ЦОТПУС = ЦОПТ ?1,18 = 5714,28?1,18 = 6742,85 руб. (7.2)

7.2 Расчет ожидаемой экономической эффективности

7.2.1 Расчет общих капитальных вложений в проектируемый канал

Расходы на приобретение проектируемого канала - 6742,85 руб.

Затраты, связанные с монтажом и наладкой (20 % от стоимости приобретения устройства) проектируемого канала - 1348,57 руб.

Общие капитальные вложения в проектируемый канал - 8091,42 руб.

7.2.2 Смета эксплуатационных расходов

Проектируемый канал обслуживает инженер с месячным окладом 6000 руб.

а) Заработная плата обслуживающего персонала за год:

3 = 6000 ?12 = 72000,00 руб (7.3)

Размер премии составляет 20 % от зарплаты:

Зпрем = 72000 ? 0,2 = 14400,00 руб. (7.4)

Дополнительная заработная плата составляет:

Здоп = (72000,00 + 14400,00) ? 0,2 =17280,00 руб. (7.5)

Отчисления на социальное страхование:

Осоцстрах = (3 + Зпрем + Здоп) ? 0,26 = 26956,8 руб. (7.6)

Итоговая зарплата:

S = Осоцстрах + 3 + Зпрем + Здоп = 130636,8 руб. (7.7)

б)Амортизация (20% от общих капитальных вложений) проектируемого канала - Амр=1618,28 руб.

в) Затраты на текущим ремонт (35% от амортизации) проектируемого канала - Рпг=566,40 руб.

Результаты расчетов сведены в таблицу 7.6.

Таблица 7.6

7.2.3 Срок окупаемости

В среднем проектируемый канал окупается за 6 лет. Рентабельность изделия составляет:

,

где Ци - рыночная, цена, руб;

Си - себестоимость изделия, руб.

(7.8)

На основании экономических расчетов видно, что проектируемый канал построен на основе новейших компонентов. Производство экономически выгодно, приносит прибыль и затраченные вложения на его разработку и внедрение в сферу работы окупятся.

8 Обеспечение безопасности жизнедеятельности

8.1 Требования к оборудованию, аппаратуре и техническим средствам

Согласно постановлению от 5 июня 2003г. №56 "Об утверждении правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 20.06.2003 N 4812) к аппаратуре по ведению геофизических работ в нефтяных скважинах должны предъявляться следующие требования:

1) Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах должны проводиться с применением оборудования, кабеля и аппаратуры, технические характеристики которых соответствуют геолого-техническим условиям в бурящихся и эксплуатируемых скважинах.

2) Каротажные подъемники должны быть укомплектованы:

- подвесными и направляющими блоками, упорными башмаками и приспособлением для рубки кабеля;

- средствами визуального контроля за глубиной спуско-подъема кабеля, скоростью его продвижения и натяжения;

- соединительными кабелями с прочным электроизоляционным покрытием;

- автоматизированным кабелеукладчиком.

3) Для проведения геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторные устройства, испытанные на давление, ожидаемое на устье скважины.

4) К геофизическим работам допускаются сертифицированные оборудование, кабель и аппаратура.

5) Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники допускаются к применению только при наличии разрешения организации, в ведении которой находится скважина, и при согласовании с территориальными органами Госгортехнадзора России.

6) Конструкции приборных головок должны обеспечивать присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и сборку компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры. Кабельный наконечник должен иметь конструкцию, обеспечивающую его захват ловильным инструментом. Ловильный инструмент под все типы применяемых головок и кабеля должен входить в комплект геофизической аппаратуры.

7) Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа кабеля.

8) При геофизических работах должен применяться кабель, не имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна периодически проверяться, а после работ в агрессивных средах кабель должен испытываться на разрывное усилие.

Для спуска прибора в скважину используется кабель марки КГ 3?0,75-60-150 (ГОСТ Р 51978-2002). Характеристики кабеля приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

8.2 Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора

Поскольку разрабатываемый канал входит в состав комплексной геофизической аппаратуры, то меры безопасности для этого канала те же, что и у аппаратуры

Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора по техническому описанию:

1) Эксплуатация аппаратуры, а также работы, выполняемые при калибровке и поверке, должны производиться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации с соблюдением “Правил безопасности в нефтяной промышленности”, утвержденным Госгортехнадзором 31.01.74. и “ Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей”, утвержденных Госгортехнадзором 12.04.69.

2) К работе с аппаратурой должны допускаться лица, сдавшие экзамен по технике безопасности и изучившие Инструкцию по эксплуатации.

3) Меры безопасности при калибровке и поверке дозиметрических приборов должны соответствовать требованиям норм радиационной безопасности (НРБ-76), утвержденным Минздравом РФ , и требованиям МИ 1778-87.

4) Лица, постоянно работающие или временно привлекаемые к работам с источниками ионизирующего излучения (категория “А”), должны руководствоваться действующими санитарными правилами работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений (ОСП-72.80), утвержденными Минздравом РФ, и быть допущенными к работе с источниками ионизирующих излучений.

5) Аппаратура транспортабельна в обычных условиях, не имеет элементов пожаро- и взрывоопасности, не оказывает вредного воздействия на человека и окружающую среду.

6) Во избежание поражения электрическим током при эксплуатации аппаратуры броня геофизического кабеля должна быть заземлена.

7) Перед подключением скважинной аппаратуры к кабелю необходимо проверить сопротивление изоляции между кабелем и кабельным наконечником. Сопротивление изоляции должно быть не менее 30 Мом [7].

8.3 Правила эксплуатации, хранения и транспортировки

Для сохранения аппаратуры и поддержания ее в работоспособном состоянии необходимо соблюдать правила эксплуатации, хранения и транспортировки:

1) Упакованные модули могут транспортироваться любым видом транспорта, на любые расстояния при температуре не ниже минус 50 С (группа С по ГОСТ 15150-69).

2) Упакованные модули должны храниться в закрытых сухих проветриваемых помещениях при температуре от 1С до 40С, относительной влажности воздуха не более 80% при температуре 20С при отсутствии в окружающей среде паров кислот, щелочей и прочих агрессивных смесей (группа Л по ГОСТ 15050-69).

3) При эксплуатации модули должны храниться в составе аппаратуры геофизической станции или в помещении на специальной стойке в условиях.

4) При транспортировке и хранении модули не должны подвергаться ударным воздействиям.

5) Стыковочные узлы модулей необходимо содержать в чистоте, защищенными от механических воздействий.

6) Уплотнительные кольца и резьбовые соединения модулей при сборке должны быть очищены от механических частиц и покрыты тонким слоем смазки ЦИАТИМ-221 (по ГОСТ 9433-80).

7) По окончании работы на скважине необходимо промыть модули бензином с маслом или дизтопливом, наружные поверхности протереть насухо.

Заключение

В данном дипломном проекте решалась задача разработки канала для комплексной скважинной аппаратуры. В результате спроектирован двухканальный модуль, предназначенный для преобразования в цифровые коды температуры флюида и содержания воды в нефти.

В проекте дан обзор и анализ методов измерения температуры и влагосодержания. Приведены структурная и принципиальная схемы устройства, разработана конструкция первичных преобразователей, дано описание устройства канала. Выполнен анализ и выбор математических моделей измерительных каналов, а также анализ погрешностей разрабатываемого модуля.

В целом разработанный модуль для измерения температуры флюида и содержания воды в нефти удовлетворяет метрологическим характеристикам и условиям эксплуатации.

Список используемых источников

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учеб. для вузов. Под ред. д. г.-м. н. В.М. Добрынина, к.т.н. Н.Е. Лазуткиной - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 400 с. ил.

2. Кривко Н.Н. Аппаратура геофизических исследований скважин: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 384 с.: ил.

3. М.А. Берлинер. Измерения влажности: Изд. 2-е перераб. и доп. - М.: «Энергия», 1973. - 400 с.: ил.

4. Григорьев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов/ Под. ред.Е.В. Каруса. - М.: Недра, 1980. - 398 с.

5. Куликовский К.Л., Купер В.Я. Методы и средства измерений: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 448 с.

6. BetaTHERM. Temperature sensors, discrete NTC thermistor elements and custom probe assemblies: Catalog. Ireland, 1996. - 33 p.

7. Комплексная скважинная аппаратура контроля технического состояния скважин и разработки нефтяных месторождений ГеоПАЛС КСП16. Техническое описание и инструкция по эксплуатации, 2008. - 19 с.

8. Редькин П.П. Микроконверторы фирмы Analog Devices в микропроцессорных приборных комплексах: Учеб. пособие/ П.П. Редькин, А.Б. Виноградов. - Ульяновск: УлГТУ, 2005. - 316 с.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9