ультатами розрахунку видно, що в зимовий час питома розрахунок інгібітора сильно залежить від довжини шлейфу. Це явище прямо пов'язане з пониженням температури газу внаслідок теплопередачі довкіллю. Також можна зробити висновок, що зі збільшенням дебіту газу питома витрата інгібітора зменшується. Це пов'язано з тим, що збільшується швидкість газу і він знаходиться менший час в контакті з навколишнім середовищем через стінки труб. Зменшення часу контакту призводить до зменшення перепаду температури по довжині трубопроводу, що підтверджується розрахунковими даними. У літній час гідрати не утворюються. p align="justify"> За результатами проведених вище розрахунків, розрахуємо середній питома витрата метанолу в зимовий період (візьмемо два найхолодніших місяці: грудень, січень):
(5.45)
де, Qi-дебіт i-го шлейфу (млн.м3/сут); витрата метанолу для i-го шлейфу = 0,084 кг/тис.м3. p> Добовий витрата метанолу: м = 0,084 * 46340 = 3887 кг/сут. (46340 тис.м3/сут-общій дебіт всіх свердловин). p> За два найбільш холодних місяця в році, витрата метанолу складе: = 30 сут. * 2 міс. * 3887 кг/сут. = 223220 кг. p> Отже, за два найбільш холодних місяця року (грудень, січень), витрата метанолу для всіх шлейфів складе 223 220 кг ..
6. Економіка підприємства
.1 Аналіз техніко-економічних показників сеноманской поклади
Видобуток газу з сеноманской поклади Ямбурзького родовища в 2002 році знизилася в порівнянні з 2001 роком і склала 144,6 млрд. м3 проти 156 млрд. м3, з Харвутинської площі за рік відібрано 8.5 млрд. м3.
Як зазначалося у попередніх розділах, загальний фонд свердловин, пробурених на сеноман, станом на 1.01.2003г. склав 891 одиницю, експлуатаційний фонд налічує 770 свердловин. З них в дії знаходиться 746 свердловин, в т.ч. на Харвутинської площі - 50 свердловин.
Підготовка газу до дальнього транспорту здійснюється на семи установках комплексної підготовки газу (УКПГ № № 1 Вё 7) і одній установці попередньої підготовки газу - УППГ № 8 на Харвутинської площі.
Техніко-економічний аналіз розробки сеноманской поклади проводиться ВНИИГАЗа з метою обгрунтування нормативної бази витрат, на основі якої виконується економічна оцінка подальшої експлуатації поклади.
Падіння рівня видобутку газу на родовищі зумовило погіршення економічних показників розробки. p> Динаміка і рівень основних ТЕП за 2000-2002 рр.. наведені в таблиці 6.1. p> Відзначається, що при зниженні річного відбору газу на 11,5 млрд. м3 за останні 3 роки, собівартість видобутку газу (без урахування податків) підвищилася в 1,9 рази.
Первісна загальна вартість основних промислово-виробничих фондів (ОППФ), в основному орендованих у ВАТ В«ГазпромВ», збільшилася з 46,3 до 71,4 млрд. руб. за аналізований період. p> У 2002 році введено в експлуатацію другі черги ДКС № № 2, 5, 6. Всього в ТОВ В«ЯмбурггаздобичаВ» (В«ЯгдВ») знаходяться в роботі 10 цехів ДКС...
