Организация и планирование работы УКПГ-1В Ямбургского газоконденсатного месторождения

Регулирование, контроль и управление технологическим процессом осуществляется приборами и средствами автоматики, серийно выпускаемыми приборостроительными заводами.

УКПГ-1В включает в себя следующие технологические установки и узлы:

   пункт переключающей арматуры ППА,

   пункт сепарации пластового газа, насосная конденсата,

   технологический корпус установки подготовки газа и извлечение конденсата,

   установка АВО газа,

   установка теплообменников газ-газ,

   технологический корпус регенерации ДЭГа,

   компрессорная воздуха КИПиА,

   установка огневого нагрева ДЭГа,

   установка отключающих кранов УОК,

   пункт хозрасчетного замера газа,

   установка огневых подогревателей газа,

   установка технологических емкостей конденсата и метанола,

   подстанция 110/36/6Кв,

   резервные электростанции БЭС-630 и ПАЭС-2500,

   ЗРУ-35/6 КВ,

   КТП вспомогательных зданий,

   установка подогрева теплоносителя УПТ,

   установка порошкового пожаротушения,

   блок подсобно-производственых помещений,

   резервуара запаса воды, водонасосная РВС, насосная пенотушения,

   блок вспомогательных помещений,

   ДКС газа выветривания,

   насосная неочищенных бытовых стоков КНС,

   проходная,

   факельное хозяйство,

   установка для сжигания промстоков и газов продувки шлейфов,

   установка закачки промышленных стоков в пласт.

Комплекс по охране окружающей среды предусматривает сжигание технологических сбросов на факельной установке, разделение загрязненных промстоков с последующей закачкой в глубокие поглощающие горизонты через специальные скважины. Для канализационных стоков смонтированы очистные сооружения КОС на 0,25 м3/сут. Строительство основных объектов УКПГ-1В осуществлено с применением крупногабаритных блок-понтонов, действующих норм и правил по охране труда и техники безопасности.

Товарной продукцией УКПГ-1В являются:

   природный газ, соответствующий ОСТ51.40-93 подаваемый в магистральный газопровод с температурой от минус 5 оС до минус 2 оС,

   частично выветренный углеводородный конденсат, подаваемый в магистральный конденсатопровод с температурой от минус 5 оС до минус 2 оС.

В процессе подготовки газа используется:

   абсорбент влаги - диэтиленгликоль (ДЭГ),

   ингибитор гидратообразования - метанол,

   абсорбент углеводородов - конденсат первичной сепарации.

Проект автоматизации и оснащения контрольно-измерительными приборами и автоматикой объектов УКПГ-1В обеспечивает нормальную работу ее без постоянного присутствия обслуживающего персонала. УКПГ укомплектована АСУ ТП с управляющим вычислительным комплексом (УВК), который реализует следующие функции:

   сбор и обработка информации,

   косвенный контроль концентрации ДЭГа,

   косвенный контроль качества подготовки газа,

   расчет мгновенного расхода газа (технологический),

   управление процессом осушки газа и извлечения углеводородного конденсата с использованием локальных регуляторов,

   управление процессом регенерации ДЭГа с использованием локальных регуляторов.

В случае выхода из строя УВК предусмотрен пульт дистанционного управления, с которого осуществляется управление кранами с пневмоприводом и технологическими насосами.

3.2 Экономическое обоснование модернизации абсорбера

            3.2.1.Расчет экономической эффективности от модернизации абсорбера

            Для снижения потерь абсорбента, обусловленных уносом последнего из абсорбера с осушенным газом, предлагается усовершенствовать массообменную секцию абсорбера. В результате чего сокращаются потери гликоля с газом. Промысловые данные показали, что средняя величина этих потерь составляет 25-35г/тыс.м³. После модернизации эти потери не превышали 15 г/тыс.м³.

            Годовой экономический эффект от модернизации абсорбера рассчитываем по формуле:

                                                          Э = Р – З,                                                  (3.1)

где Р – стоимостная оценка результатов от проведения мероприятия, млн.руб.;

З – стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия, млн.руб.

             3.2.2  Расчет результатов модернизации абсорбера.

             Результаты рассчитываются исходя из сокращений потерь ДЭГа в результате модернизации.

Потери ДЭГа до модернизации:

                                                        QДЭГ1=Qг*Х1,                                                (3.2)

где Qг=18,25млрд.м3 -годовой объем осушенного газа, одной установкой;

Х1 =35г/тыс.м3- потери ДЭГа до модернизации.

             QДЭГ1=18250000тыс.м³ · 35 г/тыс.м³=638750000 г = 638,75 т.

             Потери ДЭГа после модернизации:

                                                          QДЭГ2=Qг*Х2,                                              (3.3)

где Х2 =15 г/тыс.м3- потери ДЭГа после модернизации.

            QДЭГ2=Qг · Х2=18250000тыс.м³ · 15 г/тыс.м³=273750000 г=273,75 т.

                                                                                                                 Таблица 3.1

Исходные данные для расчета экономической эффективности

            Годовая экономия ДЭГа за счет модернизации:

                                                         ΔQДЭГ= QДЭГ1- QДЭГ2,                                 (3.3)

            ΔQДЭГ=638,75-273,75=364 т.

            В денежном выражении:

                                                          Р = ΔQДЭГ* ЦДЭГ,                                      (3.4)

где ЦДЭГ – стоимость 1т ДЭГа

            Р=364 т · 6340 тыс.руб./т=2307,76 млн.руб.

            3.2.3.Расчет затрат на проведение модернизации абсорбера

            Затраты на проведение модернизации абсорбера складываются из затрат на транспортные расходы, затрат на материал необходимый для проведения модернизации, затрат на оплату труда рабочих, затрат на социальное страхование и дополнительных расходов:

                                    З = ЗТР + ЗМ + ЗЗ/П + ЗСОЦ.С +ЗДОП,                                  (3.5)

            Для транспортировки материала модернизации используется ЗИЛ– 131, аренда которого 12 тыс руб/час, сам процесс занимает  2 часа.

            ЗТР = 12 тыс.руб./ч * 2 ч = 0,024 млн.руб.

           Для модернизации необходимы 4 ситчатые тарелки с насадками из металлических колец Палля, стоимостью по 1,5 млн.руб. каждая.

           ЗМ = 1,5 млн.руб. * 4 = 6,0 млн.руб.

             Модернизация проводится 3 операторами 4 разряда, оплата труда которых составляет 20 тыс.руб. в час. Продолжительность работы 17 часов. Премиальные 75%.

             ЗЗ/П = 3 * 20 *17 * 1,75 = 1,785 млн.руб.

             Отчисления на социальные нужды – 38,5 %.

             ЗСОЦ.С = 1,785 * 0,385 = 0,687 млн.руб.

            Дополнительные затраты составляют 300 тыс.руб.

            ЗДОП = 0,3 млн.руб.

            Итак расходы на проведение данного мероприятия:

            З = 0,024 + 6,0 + 1,785 + 0,687 +0,3 = 8,796 млн.руб.

            Годовой экономический эффект от модернизации абсорбера составит:

            Э = 2307,76 – 8,796 = 2298,964 млн.руб.

            Влияние экономической эффективности модернизации абсорбера на показатели работы предприятия приведены в таблице 3.2.

            Результаты расчета экономического эффекта от проведения модернизации абсорбера и влияние последней на показатели работы предприятия сведены в таблицу 3.3

            Итого в результате модернизации получаем:

1.Годовой экономический эффект от модернизации абсорбера составит 2298,964  млн.руб.

2.Прибыль в результате этого вырастет на 0,65%.

3.Себестоимость добычи газа уменьшиться на 0,46%.

                                                                                                                 Таблица 3.2

Эксплуатационные расходы