|
Рассматриваемого месторождения
где j — вид монтажных работ, относящийся к рассматриваемому объекту или этапу; \Л — объем монтажных работ j-ro вида в натуральных измерителях; S : — удельные прямые затраты при выполнении единицы работ j-ro вида; Нм — накладные расходы при выполнении рассматриваемого комплекса монтажных работ; Пм — плановые накопления при выполнении данного комплекса монтажных работ.
п^ - накладные расходы при выполнении рассматриваемого . комплекса монтажных работ, руб.;
Для рассматриваемого комплекса объектов персонал службы КИП и А имеет следующий состав: обслуживание компрессорного цеха, оборудованного нагнетателями с газотурбинным приводом (измеритель — установленный агрегат) 10-0,8 = 8 чел.; обслуживание цеха очистки и осушки газа производительностью от 15 до 30 млн. т/сут (измеритель — блок) 3-1,2=3,6 чел. (принимаем 4 чел.); обслуживание и ремонт неавтоматизированных газораспределительных станций (измеритель — ГРС) 8-5 = 40 чел.; дополнительный ремонтный персонал ГРС (измеритель — ГРС) 8-0,2=1,6 чел. (принимаем 2 чел.); обслу-
Дальнейшее развитие рассматриваемого комплекса задач должно идти по пути оптимизации:
С учетом перечисленных замечаний для реализации рассматриваемого комплекса задач может быть применена следующая система моделей.
Программное обеспечение рассматриваемого комплекса задач должно представлять совокупность системного программного обеспечения ЭВМ.
Рассмотренная система экономико-математических моделей определяет объем и структуру информационного обеспечения рассматриваемого комплекса задач. Основная цель этого вида обеспечения заключается в том, чтобы параметризировать систему моделей, т.е. определить ее "вход" и "выход".
"Выходом" рассматриваемого комплекса задач должны служить:
Сравнительная экономическая эффективность реализации рассматриваемого комплекса задач должна определяться методами ретроспективного планирования путем сопоставления рационально сбалансированных плановых решений с планами, разработанными традиционными методами, а также фактическим выполнением этих планов. Такое сопоставление одновременно позволяет определить степень адекватности используемой системы моделей реальным экономическим процессам.
Не менее существенный абсолютный и относительный экономический эффект от практической реализации рассматриваемого комплекса задач должен достигаться за счет эффекта эмерджентности рекомендуемой системы моделей, методов и алгоритмов, сокращения, удешевления и упрощения документооборота, роста производительности труда управленческого аппарата, качественного изменения характера этого труда, повышения эффективности, оперативности и качества планирования и управления, создания единой безбумажной технологии формирования планов нз единой методической, информационной, математической, программной и технической основе.
Сетевой график состоит из узлов, соединенных стрелками. Стрелки являются аналогами отдельных работ из рассматриваемого комплекса, узлы — моменты начала или окончания работ.
В случае, когда для рассматриваемого комплекса сельских районов установлены какие-либо ограничения на ресурсы, они могут быть учтены в предлагаемой модели.
С увеличением смещения забоев возрастает проходка, а следовательно, и стоимость скважины. Например, при отклонении от вертикали на 500, 1000 и 1500 м стоимость скважины на Усть-Балык-ском месторождении возрастает на 8,5; 18,5 и 33%. Однако эффективность кустового разбурив ания месторождений зависит не только ют величины смещения забоев скважин,но и от числа скважин в кусте. Для условий рассматриваемого месторождения рентабельным, как показали расчеты ВНИИБТ, является группирование в одном кусте 10 или 20 скважин, что дает экономию на скважину соответственно 28,3 тыс. или 24,1 тыс. руб. х
Замыкающие затраты на природный газ в местах потребления газа рассматриваемого месторождения — центральные районы европейской части СССР — составляют 26 руб/1000 м3 [40]. Таким образом, с точки зрения максимальной замены дорогостоящего угля природным газом выгодным является вариант и с годовым отбором 40 млрд. м3, так как и в этом случае приведенные затраты на добычу и транспорт газа рассматриваемого месторождения меньше замыкающих. Однако, помимо указанного критерия, следует учитывать и другие народнохозяйственные соображения и практическую сторону вопроса — необходимость обеспечения на длительный срок газом высококвалифицированных потребителей (химической, металлургической и других отраслей промышленности), намечаемые приросты запасов и подачи газа из районов, примыкающих к рассматриваемому, продолжительность разведки и ввода в эксплуатацию новых месторождений, необходимость загрузки имеющихся газопроводов и намечаемые сроки ввода в эксплуатацию новых газопроводов, наличие материальных и трудовых ресурсов для освоения месторождения и строительства газопроводов, возможность бурения в короткий срок большого числа скважин и многие другие. Если залежи разрабатываются дорогостоящими скважинами, сложными установками промысловой обработки газа, если на промысле организовано
1955 гг. — на ранней стадии развития газовой промышленности. Продолжительность этого периода зависит от того, как быстро подключаются на полную мощность газопроводы, снабжаемые газом пз рассматриваемого месторождения, как скоро вводятся в эксплуатацию скважины, установки промысловой обработки газа и пр. В последние годы в связи с наличием большого числа магистральных газопроводов, ускорения проводки скважин и т. д. продолжительность периода нарастающей добычи сокращается. За время нарастающей добычи в среднем отбирается 5 —15% от запасов и величина годовых отборов обычно не превышает 2—3% запасов.
Пример оценки экономической эффективности ускоренного ввода в разработку месторождения составлен применительно к условиям крупного газового месторождения севера европейской части СССР с годовой добычей 10 млрд. м3. Газ рассматриваемого месторождения транспортируется на расстояние 1300 км. Ускоренный ввод месторождения в эксплуатацию позволит на два года раньше использовать газ в народном хозяйстве. Добыча газа из месторождения при разработке обычными методами и ускоренными приведена в табл. 10. 3.
Ускоренный ввод месторождения в разработку позволит в теч ние первых четырех лет дополнительно использовать в народно хозяйстве 20 млрд. м3 газа. Это количество газа при разработ! месторождения обычными способами могло быть использовано в н; родном хозяйстве через 11 — 12 лет. В расчетах замыкающие затрат на топливо в местах потребления газа учитываются в 23,5 руб/ЮООм приведенные затраты на добычу, транспорт газа, включая стоимоа разведочных работ, — • 8 руб/1000 м3. Соответственно эффект от HI пользования 1000 м3 газа рассматриваемого месторождения состав]/ 15,5 руб. Капитальные вложения в добычу и транспорт газа приш маются в размере 30 руб/1000 м3 годовой мощности, соответственн капитальные вложения в добычу и транспорт 10 млрд. м3 газа в год -300 млн. руб.
Таким образом, народнохозяйственная экономия благодаря боле раннему вводу в разработку рассматриваемого месторождения ее ставит 136 — 43 = 93 млн. руб.
Залежь разрабатывается на режиме постоянной депрессии. При депрессии 2 кгс/см2 на месторождении пробуриваются 308 скважин, при депрессии 6 кгс/см2 — 170 скважин. Исследования скважин показали возможность разработки залежи при депрессии 6 кгс/см2. Капитальные вложения в ДКС для дожатия газа на 1 кгс/см2 составляют 2 млн. руб., а для дожатия 4 кгс/см2 — 8 млн. руб. При увеличении депрессии с 2 до 6 кгс/см2 экономия в строительство скважин и связанных с ними сооружений составит 1,5 X 138 — — 8 = 199 млн. руб. Таким образом, и без расчетов эксплуатационных расходов и приведенных затрат очевидна целесообразность применения максимально возможной для рассматриваемого месторождения депрессии — 6 кгс/см2.
Для рассматриваемого месторождения большое значение имеют вопросы надежности газоснабжения. Условия разработки месторождений севера Тюменской области таковы, что при проведении ремонтных работ необходимо отключать УКПГ полностью. Правда, в расчетах [27] учитывают одну резервную УКПГ. Но так как производительность каждой УКПГ при строительстве на промысле шести-семи УКПГ составляет 12 — 14 млрд. м3/год, то необходимо рассмотреть особо вопросы надежности. Ведь выход из строя одной УКПГ приведет к большим народнохозяйственным потерям из-за непоставки 40 — 45 млн. м3 газа в сутки. Таким образом, рекомендовать уменьшение числа УКПГ можно только при условии их надежной бесперебойной работы.
Если учесть экономическую оценку других факторов, то срок окупаемости средств автоматизации рассматриваемого месторождения будет еще меньше.
Приведенные расчеты показывают целесообразность осуществления автоматизации рассматриваемого месторождения.
Предел разработки месторождений, если нет ограничений технологического порядка, определяется экономическими расчетами. Критерием для определения низших границ эксплуатации разрабатываемого месторождения являются замыкающие затраты на топливо: добыча газа становится нерентабельной при условии, если затраты на добычу и транспорт газа до потребителей превышают затраты на замыкающее топливо [52]. В соответствующих расчетах, установив для пунктов потребления газа замыкающие затраты, рассчитывают минимальный дебит рассматриваемого месторождения, при котором годовые эксплуатационные расходы на добычу и транспорт газа равны замыкающим затратам. При этом по добыче газа определяют вновь возникающие расходы, т. е. не учитывают затраты на разведку, приведенные затраты по добыче газа рассчитывают без ЕК, а себестоимость — без реновационных отчислений.
Реинжиниринг процессов Рекламные мероприятия Районного подчинения Рекламных материалов Рекламных проспектов Рекламным агентствам Рационального сочетания Рекламной информации Рекламное агентство Рекламного материала Рекламного сообщения Рекламную деятельность Рекомендаций направленных вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
