Қашаған кенорнының ашылуы

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 33 бет
Таңдаулыға:

КІРІСПЕ
Қашаған мұнай-газ кен орны 2000 жылы ашылып, 2013 жылдан бастап тәжірибелік өндірістік игерілуде. Қазіргі кезде бекітілген Тәжірибелі - өндірістік игерудің айқындалған жобасына сәйкес игеру жұмыстары жүріп жатыр.
Қашаған кен орны Каспий теңізінің солтүстік аймағында жасанды аралдарда орналасқан.
1993 жылы Каспий теңізінің солтүстік бөлігіндегі мұнай және газ қорларын барлау және игеру жұмыстарын қадағалауға мемлекет меншігіндегі ҚазақстанКаспийШельф (ҚКШ) компаниясы құрылды. 1994-1997 жылдар аралығында Халықаралық мұнай компаниялары мен ҚКШ компаниясынан құрылған консорциум Каспий теңізінің солтүстік бөлігінде ауқымды сейсмикалық барлау жұмыстарын жүргізді. Қазақстан Республикасының үкіметі өнімді бөлісу жөніндегі келісімге қол қоюға шетелдік серіктестермен келіссөз жүргізе бастады.Сол сейсмикалық зерттеулер нәтижесінде Солтүстік Каспий бойынша Өнім бөлісу туралы келісімге қол қойылды.
2000 жылы Шығыс Қашаған-1 атты алғашқы барлау ұңғымасын бұрғылау жұмыстары 2000 жылдың маусым айында аяқталып, нәтижесінде Қашаған кен орнында коммерциялық көмірсутегі қоры табылды.
2009 жылы Норт Каспиан Оперейтинг Компани Н.В (НКОК) компаниясы СКӨБК шеңберіндегі жаңа оператор болып тағайындалып, Аджип ҚКО компаниясы Қашаған кен орнына қатысты Тәжірибелік Өндірістік Игеру бағдарламасын іске асыруға жауапты агент ретінде тағайындалды.
2013 жылдың 11 қыркүйегінде А аралында ұңғымалар ашылып, Қашаған кен орнынан алғашқы мұнай көлемі өндіріліп бастады.
Қазіргі уақытта Қашағанды игерумен айналысатын консорциумның құрамына, яғни НКОК Н.В. мекемесінің аясына қытайлық CNPC (8,40 % үлеспен), италиялық ENІ (16,81 % үлеспен) және америкалық Exxon Mobil (16,81% үлеспен), Отандық ұлттық компания ҚазМұнайГаз (16,81% үлеспен), британды-нидерландық Шелл компаниясы (16,81% үлеспен), француздық Тоталь компаниясы (16,81% үлеспен), сондай-ақ жапондық Инпекс (7,56% үлеспен) енді.
Қашаған кен орны соңғы 30 жылдықта табылған ең үлкен орындардың бірі болып табылады. Осы кен орынды игеру барысында қиын жағдайлар көп болған, оларға табиғи жағдайлар, технологиялық апаттар және т.б. Осы дипломдық жобада әр түрлі технологиялық көрсеткіштер, кен орынға байланысты мағлұматтар кірістірілген.
Кен орынды игеру үрдісі - ұзақ үрдіс, сондықтан кен орнындағы жұмыс бағдарламалары өте нақты және кен орнының жұмыс қуатын қалпына келтіру кезеңдерге есептелінген және қауіпсіздіктің жоғарғы деңгейіне жету қарастырылған.

1 Геолого-технологиялық бөлім
1.1 Қашаған кенорнының ашылуы
1.1.1 Кен орын жайлы жалпы мәлімет
Қашаған кен орны 2000 жылы ШҚ-1 ұңғымасын сынаған кезде Шығыс Қашаған құрылымының тұздан кейінгі карбонатты бөлігінен коммерциялық мұнай көлемі шыққанда ашылды. Шығыс Қашаған-1 барлығы 5172 м тереңдікке дейін тік бұрғыланған ұңғыма болды. Бұрғылау жұмыстарына сол кезде арктикалық жағдайларға төзе алатын әлемдегі жалғыз бұрғылау баржасы болған Сұңқар бұрғылау қондырғысы қолданылды. Кейінгі геологиялық барлау жұмыстары барысында төменгі-ортаңғы таскөмір түзілімінің карбонат дөңінде алып кен орны бар екендігі анықталды.
Жер астының геологиялық және динамикалық құрылымы жөнінде мәлімет жинау барысында Қашаған кен орнына қатысты тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру бағдарламасы секілді осындай ірі жобаға арналған игеру тұжырымдамасын, бұрғылау бағдарламасын және нысандардың жобаларын анықтауға геологиялық және динамикалық жер асты деректерін жинауға арналған кең ауқымды бағдарлама қажет болды. Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру бағдарламасының басты мақсаты кейінгі игеру кезеңдерін анықтау үшін осындай деректерді жинау болды. Өнім өндірісі басталғанға дейінгі ұңғымаларды сынау жұмыстары қысқа уақытқа созылды. Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру бағдарламасы аясындағы өндірістік жұмыстар барысында өнім қойнауқатының ұзақ мерзімді өнімділігі анықталды.
Қашаған - Каспий теңізінің астында орналасқан әлемдік деңгейдегі алып мұнай кен орны. Бұл кен орны - Девон кезеңінен Таскөмір жүйесіне дейінгі оқшауланған карбонатты платформа. Геологиялық тұрғыда Қашаған мұнай кен орны Каспий маңындағы ойпаттың оңтүстік бөлігінде, геологиялық фундаментін Астрахан- Ақтөбе жүйесінің оңтүстік жағында орналасқан және бассейн ішіндегі Теңіз-Қашаған карбонатты платформасына кіреді.
Органикалық негізден түзілген карбонатты платформа біріккен Девон (кейінгі Фар-Фармен) карбонатының фундаментінде орналасқан Ерте кезгі, Орта кезгі Таскөмір мен төменгі Пермь кезеңдерінің блоктарынан құралған. Олардың төртеуі - Қашаған, Оңтүстік - Батыс Қашаған, Ақтоты мен Қайран кен орындары Каспий теңізінің қайраңында орналасқан, ал Қаратон, Теңіз және Королевское кен орындары Каспий теңізінің батыс жағалауында орналасқан. Бұл құрылым солтүстік шығыстан оңтүстік-батысқа бағытталған және ол жалғыз тұрған платформа болса да, оны жіңішке мойнақ арқылы жалғанған Шығыс Қашаған ретінде танымал шығыс платформа мен Батыс Қашаған ретінде бөлуге болады.
Платформа оңтүстік батысқа қарай ылдиланған және өнім қойнауқатының төбесі Каспий теңізінің су бетінен 3800 метрден 4300 метрге дейінгі аралықта орналасқан. Платформаның ішкі бөлігі айтарлықтай тегіс, ал платформаның қырлары, оның сыртқы жиегі, жіңішке биіктеген жота түрінде құрылған және ол платформаның ішкі бөлігінен шамамен 200 метрге жоғары орналасқан және оның ең биік нүктесі Шығыс Қашаған жағында орналасқан. Қашаған кен орнының аумағы шамамен 75х45 км құрайды.
Сурет-1. Оқшауланған карбонатты платформалар мен органикалық шығындар

Қашаған кенішінің стратиграфиялық бөлігі жоғарғы девоннан неогенге дейін созылған шөгінділермен берілген. Төменгі Пермь эвапориттері стратиграфияны екі бөлікке бөлді: жоғарғы (тұзға дейінгі), Мезозой-Кайнозойдың кластикалық реті; төменгі (тұздан кейін), Палеозойдың карбонатты реті.
Қaшaған құрылымының тұздан кейінгі қaбaттapында шapтты түрде төмендегідей аталған үш бөлік анықталды: І ныcaны: бұнда Бaшқұpт, Cepпyxoв және Жоғарғы Визей әктасы кіреді. ІІ нысаны: бұнда Төменгі Визей, Ортаңғы Визей жәнe Тypней әктасы кіреді; ІІІ нысаны: бұнда Девон кapбонaттары кipeді.
Сурет-2.Батыс Қашаған - Шығыс Қашаған аралығының қима көрінісі. Кен орнындағы өнім түзілімдері жалғыз бір ірі мұнай шоғырында орналасқан. Мұнай шоғырының І нысаны (қалыңдығы 300-500метр) Қашаған кен орнының негізгі игеру нысаны болып табылады.

1.1.2 Кен орындағы мұнайдың физика-химиялық қасиеттері және кенорынның негізгі қоры
Қашаған кен орнының өнім шоғырлары - жалғыз тұрған шомбал мұнай алыбы. Мұнайға қаныққан бөлігі екі нысанға да ортақ карбонат қабатының төбесінен немесе І нысан төбесінен су-мұнай жапсарына дейінгі аралықта орналасқан. Бұл кен орында күкірт мөлшері мен газ мөлшері жоғары қанықпаған жеңіл мұнай шоғырланған: мұнайдың тығыздығы - 44 АРІ, күкіртсутегі мен көмірқышқылды газ мөлшері шамамен 15% мен 5% құрайды. Өнім қойнауқатының қысымы өте жоғары, 4300 метр тереңдікте бастапқы қысымы 800 барға тең.
Бұл кен орнында шоғырланған мұнай көлемінің геологиялық қоры шамамен 35 млрд. баррельді құрайды. Қойнауқатқа газ айдау арқылы 2041 жылы осы кен орнында шығарып алуға болатын мұнай қорының көлемі 10 млрд. баррельден асады деп пайымдалуда. Бұрғылау жұмыстарының нәтижелеріне және су-мұнай жапсарының орналасқан жеріне қарағанда, Қашаған кен орнын игеруге ең маңызды қойнауқат нысаны - І нысан болып тұр және оның құрамына жоғарғы Визей-Серпухов-Башқұрт қабаттары кіреді. Сейсмикалық барлау және бұрғылау жұмыстарының деректеріне сәйкес, І нысанда келесідей сейсмикалық таскелбеттер белдемдері анықталды: платформаның ішкі бөлігі, аралық аймақ, жиек, сыртқы қайраң және ылди.
Сурет-2. Таскелбеттер

1.2 Кен орынды игеру жүйесі
1.2.1 Кен орындағы тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру бағдарламасы
Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру бағдарламасы - Қашаған кен орнын игерудің алғашқы кезеңі. ТӨИ кезеңінде кейінгі игеру кезеңдеріне қажет болатын кен орын туралы геологиялық және динамикалық мәліметтер жиналады. Қашағандағы қойнауқат қысымын демеуге және H2S-ті жоюға қойнауқатқа газ айдау жоаспарланған. Ол технологияны сынап көрі - ТӨИ кезеңіндегі басты мәселе болып табылады.
ТӨИ алаңы Шығыс Қашағанда орналасқан, ТӨИ кезеңін І нысанда іске асыру ұсынылған. Ұңғыма жайғасымы: ұңғымалары 5 нүктеленіп, төртбұрыш тор бойынша жайғасады (әр ұңғымаға 200 га), алғашқы мәлімет жинау ұңғымалары (Д аралында 4АМ ұңғымасы): 1х1 км тор. ТӨИ ұңғымаларының жалпы саны: 40, Д аралында - 8 ұңғыма, А аралында - 8 ұңғыма, ЕРС-3 аралында 6 ұңғыма, ЕРС-2 аралында - 7 ұңғыма, ЕРС-4 аралында-7 ұңғыма. ТӨИ кезеңінде: 36 өндіру және 4 айдау ұңғымасы, ТӨИ кезеңінің ұсынылған мерзімі - 3 жыл.
Сурет-3. ТӨИ алаңы

Тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің тұжырымдамасына А аралы, ЕРС-2, ЕРС-3, ЕРС-4 ұңғымалы аралдар кіреді. Д аралы: ТӨИ аралы - ұңғымалы аралдардан жиналатын өнім жеткізілетін, флюидтерді айыру және қойнауқатқа газ айдау жұмыстары жүзеге асырылатын орын болып табылады.
Сурет-4. Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру тұжырымдамасы

Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру кезеңінің басты - мақсаты кейінгі игеру кезеңдеріне арналған геологиялық және динамикалық мәліметтерді жинау. Жера асты қабат туралы жиналатын маңызды мәліметтерге мыналар кіреді:
1) Жинауыш қасиеттерін бағалауға, әсіресе қойнауқатқа газ айдау жұмысын жоспарлауға қажетті геологиялық деректер жинастыру;
2) Жинауыш әлеуетін анықтауға қажетті өнім өндіру және айдау деректері;
3) Көлденең және тігінен ығыстыру нәтижелілігін бағалауға қажетті ұңғыманың жұмыс көрсеткіші туралы деректер, жинауыштығы қысымды демеуге және H2S-ті жоюға арналған қойнауқатқа газ айдау технологиясын ТӨИ кезеңі барысында сынап көру қажет;
4) Жинауыштың әртектілігі - газ айдаудың нәтижелілігі;
5) ТӨИ кезеңінде қойнауқатқа айдалатын және экспортталатын газ көлемдері арасындағы оңтайлы теңгерім;
6) Газ қысымдауға қойылатын талапта;
7) Кен орынның ықтимал тұрақты өнімділігін есептеу және бүкіл кен орынның жоспарланған архитектурасын өзгерту;
Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру кезеңінде ең негізгі қиыншылықтарға келесідей тараптар кіреді:
1) Өндірістік операциялар барысында қысымды реттеу арқылы игеруді жүзеге асыру, Қашаған кен орнында 4300 тереңдікте бастапқы қысым 777 барға тең болатын, алайда уақыт өте келе қысым бағаны 800 барға тең болды;
2) Кен орынды игеру барысында ең негізгі проблемалардың бірі 15% H2S және CO2, осы себептерге байланысты құбырлардың капиталды жөндеуге ұшырауы;
3) Каспийде мұз, судың тайыздығымен теңіз деңгейінің өзгеріп тұруы;
4) Жан-жағы құрлықпен қоршалған, тұйық теңіз, жылына бес ай бойы мұздың қатып тұруы;
5) Қоршаған орта сезімталдылығы;
6) Инфрақұрылыммен жабдықтау тізбегінің болмауы;

1.3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
1.3.1 Ұңғыны пайдаланудың тәсілдерінің сипатамасы
1.3.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кезлесетін қиыншылықтар мен олармен күресу

1 Геолого-технологиялық бөлім
1.1 Қашаған кенорнының ашылуы
1.1.1 Кен орын жайлы жалпы мәлімет
1.1.2 Кен орындағы мұнайдың физика-химиялық қасиеттері және кенорынның негізгі қоры
1.2 Кен орынды игеру жүйесі
1.2.1 Кен орындағы тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру бағдарламасы

1.3.2.1 Кәсіпшілік құрылғыларды коррозиядан қорғау
Коррозия ылғалданған газсұйықты ортада пайда болып, дамиды. Күкіртсутекті коррозиядан қорғау жарылуға берік болаттарды қолданғанда және технологиялық әдістерді қосып қолданғанда тиімді жүзеге асады.
Агресссивті ортамен байланысатын құбырөткізгіштер мен қондырғаларды жалпы коррозиядан қорғау ингибитрлерді және басқа да технологиялық тәсілдерді қолданумен жүргізіледі.
Жер асты құбыр желілерін грунттық коррзиядан қорғауда катоды поляризация әдісі қолданылады.
Ұңғының шегендеу құбырлары А.Р.I. классификациясы бойынша С 90 маркалы болаттан жасалған. Материалдың қаттылығы жалпы коррозияға қарсылығы жағынан NАСЕ нормативами стандартқа сәйкес келеді, бірақ кей жағдайда болаттың қаттылығы мүмкін шектен асып кетеді. Ол қысымнан болатын сульфидті коррозиялық жарылу қаупін туғызады. Көп жағдайда ұңғыларда Т90 маркалы болаттан жасалған құбырларды қолданады. Насосты-компрессорлы құбырлар тізбегінің 90%-і Sumitomo SM-90SS маркалы болаттан жасалған.
Пакерлер 9Сr1Мо маркалы болаттан, фонтанды арматура және клапандар - Са3 және Са6 маркалы, ал құбыр алқасы инконель 718 материалынан дайындалған.
Лақтыру желілері ТУ-8731-74 ресейлік стандартына сәйкес келетін аз легирленетін 20 маркалы болаттан дайындалған.
Бұл техникалық жағдайлар қышқылдық коррозияға және сульфидті жарылуға қарсылығы жағынан NACE стандартының MR-01-75 талаптарына сәйкес келеді.
Диаметрі 426 мм жоғары болатын құбыр желілерінің көбісі Х46 маркалы, ағу шегі 320 МПа болатын, зиянды қоспалардан тазартыған болаттан жасалған.
Құбыр желілерінің ішкі коррозиясының алдын алу үшін газдың ылғалдылығын төмендететін әртүрлі әдістер қолданылады: төменгі температурада айыру әдісімен дайындау, абсорбциялық және адсорбциялық құрғату.
Тазартылмаған газ құбырын пеиодты ингибирлеу кварталына 1 рет метанолдағы ингибитор ерітіндісімен жүргізіледі.
Құбыр желілерін сыртқы элекрохмиялық коррозиядан қорғаудың активті және пассивті жолдары қарастырылған. Пассивті қорғау ретінде изоляциялық пленкалар қарастырылады. Активті қорғау КСС-1200 және УКЗВ типті катодты станциямен қамтамасыз етіледі.

1.3.2.2 Гидрат түзілудің алдын алу мен оларды жою
Газ қабаттық жағдайда әрқашан су буымен қаныққан. Сондықтан игеру кезінде ұңғы оқпанында, мұна мен газды қоспаны жинау және тасымалдау кезінде, сондай-ақ газ дайындау қондырғысы мен алысқа тасымалдау құбырлар желілерінде газды гидраттар түзіледі.
Қашаған кен орнында гидрат түзілуге газ құрамында күкіртсутектің (15%) және көмірқышқыл газының (5%). болуы әсер етеді. Күкіртсутек 0,86 МПа қысымда және 21.1ºС температурада гидрат түзе алады. Кен орында газ ағынына гидрат түзу ингибиторын қосу қолданылады, ол ұңғыны және құбыр желілерін ең тиімді әдісі болып саналады. Құбыр желілеріндегі гидраттың газ ағынының температурасын гидрат түзілу температурасынан жоғары ұстап тұру немесе ағынның қысымын гидрат түзі қысымынан төмен ұстап тұру арқылы алдын алуға болады.

1.3.2.3 Парафин шөгінділерімен күресу шаралары
Қарашығанақ кен орнының мұнайы мен конденсаты парафин, шайыр және асфальтенді заттардың көп болуымен сипатталады.
Қазіргі кезде кен орында мұнай ұңғыларының сағасына және ГДКҚ технологиялық құбыр желілеріне химиялық реагенттері енгізу қолданылуда.
Парафин шөгінділерінің ингибиторы технологиялық болмағандығынан ЕС-6426А ингибиторын пайдалана бастады. Бұл ингибитордың кемшілігі қату температурасының салыстырмалы жоғары болуы (-12°С). Қысқы уақытта әртүрлі себептермен реагент ағыны тоқтап қалған жағдайда ол қатып қалады.
Қарашығанақ кен орнында гидрат түзілу және коррозияға қарчы кешенді ингибиторын қолдану парафин шөгінділерін белгілі бір дәредеге дейін төмендетті.
ГДКҚ-3 қондырғысында қолданылатын басқа да шаралардан жылу алмастырғыштарды жүйелі түрде жуып тұру қарастырылғанын көруге болады.

2 Экономикалық бөлім
2.1 Кен орынды игерудің техника-экономикалық көрсеткіштері
Калькуляцияның баптары бойынша жүргізілген есептеулерді ескере отырып есептелген мәліметтерден Сайклинг үрдісін жүргізгенге дейінгі және жүргізгеннен кейінгі арақатынасын анықтаймыз. Соған байланысты кесте тұрғызамыз.
∆Q = 3342816 - 2321400 = 1021416 т
Эжыл = ∆Q ∙ (С1-С2) = 1021416 ∙ (7.36-5.11) = 2298186 долл.
Жүргізілген шараның нәтижесінде тиімділік 2298186 долл. көлемінде қаражатты құрады. Құрғақ газды айдау немесе Сайклинг үрдісін кен орында қолдану шешімі дұрыс және экономикалық түрғыдан тиімді болып саналады.
Кесте-1.Қабатқа құрғақ газ айдау үрдісін қолдану кезіндегі технико-экономикалық көрсеткіштері
Шығындар
Үрдісті енгізгенге дейінгі
Үрдісті енгізгеннен кейінгі
Шығынның өзгеруі
+ -
Амортизация, долл
1076456
3890456
+2814000
Электр энергия шығындары, долл
6067440
8737113.6
+2669674
Ұңғыны жерасты жөндеу шығындары, долл
266400
532800
+266400
Өндірісті дайындау және меңгеру шығындары, долл
613000
913000
+300000
Жылдық эксплатациялық шығындар, долл
11354680
16804753.6
+5450074
1т конденсаттың өзіндік құны, доллтонна
7.36
5.11
-2.25
Өндірілген мұнай көлемі, тонна
2321400
3342816
+1021416
Экономикалық тиімділік, долл 2298186

2.2 Кен орнында қабатқа құрғақ газ айдау үрдісін қолдану кезіндегі жылдық шығындардың есебі
Жобалық мәліметтерге сүйене отырып, құрғақ газды айдау жобасын қолданғанға дейінгі дебит 6360 ттәу немесе 2321400 тжыл, қолданғаннан кейінгі дебит 9158.4 ттәу немесе 3342816 тжыл болып артады. Қабат қысымын көтеруге кететін шығындар азаяды.
Өнімнің өзіндік қүнының өзгеруі, жаңа техника және әртүрлі техникалық іс-шараларды енгізуден болуы мүмкін. Мұнай өндірудегі шығындардың деңгейі қосымша өндірілетін көлем тізімдеріне сәйкес өзгереді.

2.2.1 Амортизацияны есептеу
Амортизация - ғимарат, құрал-жабдық, қондырғылардың тозуының ақшалай көрсеткіші және тозуды өтеу үшін жылда ұсталып отыратын жарна. Әрине, ол ақша түрінде өнімнің өзіндік құнына кіреді, өнім сатылғаннан кейін түскен ақшадан ұсталады. Жасалған өнімге сіңірілген және ол өнімді сатқаннан кейін ақша түрінде қайтып оралатын негізгі қорлардың тозған құны амортизациялық қорды, яғни негізгі қордың орнын толтыру қорын құрайды.
Амортизацияны есептеудің қарапайым формуласы:
Аж = Қбас ∙ Nа 100
мұндағы Аж - амортизацияның жылдық сомасы, доллар;
Қбас - құрал-жабдықтардың алғашқы құны, доллар;
Nа - амортизация нормасы, %;
Сайклинг үрдісін енгізгенге дейінгі көрсеткіш:
Ажыл=ҚфаNa1100 + ҚскқNa2100 + ҚiұжNa3100 + ҚұNa4100
мұндағы Қфа - фонтанды арматура құны, 260000 доллар;
Қскқ - СКҚ тізбегінің құны, 58000 доллар;
Қiұж - ішкі ұңғы жабдығының құны, 120000 доллар;
Құ - ұңғы құны, 15000000 доллар;
Nаi - сәйкес жабдықтың амортизациялық нормасы, %;
А жыл = 260000 ∙ 11.4100 + 58000 ∙ 9.2100 + 120000 ∙ 30.4100 + 15000000 ∙ 6.7100 = 1076456 доллар.
Үрдісті енгізгеннен кейін амортизациялық төлемдерге компрессорлық учаскісі мен конденсатты өңдеу жүйесінің төлемдерін қосамыз.
Қбк = бустерлік компрессор құны, 3000000 долл;
Қак = айдау компрессорының құны, 600000 долл;
Қ көж = конденсатты өңдеу жүйесінің құны, 7000000 долл;
Құ = ұңғы құны, 15000000 долл;
Ажыл = 3000000 ∙ 11.3100 + 6000000 ∙ 10.5100 + 7000000 ∙ 12100 + 15000000 ∙ 6.7100 + 1076456 = 3890456 долл

2.2.2 Еңбек ақы қорын есептеу
Еңбек ақы дегеніміз жұмысшының өндірісте жасаған еңбегіне алатын ақысы. Яғни, жалақы - еңбек құны. Жалақы - қызметкердің қоғамдық өндірісте жұмсаған еңбегінің саны мен сапасына сәйкес олардың жекелей тұтынуына келіп түсетін, қажетті өнімнің негізгі бөлігінің ақшалай көрінісі.
Негізгі еңбек ақысы бойынша шығындардың өзгеруін тек енгізілетін шаралар жұмысышылардың сапасына немесе олардың разрядының өсуіне немесе төмендеуіне әкеліп соғатын болған жағдайда ғана есептейді. Еңбек ақы қорының есебі жұмысшылар саны мен разрядтарына, еңбек ақы жүйесіне байланысты тарифтік ставкаларға байланысты есептеледі.
Еңбек ақы қорын келесі формуламен есептейді:
ҚР ең төмен еңбек ақы - 42500 теңге;
Тарифтік коэффициент- 13.58; 7.39; 5.16;
Қосымша еңбек ақыны ескеретін коэффициент - 1.75 негізгіден;
ҚР территориялық коэффициент -1.14;
Аудандық коэффициент -1.1;
ЕАҚ = Ең төмен ЕА * Тарифтік коэффициент * Айлар саны * Аудан-дық коэффициент * Территориялық коэффициент * Қосымша ЕА коэффициент * КӨҚ саны.
ӘБҚ= 9720120 ∙ 13.58 ∙ 12 ∙ 1.1 ∙ 1.14 ∙ 1.75 ∙ 6 = 166850 долл.
ИТЖ=9720120 ∙ 7.39 ∙ 12 ∙ 1.1 ∙ 1.14 ∙ 1.75 ∙ 15 = 226990 долл.
ӨӨП=9720120 ∙ 5.16 ∙ 12 ∙ 1.1 ∙ 1.14 ∙ 1.75 ∙ 60 = 633980 долл.
Жалпы еңбек ақы қоры:
ЕАҚ = ЕАҚкож + ЕАҚитж + ЕАҚкож
ЕАҚ= 166850 + 226990+ 633980 = 1027820 долл.

2.2.3 Әлеуметтік сақтандыру төлемдері және энергетикалық шығындар
Әлеуметтік салық еңбек ақы қорынан 21% мөлшерінде алынады.
ӘТтөл= 0,21 ∙ 1027820 = 205564 долл
Электро энергия шығындары мына теңдеумен есептеледі:
Шэл =Q ∙ Эмш ∙ Бэ
мұндағы Q - конденсаттың тоннадағы көлемі;
Эмш - 1т конденсатты көтеруге кететін есептелген және қазіргі жағдайдағы компоновкаланған жабдықтың вариантындағы электр энергияның меншікті шығыны, 50 кВттонна;
Бэ - 1 кВт энергия бағасы;
Үрдісті енгізгенге дейінгі дебит - 6360 ттәу.
Шэл = 6360 ∙ 50 ∙ 0.053 ∙ 360 = 6067440 долл.
Үрдісті енгізгеннен кейінгі дебит - 9158.4 ттәу.
Шэл = 9158.4 ∙ 50 ∙ 0.053 ∙ 360 = 8737113.6 долл.
2.2.5 Ұңғыны жерасты жөндеуге кеткен шығындар
ҰЖЖ (ұңғыны жерасты жондеу) кететін шығындар есептелген варианттағы жылдағы жөндеу жүмыстары санына Nжөн. бір жөндеудің уақытына t, бір сағат жұмыстың құнына С және ҮЖЖ бригададағы адам санына n байланысты анықталған:
Шұжж = Nжөн ∙ t ∙ C ∙ n
Шұжж = 2 ∙ 30 ∙ 444 ∙ 10 = 266400 долл.
ҰЖЖ ретінде Қарашығанақ кен орнында СКҚ тізбегін ауыстыру деп түсініледі. Жаңа комплексті ингибитор осы құбырларды ауыстырудың себебі болып табылатын коррозиямен күреседі. Газды айдау жобасын енгізген соң алынатын конденсат көлемі мен оған сәйкес пайдалынатын ұңғымалардың СКҚ тізбегін ауыстыру жұмыстары екі есе кобейетіні күтілуде.
Шұжж = (2 ∙ 30 ∙ 444 ∙ 10) ∙ 2 = 532800 долл.
Басқа жабдықтың жөнделуі келесі тізімде есептеледі.
2.2.6 Жабдықтарды жөндеу шығындары
Жобаны енгізгенге дейінгі және кейінгі кездегі жабдықты жөндеу шығыны келесі теңдеумен есептеледі:
Шжөн = КС ∙ 1.2100 =60000000 ∙ 1.2100 = 720000 долл.
мұндағы КС - капиталды салымдар, олар негізгі өндірістік қорды көрсетеді.
2.2.7 Өндірісті дайындау және меңгеру шығындары
Үрдісті енгізгенге дейінгі өндірісті дайындауға және меңгеруге қажетті шығындар:
ШДжМ = 613000 долл.
Енгізгеннен кейін:
ШДжМ = 913000 долл.
Шығындардың жоғарылауы жобадағы майда бөлшектерінің тозуының көбеюмен түсіндіріледі.

2.2.8 Жоспарлы жұмыстарға арналған шығындар
Жоспарлы жұмыстар ретінде ұңғыларды зерттеу, қабатты гидравли-калық жару, тұз қышқылымен өңдеу, қосымша перфорация және т.б. түсініледі.
Шжж = С ∙ n
мұндағы С - жұмыс бағасы;
n - жылдағы жұмыс саны;
Шжж = 154000 ∙ 7 =1078000 долл.
Үрдісті енгізу жоспарлы жұмыс санына әсер етпейді.

2.2.9 Жылдық эксплуатациялық шығындар
Жылдық эксплуатациялық шығындар барлық тізімдегі шығындардың жиынтығын көрсетеді.
Үрдісті енгізгенге дейін:
Шжыл.э = 1076456 + 1027820 + 205564 + 6067440 + 266400 + 720000 + 613000 +1078000 = 11054680 долл.
Үрдісті енгізгенеен кейін:
Шжал.э = 3890456+ 1027820 + 205564 + 8737113.6 +532800 +720000 + 913000 + 1078000 = 17104753.6 долл.
2.2.10 Өзіндік құн үлесі
Меншікті өзіндік құн жылдық эксплуатациялық шығындардың жылдық өндіру көлеміне қатынасы ретінде анықталады.
Үрдісті енгізгенге дейін:
С1= 110546802321400 = 7.36 доллтонна
Үрдісті енгізгеннен кейін:
С2= 17104753.63342816 = 5.11 доллтонна

3 Еңбекті қорғау
3.1 Қашаған кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
Мұнай өндірісінде мұнай, газ, деэмульгатор, метанол, түрлі реагенттер мен жанаржағармай заттар сияқты жрылғыш, жанғыш зиянды заттар бөлінеді. МЕСТ 12.1.011.78 сәйкес жарылғыш қоспалардың категориясы мен тобы ПА-Т3 және ПА-Т2. СНиП 2.09.04.87 сәйкес өндірістік процестердің санитарлы тобы - ІІ, санитарлы сипаттамасы - Г.
Бірінші кезекте зиянды қосылыстардың таралуы немесе тотығуы секілді қауіпті қасиеттері адам организміне физиологиялық әсер етуімен анықталады. Заттардың жарылғыш өртқауіптілігі келесі негізгі факторлармен анықталады: жануымен, жарылу температурасымен, өздігінен балқуымен және бұзылуымен, т.с.с. температуралық және концентрациялық жану шектерімен; өздігінен жану шарттарымен, жарылу мүмкіндігімен және сумен эрекеттескен кезде жануымен, детонацияға сезімталдығымен, ауамен жарылуға қауіпті қосынды категориясы және тобымен сипатталады.
Қазіргі таңда Қашағанда газ өндіру комплексі әртүрлі зиянды заттармен табиги ортаны күкіртсутекпен, күкіртті ангидритпен, табиғи мекаптандар қосылыстарымен, көмірсутектермен, көмір қышқылымен, метанолмен және де басқада заттармен ластауды жалғастыруда.

3.2 Өндірістік санитария
Өндірістің жоғары қауіптілігін ескере отырып , жобалау кезінде қауіпсіздік техникасы, өндірістік санитария мен өрт қауіпсіздігі бойынша бірқатар шаралар қарастырылады. Бұл шаралардың мақсаты - төтенше жағдайлардың алдын алу мен ҚР стандарттары мен нормаларына сай еңбек және демалыстың қалыпты жағдайларын қамтамасыз ету.
Өндірістік орындар қажетті жылумен және желдеткіштермен қамтамасыз етілу керек.
Өндірістік объектілерде қауіпті санитарлы нормадағы персоналға қызмет көрсететін санитарлы - тұрмыстық орындардың болуы керек.
Қызмет етуші персоналдарды арнайы киім, арнайы аяқ киім және қорғаныс құралдарымен қамтамасыз ету қажет.
Қауіпті әрі зиянды заттармен байланысты жұмыстарда және ыңғайсыз өндірістік факторлармен байланысты жұмыстарда периодты түрде жұмысшылардың медициналық тексерілуі міндетті.
Технологиялық қондырғылар, арматуралар мен коммуникациялардың функцияналдық тағайындалуы мен жел бағытын ескере отырып нормаға сай қашықтықта орналасуын қадағалау керек. Электроқондырғылар мен электр желілері ПУЭ-85 және ПТЭ ережелеріне сай орындалған. Ғимараттар мен жұмыс орындары табиғи және электрлік жарықтанумен қамтамасыз етілген.
ІІ категориялы оъектілер РД 34-21-122-87 бойынша найзағайдан қорғаныспен, қалғандары жерлендірумен жабықталған.
МЕСТ 12.1.003.83 сәйкес шуды төмендету шаралары қарастырылған.
Барлық процестер үздіксіз өтеді және жеткілікті түрде автоматтандырылған.
Электр қауіпсіздігінің мұнай кәсіпшілігінің электрленуінің жоғарғы дәрежесі және электр жабдықтарын пайдалану жағдайларының ауырлығы (ылғалдылық, ауыспалы температуралар, жанғыш, жарылғыш белсенді заттардың болуы, жермен түйісуі және т.б). Қызмет етуші персоналдың электр қауіпсіздігін қамтамасыз етуге аса назар аударуды талап етеді.
Электр қауіпсіздігі қолданылатын электр техникалық нормативтердің барлық талаптарын бұлжытпай орындаумен, қамтамасыз етіледі. Барлық өткізетін бөлшектер сенімді оқшаулануы, қол жетпес биіктікте тығылуы немесе орналастыруы керек. ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.