Курсовая работа: Сырьевая база химической промышленности Российской Федерации и Республики Татарстан
Все запасы полезных ископаемых по категориям подлежат регистрации и утверждению государственными комиссиями по запасам.
Запасы, предназначенные для промышленной переработки, должны быть рассчитаны в среднем на 50 лет работы будущего предприятия. Меньший срок обычно неприемлем, хотя могут быть и исключения.
Месторождения сырьевых ресурсов различаются между собой запасами полезных ископаемых, их физико-химическими свойствами, условиями эксплуатации. При выборе месторождения для эксплуатации принято учитывать не только количественные показатели, но и качественные характеристики того или иного вида сырья. Так, использование сырья с небольшим содержанием полезных компонентов вызывает больший его расход, что приводит к дополнительным капитальным вложениям, повышению себестоимости готовой продукции, а в целом — к увеличению затрат общественного труда.
Качественные характеристики сырья оказывают влияние на технологию переработки, качество и ассортимент выпускаемой продукции.
Наконец, расположение месторождений, степень близости их к предприятиям-потребителям влияют на затраты труда, а также на транспортные затраты. Таким образом, выбор месторождения для эксплуатации определяется в первую очередь экономической целесообразностью. Это предполагает необходимость определения критерия выбора месторождения сырья или вида полезного ископаемого для эксплуатации.
Критерием экономической оценки месторождения является народнохозяйственная эффективность его эксплуатации. На нее оказывают влияние размер возможной годовой добычи, объем суммарных капитальных затрат, себестоимость добычи, обогащения и переработки 1 т сырья в сопоставлении с количеством и стоимостью извлекаемого из него полезного вещества, степень использования основных фондов на предприятиях, использующих то или иное сырье, срок строительства предприятий, добывающих данное сырье.
Для сравнительной оценки месторождений, а также выбора эффективного источника сырья используют следующие показатели:
1. Минимум приведенных затрат (3):
3 = Сд + Еи Кд + Соб + Еи Коб + Ст,
где Сд, Соб — себестоимость разведки, добычи и обогащения I т сырья, руб.; Кд, Коб — капитальные вложения в разведку, добычу и обогащение 1 т сырья, руб.; Ст — транспортные расходы на доставку сырья к месту переработки, руб.; Еи — коэффициент эффективности (Еи = 0,12).
2. Экономическая эффективность комплексного использования сырья (Эк):
Эк = ((Ки - Кк ) / Ки ) *100;
Эс =(( Си – Ск )/ Си ) *100;
Эк =(Nизвл / Nп.к ) *100
где Эк , Эс — показатели эффективности соответственно по себестоимости и удельным капитальным затратам; Ск , Си себестоимость продукта, получаемого соответственно при комплексном и единичном использовании сырья; Кк , Ки — удельные капитальные вложения при комплексном и индивидуальном использовании сырья; Nизвл. , Nп.к. — количество извлекаемых и полезных компонентов.
3. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений Ток , лет:
Ток = (К2 – К1 ) / (И2 - И1 )
где К2 , К1 — сумма капитальных вложений для сравниваемых вариантов при одинаковом уровне добычи и качестве сырья, руб.; И2, И1 — годовые эксплуатационные затраты, руб.
1.4 Методика выбора сырья
Сырьем называют предметы труда, на добычу и первичную обработку которых затрачен труд.
Сырье как один из главных элементов производственного процесса в значительной мере определяет экономику промышленного производства, в том числе и химической промышленности.
Для производства определенного вида химической продукции могут быть использованы различные виды сырья.
Чтобы установить, какой вид сырого материала наиболее целесообразен для производства данного вида продукции, необходимо, прежде всего, сопоставить различные виды сырья между собой по ряду экономических показателей:
— удельным капиталовложениям;
— производительности труда;
— себестоимости продукции.
Кроме того, следует рассчитать объем грузооборота при использовании каждого вида сырья.
Выбор сырья проводится по минимуму приведенных затрат (3):
Зi = Сi + Е Кi =min,
где Сi - себестоимость продукта из i-го вида сырья; Кi — капиталовложения; E - коэффициент приведения.
Себестоимость готового продукта (Сi) определяется как сумма затрат на добычу, обогащение, транспортировку и переработку сырья (в расчете на единицу готового продукта).
Сi = Сд + Соб + Ст р + Сп ,
где Сд—себестоимость добычи;
Соб — себестоимость обогащения; Стр себестоимость транспортировки; Сп — себестоимость переработки.
Капиталовложения (Кi) рассчитываются по формуле:
Кi = Кд + Коб + Ктр + Кп,
где Кд — капиталовложения в добычу, Коб капиталовложения в обогащение; Ктр — капиталовложения в транспорт; Ки капиталовложения в переработку.
Весь расчет ведется в рублях на 1 т готовой продукции. При выборе сырья и материалов для той или иной отрасли химической промышленности следует исходить из:
— максимального использования местных видов сырья (местным называется сырье, которое не целесообразно перевозить на дальние расстояния);
— использования менее дефицитных видов сырья;
— возможностей промышленной переработки неиспользуемых отходов и побочных продуктов производства;
— возможности потребления искусственных материалов и заменителей;
— величины запасов сырья и соответствия сырья качественным свойствам будущего готового продукта;
— целесообразности использования сырья с точки зрения народнохозяйственной эффективности в рассматриваемый период именно в данной отрасли химической промышленности;
— наименьшей вредности рассматриваемого вида сырья для здоровья работающих;
— возможного сокращения грузооборота.
При выборе вида сырья необходимо все показатели приведенные затраты, производительность труда, грузооборот, качество получаемой продукции, запасы сырья — рассматривать по совокупности с учетом условий производства продукции в данном конкретном случае [2].
1.5 Значение и пути экономии сырья
Партия и правительство намечают провести в девятой пятилетке большие мероприятия по снижению материалоемкости продукции. Экономия сырья и материалов позволит снизить себестоимость продукции и значительно уменьшить потребность в рабочей силе и капитальных вложениях. «Снижение материалоемкости продукции должно стать одним из критериев оценки научно-технического уровня производства в данной отрасли, на каждом предприятии».
Пути экономии сырья:
— сокращение потерь при переработке,
— совершенствование технологических режимов,
— разработка новых технологических процессов,
— комплексная механизация и автоматизация производства; -
— использование отходов при переработке сырья;
— сокращение потерь при хранении и транспортировке сырья, бережливость и строгий учет расходуемых материалов;
— переход на более экономичные виды сырья, замена пищевого сырья синтетическим.
2 Практическое исследование сырьевой базы химической промышленности РФ
2.1 Сырьевая база химической промышленности РФ
В истории российской нефтедобычи (преимущественно в советской) четко наблюдалась смена основных нефтедобывающих провинций: Кавказ - Волго-Урал - Западная Сибирь. Другие провинции не играли определяющей роли в структуре нефтедобычи [3]. При этом месторождения из каждого вновь вводимого региона получали «эстафету» от предшествующей доминирующей провинции в тот период, когда последняя находилась еще на пике нефтедобычи. Это позволяло до конца 80-х годов XX столетия постоянно наращивать уровень добычи нефти (в последние 15 лет в основном за счет освоения месторождений Западной Сибири).
С 80-х годов XX века по настоящее время наблюдается заметное ухудшение условий добычи как в целом по России, так и в Западной Сибири. Причины этого хорошо известны специалистам. Остановимся на некоторых из них.
В нефтяной промышленности происходит естественное качественное ухудшение состояния сырьевой базы вследствие выработки наиболее доступных и хорошо подготовленных месторождений. В настоящее время в среднем по стране начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны на 45 %. Для ряда длительно разрабатываемых крупнейших месторождений этот показатель существенно выше: по Самотлорскому - 63 %, Ромашкинскому - 85 % Мамонтовскому 74 % и т.д. Доля запасов с выработанностью более 80 % превышает 1/4 запасов, разрабатываемых нефтяными компаниями.
По данным Министерства энергетики РФ [4], при сохранении существующих темпов добычи нефти, разведанные запасы открытых к настоящему времени месторождений будут исчерпаны к 2040 г. Из текущих запасов нефти 19 % находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % относятся к тяжелым и высоковязким нефтям (вязкостью более 30 мПа-с). Доля активных запасов нефти в балансе большинства нефтяных компаний составляет около 45 % и продолжает снижаться. Более 50 % разведанных перспективных недоказанных запасов находятся в неосвоенных недрах севера страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока, значительная доля ресурсов - в арктических широтах, освоение которых потребует больших капитальных вложений в развитие соответствующей транспортной структуры. Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь.
Начиная с 1994 г. до настоящего времени прирост запасов нефти и нестабильного конденсата не компенсировал объема их добычи и до 2001 г. составил 2030,1 млн. т. при добыче 2489,3 млн. т (восполняемость 81,6 %). Продолжают снижаться объемы разведочного и эксплуатационного бурения. Это те показатели, которые характеризуют вклад российских компаний в сохранение фундаментальных показателей отрасли в части воспроизводства ресурсной базы [5].
Катастрофически снижаются запасы уникальных и крупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1.4 %) и 6553,78 млн. т (на 24,3 %) по отношению к 1994 г. В то же время число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на 11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.
Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а с дебитами до 10 т/сут - 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. Это означает, что на 1 т добытой нефти извлекается более 5 т воды. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию на начало 2000 г. число неработающих скважин равнялось около 33 тыс., т.е. 24,4 % добывающего фонда скважин.
В перспективе до 2007 г. прогнозируется увеличение объема добычи сырой нефти на 8,5 % с последующим падением примерно 1,0-1,2 % в год в зависимости от сценария развития рынка энергоносителей.
Шаимский нефтегазоносный район является старейшим нефтедобывающим районом Западной Сибири, по которому в течение более 40 лет накоплен богатейший опыт поисково-разведочных работ. За этот период открыто 21 месторождение нефти и введено в эксплуатацию 17. Несмотря на солидный возраст и значительные отборы запасов нефти (около 70 %), район сохраняет устойчивые перспективы прироста запасов, что обеспечивается существенными вложениями в геологоразведочные работы.
Первые нефтяные месторождения Западной Сибири были открыты в наиболее сложных по геологическому строению юрских продуктивных отложениях Шаимского района. Непростая геология нефтяных залежей повлияла на эффективность их разведки и освоения. Впервые гипотеза о перспективах нефтегазоносности юрских отложений Западно-Сибирской плиты была высказана академиком И.М. Губкиным на Урало-Кузбасской сессии Академии наук СССР в 1932 г. в г. Свердловске и позднее более обстоятельно сформулирована.
До начала 50-х годов XX века практически все геолого-поисковые работы в Шаимском районе носили маршрутный, рекогносцировочный характер. Значительное внимание изучению его геологического строения стали уделять после открытия Березовского газового месторождения (1953 г.). В 1958 г. сейсморазведочными работами выявлены Трехозерное и Мулымьинское локальные поднятия. В сентябре 1959 г. вблизи сета Шаим по рекомендациям геофизиков была пробурена первая поисковая скв. 2П Мулымьинская, при опробовании которой 25 сентября впервые получили приток нефти дебитом около 1 т/сут. С этой даты начинается история открытия тюменской нефти.
Промышленная значимость залежей нефти в Шаимском районе быта установлена последующим бурением и опробованием разведочных скважин: 7Р Мулымьинская (апрель 1960 г. дебит около 10 т/сут) и 6Р Трехозерная, из которой в июне 1960 г. был получен фонтанный приток нефти дебитом более 300 т/сут. Скв. 6Р Трехозерная считается первооткрывательницей первого в Западной Сибири нефтяного месторождения – Трехозерного, в результате в Шаимском районе значительно возросли объемы геологоразведочных работ.
В процессе проведенных поисково-разведочных работ в настоящее время промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях коры выветривания палеозойского складчатого фундамента, тюменской и абалакской свит. Запасы в нефтяных и нефтегазовых залежах сосредоточены на глубинах от 1600-1700 м (пласт П) до 2200-2300 м (пласты Т. KB). Месторождения имеют различные историю и длительность эксплуатации: одни из них (центральная и южная части района) были открыты и стали разрабатываться еще в начале 60-х годов XX века, другие (северная часть района) были разведаны и введены в эксплуатацию недавно.
Разведку и разработку месторождений района осуществляет ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», на балансе которого на 01.01.04 г. числится 21 месторождение, из них 17 введены в разработку. Самое «старое» Трехозерное месторождение было открыто в I960 г. и введено в эксплуатацию в 1964 г. Эта дата является началом истории нефтедобычи района.
Территория деятельности ТПП «Урайнефегаз» расположена в пределах Ханты-Мансийского автономного округа в Советском и Кондинском районах. В динамике добычи нефти по месторождениям ТПП «Урайнефтегаз» выделяются четыре периода:
• интенсивный рост добычи нефти в 1964-1971 гг. до 5,5 млн. т;
• замедленный рост добычи в 1972-1990 гг. от 5,5 млн. до 7,8 млн. т,
• снижение добычи нефти в 1991-1996 гг.
• стабилизация и дальнейший рост добычи с 1997 г. от 4,1 млн. до 4,7 млн.т.
На первом этапе освоения района (1964-1966 гг.) в разработку были введены Трехозерное и Мортымья-Тетеревское месторождения, основная доля запасов которых сосредоточена в высокопродуктивном пласте П. Начальный дебит скважин превышал 50 т/сут. В 1973-1980 гг. были введены в эксплуатацию еще четыре месторождения (Убинское, Толумское, Даниловское, Мулымьинское) с высокопродуктивным пластом П (кроме Убинского месторождения). Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) по этой группе месторождений составляют около 60 % суммарных по району.
В 1984-1989 гг. были введены в разработку семь месторождений (Северо-Даниловское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское, Шушминское, Яхлинское, Узбекское), структура запасов нефти которых (кроме Северо-Даниловского) оказалась значительно хуже ранее введенных: на долю низкопродуктивных объектов приходится около 60% НИЗ. В 1995-1997 гг. с аналогичной структурой запасов введены в разработку Мансингьянское, Сыморьяхское и Тальниковое месторождения, а в 2002 г. - в опытно-промышленную эксплуатацию Западно-Тугровское месторождение.
Таким образом, открытие и ввод в эксплуатацию за последние 15 лет месторождений с преобладанием низкопродуктивных нижнее - и среднеюрских пластов ухудшили структуру и качество запасов нефти, что повлияло на добычу нефти.
По мере совершенствования методов исследований и накопления опыта геологоразведочных работ существенно изменилось представление о строении продуктивных объектов, что объясняет непростую ситуацию с добычей нефти в Районе, максимальный уровень которой (7,798 млн. т) был достигнут в 1989 г.
В настоящее время основная добыча нефти обеспечивается месторождениями, Сходящимися на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью разбуренности проектного фонда скважин, выработки запасов и обводненности добываемой продукции. В последние годы добыча нефти стабилизировалась на уровне 4,5 млн. т (темп отбора составил 4,7 % трудноизвлекаемых запасов), однако тенденций к ее значительному увеличению не отмечается. Стабилизация добычи достигается в результате увеличения числа геолого-технических мероприятий (ГТМ), основными из которых являются гидроразрыв пласта (ГРП), вывод скважин из бездействия и консервации.
