение плановых заданий по добыче нефти. Взаимодействие: руководители, специалисты аппарата управления.

6. Ведущий геолог, исходя из утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из эксплуатируемых объектов, составляет технические режимы работы эксплуатационных скважин и предоставляет их в НГДУ на утверждение; проводит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин, обеспечивает проведение промыслово-гидродинамических исследований в скважине в соответствии с действующими правилами; составляет планы-заказы на подземный и капитальный ремонт скважин, осуществляет контроль за охраной недр в процессе разбуривания и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и надзор за состоянием законсервированных скважин.

7. Старший механик выполняет следующие обязанности: организует правильную и безопасную эксплуатацию, своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования, закрепленного за цехом; обеспечивает соответствие технического состояния оборудования и механизмов, инструмента, требованиям правил технической эксплуатации; участвует в разработке организационно-технических мероприятий по предупреждению аварий, пожаров, несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Обеспечивает своевременный профилактический осмотр и ремонт вентиляционных систем, участвует в комиссии при проверке знаний рабочих; участвует в разработке планов улучшения и оздоровления условий труда и обеспечивает выполнение запланированных мероприятий, руководит работами с опасными условиями труда, выполняет работы, связанные с ликвидации последствий аварий.

8. Технологическая служба – предназначение должности: для разработки месторождений, закрепленных за цехом в соответствии с установленными технологическими схемами разработки. Для составления технологических режимов работы эксплуатационных скважин, составления режимов работ других производственных объектов. Взаимодействие: Руководители, специалисты аппарата управления, структурных подразделений, операторы пульта управления, ЦИТС, пульт управления.

2.3 Организация работ при подготовке нефти на ДНС – ЮВ

Установка предварительного сброса воды на ДНС «Юго-Восток» Мамонтовского месторождения.

Установка предварительного сброса воды на ДНС-ЮВ ООО «РН-Юганскнефтегаз» предназначена для сепарации газонефтяной эмульсии, предварительного сброса и подготовки воды из эмульсии в объеме потребления КНС-СЗ, подготовка подтоварной воды и дальнейшая откачка: нефти на УПСВ-2 и далее до цеха подготовки и перекачки нефти ЦППН-2, а подтоварной воды – на КНС-ЮВ.

Производительность по жидкости (нефть+вода) 23 000 м³/сут.

Производительность по нефти 10 000 м³/сут.

Необходимый объем откачки подтоварной воды на ППД

(I очередь строительства) 13 000 м³/сут.

Производительность по газу 113 700 нм³/сут.

Рабочее давление, МПа 0,58

Расчетное давление по аппаратам, МПа 1,0

Рабочая среда – продукция нефтяных скважин нефть, газ, вода

Температура рабочей среды, ⁰С 65

Состав сооружений на ДНС-ЮВ

1. Коллектор - усреднитель потока (КУП-1) Ду=1000 мм, L=20 м;

2. Расширитель (Р-1) Ду=1400 мм, L=10 м;

3. Смеситель (СМ) Ду=630 мм, L=2 м, предназначен для интенсивного перемешивания водонефтяной эмульсии с деэмульгатором;

4. Коллектор - усреднитель потока (КУП-2) Ду=1000 мм, L=30 м;

5. Устройство предварительного отбора газа (УПОГ) Ду=1000 мм, L=70м;

6. Трубный концевой делитель фаз (КДФТ-1ч4) Ду=1400 мм, L=60 м;

7. Газовый расширитель (Р-2) Ду=500 мм, L=4 м;

8. Блок подачи ингибитора коррозии (БРХ-1) БРХ-2,5;

9. Блок подачи деэмульгатора (БРХ-2) БДР-25/6М;

10. Нефтегазовый сепаратор (НС-1/1,2) V=50 м³;

11. Нефтегазовый сепаратор (НС-2/1,2) V=50 м³;

12. Газовый сепаратор (СГ) V=50 м³;

13. Дренажная емкость (ЕД-1) V=25 м³;

14. Дренажная емкость утечек с насосов (ЕД-2) V=25 м³;

15. Дренажная емкость (ЕД-3) V=63 м³;

16. Емкость канализационная (ЕК) V=40 м³;

17. Операторная;

18. Факел высокого давления (ФВД);

19. Насосы откачки нефти (НА-1ч4) ЦНС 300-360;

20. Узел учета газа (УУГ);

21. Блок качества нефти (БКН);

22. Узел учета нефти (УУН).

Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС. Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

буферной емкости; сбора и откачки утечек нефти; насосного блока; свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м³ и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

• приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

• сепарации нефти от газа;

• поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м³, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Принцип работы ДНС

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводнои задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой

перепускной линией.

На различных стадиях производственного процесса применяются разнообразные технологические схемы, которые могут включать следующие

виды работ:

• освоение скважины (компоновка низа, перфорация колонны, вызов
  притока флюидов, восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пластов;

• исследование и установление оптимального режима работы скважин;

• ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыслового оборудования;

• воздействие на залежь (поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи).

В целом процесс добычи можно разделить на три части:

• разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление им);

• подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность;

• сбор и подготовка нефти, попутного газа и попутной воды.

В установках комплексной подготовки нефти от нее отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиции, то есть осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солеи и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении меньше атмосферного).

Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НШ) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ "Нефть Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятии. Технические условия" выделяют три группы нефти по степени подготовки, которые различаются по содержанию воды, хлористых соединении, механических примесей и давлению насыщенных паров при температуре

нефти в пункте сдачи.

Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГШ, где из газа выделяют тяжелые углеводородные фракции (очищают от механических и вредных примесей), осушают и направляют потребителю.

Отделенную от нефти воду подают из УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные реагенты. Для этого устанавливают дозаторные установки.

III Расчетно-экономическая часть

3.1 Исходные данные для расчета себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ

Для расчета затрат стоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ потребуются следующие исходные данные за 2007 год.

- основные и вспомогательные материалы по цене (руб/тн);

Объем подготовки 1900000

Сепарол 42120

Сепарол ES-3344 51662

Рекорд 118 36790

СНПХ - 4810 60060

LML - 4312 34840

- электроэнергия: цена за 1 кВт-ч - 167 руб.;

- тарифные ставки операторов (руб/ч):

оператор 3 разряда - 33,40

оператор 4 разряда - 44,45

оператор 5 разряда - 52,87

- отчисления на социальные нужды - 26% от суммы заработной платы.

3.2 Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ

3.2.1 Расчет затрат по статье «Сырье и материалы»

Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы производим по следующей формуле:

З = Q*Z,

где З - затраты на основные и вспомогательные материалы

Q - Количество расходуемых материалов

Z - Цена за единицу материала, руб.

При работе ДНС используются химреагенты и вспомогательные материалы, расчет затрат на основные и вспомогательные материалы представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы

№ п/п	Наименование	Ед. изм	Уд. норма расхода, г/тн	Объем подго-товки, тыс. тн	Кол-во химреа-гента, тн	Цена; руб.	Сумма, руб.
1	Сепарол	тн	3,9	1900000	7410	4212	31210920
2	Сепарол ES-3344	тн	2,56	1900000	4864	5166,2	25128396
3	Рекорд 118	тн	2,81	1900000	5339	3679	19610147
4	СНПХ-4810	тн	3,82	1900000	7258	6006	43591548
5	LML-4312	тн	3,25	1900000	6175	3484	21513700

Итого

руб.

141054711

Пример расчета:

З_{сепарол} = Q * Ц = 7410 * 4212 = 31210920 руб.

Всего затрат на материалы составили: 141054711 руб.

3.2.2 Расчет затрат по статье «Электроэнергия»

Так как на ДНС при подготовке нефти используются сепараторы и насосы ЦНС различного напора. то расчет затрат на электроэнергию производим следующим образом: объем подготовки нефти умножаем на удельную норму расхода электроэнергии на 1 тонну, полученную электроэнергию умножаем на стоимость 1 кВт/ч. Максимум нагрузки умножаем на стоимость 1 кВт или 1000 кВт. Далее полученные суммы за кВт/ч и кВт складывают. Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 2.

Таблица 2. - Расчет затрат на электроэнергию

Наименование работ	Ед. изм.	Количество
Подготовка нефти
1 . Объем подготовки нефти	тыс. тн	1950
2. Удельная норма расхода	кВт*ч*тн	1,9
3. Количество электроэнергии	тн*кВт*ч	3610
4. Средняя стоимость кВт*час	руб.	167
Итого	руб.	602870
Внешняя перекачка нефти
1 . Объем сдачи нефти	тыс.тн	1950
2. Удельная норма расхода	кВт*ч*тн	1,8
3. Количество электроэнергии	тн*кВт*ч	3420
4. Средняя стоимость 1 кВт* ч	руб.	167
Итого	руб.	571140
Всего	руб.	1174010

Всего затрат на электроэнергию составили: 1174010 руб.

3.2.3 Расчет затрат по статье «Амортизация»

Сумма амортизации рассчитывается исходя из среднегодовой стоимости оборудования, нормы амортизации в процентах к среднегодовой стоимости. Движение основных фондов на ДНС не рассматриваем, так как в течение года основные фонды не выбыли с предприятия и поступления новых не наблюдалось. Расчет затрат на амортизацию представлен в таблице 3.

Таблица 3. Расчет амортизационных отчислений

Наименование объекта	Среднегод. стоимость, руб.	Норма амортиз ации, %	Сумма амортизации, руб.
Сепаратор	2680007	8,0	214400,56
Дренажная емкость	811625	5,0	40581,25
Узел учета газа	920500	8,0	73640
Газовый сепаратор	469202	6,0	28152,12
Узел учета нефти	292159	5,0	14607,95
Резервуар технологический	350750	5,0	17537,5
ЦНС 300/360,4 шт.	1934490	11,0	212793,9
Блок качества нефти	1476000	10,0	147600
Коллектор	1837850	9,0	165406,5
Операторная	1002780	8,0	80222,4
Итого			994942,18

Всего отчисления на амортизацию составили: 994942,18 рублей.

3.2.4 Расчет затрат по статье «Транспорт»

Транспорт для непрерывного технологического процесса заказываем у транспортных предприятий, поэтому расчет затрат на транспорт производим исходя из стоимости машино-часа и 1 км пробега и отработанных Машино-часов и совершенных километров пробега. Всего для работы и обслужива­ния ДНС – ЮВ требуется 6 единиц тех­ники, пример расчета представлен в таблице 4, для четырех единиц техни­ки, расчет на остальной транспорт аналогичен.

3.2.5 Расчет затрат на заработную плату операторов, обслуживающих ДНС - ЮВ

Расчет заработной платы основного персонала ДНС – ЮВ осуществляется по тарифным ставкам за фактически отработанное время с учетом процента на доплаты и премию, размера районного коэффициента и северной надбавки. На ДНС – ЮВ 4 бригады операторов по 4 человека в каждой: 1 человек – оператор 3 разряда, 2 человека – оператора 4 разряда, 1 человек – оператор 5 разряда, руководителей и специалистов – 3 человека, процент доплат за и в ночное время – 10%,процент премии – 90%, районный коэффициент – 0,7, северная надбавка 50%.

Расчет затрат на заработную плату представлен в таблице 5.

3.2.6 Расчет затрат по статье «Отчисление на единый социальный налог»

Отчисления на социальные нужды производят в размере 26% от фонда заработной платы, в который входят: выплаты по больничным листам, фонд социального страхования.

З_{соц.нужды} = ФОТ * Н_отч.

100%

где,

ФОТ – фонд оплаты труда,

Н_отч – норма отчислений по фондам.

Таблица 6. Расчет затрат на социальный налог

Фонды	% отчисления	Сумма отчислений
Пенсионный фонд	20%	1553239,3
Фонд медицинского страхования	2,8%	217453,5
Фонд социального страхования	3,2%	248518,28
Итого	26,%	2019211,09

Пример расчета: З_{пенс.фонд} = 8604706,14 * 20% = 1553239,3 руб.

Всего затрат на социальный налог: 2019211,09 руб.

3.2.7 Расчет затрат по статье «Накладные расходы»

К накладным расходам относятся цеховые, общепроизводственные затраты и затраты на услуги смежных предприятий.

В цеховые затраты входят затраты на заработную плату ИТР цеха, затраты на содержание и капитальный ремонт зданий, затраты на электроэнергию и тепловодоснабжение административного здания.

Сумма цеховых затрат составила 1286663 + 334532 = 1621195 (заработная плата ИТР + ЕСН).

В общепроизводственные расходы входят затраты на заработную плату ИТР предприятия, отчисления от нее во внебюджетные фонды, затраты на содержание и эксплуатацию их административного здания, почтовые, канцелярские и прочие расходы. Расчет общепроизводственных расходов производим по следующим формулам:

Доля общепроизводственных расходов = ФЗП основ. персонала ДНС – СЗ * 100% ФЗП ИТР = 8604706*100%/8410152 = 1,02%

Сумма общепроизводственных = Сумма зарплаты * Доля общепр. расходов расходов

= 8604706*1,02% = 87768 руб.

Услуги смежников составили 408902 рублей, в том числе:

- связь – на сумму 42452 рублей

- ООО «БСН» - Борец Сервис Нефтеюганск – на сумму 366450 рублей.

Итого сумма накладных расходов составила:

З_накл. = З_цех. + З_{общепр.} + З_{усл.смеж.} = 1621195 + 87768 + 408902 = 2117865руб.

3.2.8 Составление сметы затрат на стоимость подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ

Таблица 7. Расчет сметы затрат

№ п/п	Наименование элемента	Общая сумма
1	Сырье и материалы	141054711
2	Электроэнергия	1174010
3	Амортизация	994942,18
4	Транспорт	2113524,51
5	Заработная плата	8604706,14
6	Отчисления на социальный налог	2019211,09
7	Итого прямых затрат	15561104,7
8	Накладные расходы	2117865
9	Итого	158078969,7

IV Заключение

Всего затрат: 158078969,7 рублей.

4.1 Динамика стоимости подготовки 1 тонны нефти за 2005 – 2007 годы

Стоимость подготовки 1 тонны нефти по годам представлена в таблице 8.

Таблица 8. Стоимость подготовки 1 тонны нефти за 2005 – 2007 годы.

№ п/п	Годы	Сумма, руб.
1	2005	75,6
2	2006	79,56
3	2007	83,2

Рисунок 1. Диаграмма себестоимости подготовки 1 тонны нефти.

4.2 Выводы и предложения

В структуру НК «Роснефть» входят три нефтедобывающих предприятия: «Юганскнефтегаз», «Самаранефтегаз» и «Томскнефтегаз», пять нефтеперерабатывающих заводов – Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский и Стрежевской, а также 13 предприятий нефтепродуктообеспечения. НК «Роснефть» осуществляет сбыт нефтепродуктов в 46 регионах Российской Федерации. НК «Роснефть» имеет 272 лицензии на право недропользования, в том числе 152 лицензии на добычу нефти и газа.

Цех добычи нефти и газа №8 является составной частью основного производства УДНГ «Юганскнефтегаз», основной целью которого является добыча нефти и попутного газа и удовлетворение потребностей общества в нефти и нефтепродуктах. УДНГ «Юганскнефтегаз», в свою очередь является структурной единицей НК «Роснефть». Организационная структура ДНС – ЮВ является функциональной, то есть работники ДНС разделены по должностям в соответствии выполняемыми функциями. Руководство ДНС и контроль за ее деятельностью осуществляет начальник, которому непосредственно подчиняются технолог и мастер. Мастер осуществляет руководство бригадами по обслуживанию ДНС, которые работают посменно.

Смета затрат на подготовку нефти на ДНС – ЮВ составили 158078969,7 рублей, где себестоимость подготовки 1 тонны нефти составила 83,2 руб./тн., так как ДНС за год производит подготовку 1900000 тн. Нефти.

Для снижения себестоимости подготовки 1 тонны нефти необходимо придерживаться технологических процессов, вовремя проводить ремонт основных фондов, следить за исправностью работы оборудования, ликвидировать нарушения трудовое дисциплины, что позволит производственные травмы и тд. Наиболее актуальным в последнее время стал переход при подготовке нефти на ДНС на отечественный деэмульгатор, так как по качеству он не уступает импортному, но цена его значительно ниже.