Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

В качестве основы используются растворы соляной кислоты регламентированной по содержанию плавиковой кислоты с добавкой модификаторов МК-2 (МК-В марки К) для добывающих и МК-Н для нагнетательных скважин, представляющих собой смесь поверхностно-активных веществ в строго определенном соотношении.

Кислотный состав КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) предназначен для проведения работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта нефтедобывающих скважин, и увеличения приемистости нагнетательных скважин, в карбонатных коллекторах путем кислотной обработки.

КСПЭО-2ВЛ содержит замедлитель и обладает в 10 раз меньшей скоростью реакции по сравнению с кислотными составами, не содержащими замедлителей, а также повышенной стабилизирующей способностью в отношении ионов железа. Применение состава позволяет увеличить радиус активного охвата пласта кислотным воздействием и эффективно предотвратить выпадение железосодержащих вторичных осадков в течение всего времени реакции кислотного состава с породой, а также после его нейтрализации.

Кислотный состав КСПЭО-2ВЛ:

· совместим с нефтью, способствует удалению (выносу) связанной воды из ПЗП, что способствует более эффективному восстановлению ее проницаемости,

· имеет высокую диспергирующую способность в отношении АСПО.

Состав выпускается (в товарном виде) под маркой «А» и «Б».

КСПЭО-2(2Н) марки «А» представляет собой состав, полностью готовый к проведению СКО.

КСПЭО-2(Н) марки «Б» представляет собой состав с концентрацией НС1 20-24%, который разбавляется пресной водой непосредственно на скважине или перед транспортировкой до концентрации 10-12%.

Состав КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) обладает следующими преимуществами по сравнению с соляной кислотой:

· Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого (менее 0,03 мН/м) межфазного натяжения () на границе КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) - нефть.

· Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких эмульсий, приводивших к осложнениям при освоении скважин после обработки соляной кислотой вплоть до отсутствия притока нефти.

Как показали лабораторные исследования, проведенные в ОАО «ПермНИПИнефть», вязкие устойчивые эмульсии пластовой нефти с соляной кислотой образуют все (без исключения) исследованные нефти различных месторождений Пермского края.

При использовании КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) нефтекислотные эмульсии не образуются даже при наличии минерализованной воды с плотностью 1,18-1,19 г/см3 и продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры, что и до обработки ее КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н).

Количество кислоты для закачки рассчитывалось совместно со специалистами ОАО «Урал-Дизайн-ПНП» исходя из величины интервалов перфорации и их количества. Расчет количества кислоты выполнен для каждой из скважин и составляет 135 м3/скв.

2.4.4 Предполагаемая конструкция скважин

Эффективность строительства горизонтальных скважин с последующим поинтервальным БОПЗ определяется правильным выбором проектных решении по геологическому обоснованию их проектных параметров, соответствующим технологии заканчивания, геолого-технологическим условиям.

Рассмотрим основные этапы строительства горизонтальной скважины по данной технологии на примере скв. № 188 Карсовайского м/р:

- бурение основного наклонного ствола до абс. глубины 1210 м, без вскрытия ВНС,

- проведение промежуточного каротажа,

- бурение основного горизонтального ствола длиной до глубины 1800 м., по стандартной технологии по пласту А-4

- спуск хвостовика 114 мм осуществляется в пласт А-4 с перекрытием интервала неустойчивых глин глухими трубами с набухающими пакерами. Часть основного ствола в пределах продуктивной части пласта А-4 перекрывается фильтром.

- цементирование хвостовика

- перевод скважины на среду набухания(как правило нефть), демонтаж буровой, при этом пакера разбухнут и примут рабочее состояние

Предлагаемая конструкция скважины №188:

- кондуктор - 245 мм, на глубину 830,0 м, подъем цемента 10 м до устья.

- ЭК - 146 мм, на глубину 1627 м, подъем цемента до устья.

- сплошное сцепление цементного камня с колонной

- проектный коридор бурения

Горизонтальный ствол на пласт А-4

Точка входа в пласт : 1650 м.

Забой: 1800 м

- азимут бурения в продуктивном пласте: А-4 -170,8 гр.

- проектная длина бокового ствола: по пласту А-4- 150 м

- эксплуатационный горизонт - башкирский

Рис.28. - Конструкция горизонтального ствола с набухающими пакерами

2.5 Определение технологической эффективности при реализации ПБСКО в ГС

2.5.1 Исходные данные для определения технологической эффективности ПБСКО в ГС

Для определения технологической эффективности необходимы следующие данные: радиус контура питания; пластовое давление; глубина кровли пласта; глубина подошвы пласта; давление насыщения; газовый фактор; плотность нефти и воды в поверхностных условиях; вязкость нефти и воды; объемный коэффициент нефти и воды; удлинение; радиус скважины; глубина спуска ГНО; глубина верхних и нижних дыр перфорации; плотность перфорации; фазировка; радиус и длина перфорационных каналов; затрубное, буферное, линейное давления; текущий дебит жидкости, нефти, обводненность; динамический уровень; забойное давление; эффективная мощность пласта; проницаемость, пористость, нефтенасыщенность коллектора; объем и концентрация закачиваемой кислоты; остаточные извлекаемые запасы.

На основании этих данных производится предполагаемый расчет дебита нефти, жидкости, расчет обводненности.

2.5.2 Выбор метода определения технологической эффективности

Технологическая эффективность проведения БСКО определяется по приросту дебита нефти после выхода скважины на режим. Как правило, время выхода скважины на режим после бурения и проведения ПБСКО варьируется от 2 до 8 дней. После происходит мониторинг показателей добычи обработанных скважин в течение года, прослеживается темп падения добычи нефти.

Геологический потенциал работы скважин после проведения БСКО рассчитывался совместно со специалистами ЗАО «ИННЦ» с помощью модели в программном комплексе Eclipce Компании Schlumberger.

2.5.3 Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом

Технологическая эффективность проведения ПБСКО определяется по приросту дебита нефти после выхода скважины на режим. Предполагаемое время выхода скважины на режим после бурения и проведения ПБСКО - от 2 до 8 дней. После происходит мониторинг показателей добычи обработанных скважин в течение года, прослеживается темп падения добычи нефти.

Геологический потенциал работы скважин после проведения ПБОПЗ рассчитывался в ЗАО «ИННЦ» на гидродинамической модели Карсовайского месторождения в программном комплексе Tempest Компании Roxar.

При проведении ПБСКО на 187 и 188 горизонтальных скважинах Карсовайского месторождения расчетный суммарный прирост запускных дебитов составляет 24,6 т/сут, расчетная продолжительность эффекта - более 15 лет, начальный дебит после ПБОПЗ в ГС 32,2 т/сут, до обработки - 7,6 т/сут. Дополнительная добыча от предлагаемой технологии за первый год - 5168 т., за 15 лет дополнительная добыча составит 78206 т.

Графики сравнения дебита нефти, жидкости и процента обводненности продукции наклонно-направленных скважин и ГС после ПБСКО приведены на рис.29 и 30.

Рис.29 Динамика добычи нефти по проетным скважинам

Рис.30 Динамика добыча жидкости и роста % обводненности по проектным скважинам.

Дополнительная добыча в графическом виде выражена на рис.31.

Рис.31 Дополнительная добыча нефти

Основные технологические показатели (добыча нефти, добыча жидкости, накопленная добыча) сравниваемых технологий (наклонно-направленные скважины и ГС с ПБСКО) по годам представлены в таблицах 18, 19 и 20.

Таблица 18

Сравнение технологических показателей по скважине 187

Год	ННС	ГС после БОПЗ	Технологический эффект
	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н,т	Доб.ж. м.3	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н,т	Доб.ж. м.3	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н, тыс.т	Доб.ж. тыс.м.3
2013	4,5	4,6	720	741	19,1	27,2	3892	5539	14,6	22,6	3,2	4,8
2014	3,7	4,0	1119	1190	13,7	23,7	4747	8223	10,0	19,7	3,6	7,0
2015	3,1	3,3	1077	1165	12,9	23,2	4491	8078	9,8	19,9	3,4	6,9
2016	2,6	2,8	764	837	12,5	22,8	4336	7903	9,9	20,0	3,6	7,1
2017	2,1	2,4	592	656	12,0	22,3	4172	7734	9,9	19,9	3,6	7,1
2018	1,8	2,0	484	540	11,0	21,1	3816	7330	9,2	19,2	3,3	6,8
2019	1,5	1,6	409	460	9,7	19,6	3364	6819	8,2	18,0	3,0	6,4
2020	1,2	1,4	355	401	8,8	18,7	3067	6470	7,6	17,3	2,7	6,1
2021	1,0	1,1	313	355	8,5	18,3	2937	6328	7,5	17,1	2,6	6,0
2022	0,8	1,0	280	319	8,3	18,0	2873	6251	7,5	17,1	2,6	5,9
2023	0,7	0,8	253	290	8,0	17,6	2786	6115	7,3	16,8	2,5	5,8
2024	0,6	0,7	231	266	7,7	17,0	2669	5903	7,1	16,4	2,4	5,6
2025	0,5	0,5	213	245	7,3	16,3	2514	5660	6,8	15,8	2,3	5,4
2026	0,4	0,5	197	228	7,0	15,8	2420	5490	6,6	15,4	2,2	5,3
2027	0,3	0,4	183	213	6,3	14,2	2190	4922	6,0	13,8	2,0	4,7

Таблица 19

Сравнение технологических показателей по скважине 188

Год	ННС	ГС после БОПЗ	Технологический эффект
	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н,т	Доб.ж.м.3	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н,т	Доб.ж.м.3	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н, тыс.т	Доб.ж.тыс.м.3
2013	3,1	3,2	660	679	13,1	19,1	2656	3881	10,0	15,9	2,0	3,2
2014	2,9	3,0	814	866	10,1	17,0	3519	5904	7,3	14,0	2,7	5,0
2015	2,7	2,9	974	1054	9,7	16,6	3372	5769	7,0	13,6	2,4	4,7
2016	2,6	2,9	691	757	9,4	16,2	3261	5626	6,8	13,3	2,6	4,9
2017	2,6	2,8	536	593	9,0	15,8	3125	5471	6,5	12,9	2,6	4,9
2018	2,5	2,8	438	489	8,7	15,4	3007	5353	6,2	12,6	2,6	4,9
2019	2,5	2,8	370	416	8,4	15,3	2917	5305	5,9	12,5	2,5	4,9
2020	2,4	2,7	321	362	8,0	15,0	2790	5206	5,6	12,3	2,5	4,8
2021	2,4	2,7	283	321	7,7	14,8	2684	5136	5,4	12,1	2,4	4,8
2022	2,3	2,7	253	289	7,5	14,5	2589	5046	5,1	11,9	2,3	4,8
2023	2,3	2,6	229	262	7,1	14,1	2485	4900	4,8	11,5	2,3	4,6
2024	2,3	2,6	209	240	6,9	13,7	2389	4733	4,6	11,0	2,2	4,5
2025	2,3	2,6	192	222	6,7	13,4	2328	4636	4,5	10,8	2,1	4,4
2026	2,2	2,6	178	206	6,5	13,1	2267	4547	4,3	10,5	2,1	4,3
2027	2,2	2,6	166	192	5,9	11,5	2045	4007	3,7	9,0	1,9	3,8

Таблица 20

Сравнение технологических показателей (суммарно)

Год	ННС	ГС после БОПЗ	Технологический эффект
	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н,т	Доб.ж.м.3	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н,т	Доб.ж.м.3	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Доб.н, тыс.т	Доб.ж. тыс.м.3
2013	7,6	7,8	1380,0	1420,7	32,2	46,3	6548,0	9419,7	24,6	38,5	5,2	8,0
2014	6,6	7,0	1933,6	2055,4	23,8	40,7	8266,0	14127,7	17,3	33,7	6,3	12,1
2015	5,8	6,3	2050,2	2219,4	22,6	39,8	7863,0	13847,2	16,8	33,5	5,8	11,6
2016	5,2	5,7	1454,7	1594,9	21,9	39,0	7597,0	13530,0	16,7	33,3	6,1	11,9
2017	4,7	5,2	1128,3	1249,3	21,0	38,1	7297,0	13204,7	16,4	32,9	6,2	12,0
2018	4,3	4,8	921,9	1028,9	19,7	36,6	6823,0	12682,7	15,4	31,8	5,9	11,7
2019	3,9	4,4	779,5	875,7	18,1	34,9	6281,0	12123,5	14,1	30,5	5,5	11,2
2020	3,6	4,1	675,2	762,9	16,9	33,7	5857,0	11675,6	13,3	29,6	5,2	10,9
2021	3,4	3,8	595,6	676,3	16,2	33,1	5621,0	11464,2	12,8	29,2	5,0	10,8
2022	3,2	3,6	532,8	607,7	15,8	32,6	5462,0	11297,1	12,6	29,0	4,9	10,7
2023	3,0	3,4	481,9	551,9	15,2	31,7	5271,0	11015,6	12,2	28,2	4,8	10,5
2024	2,9	3,3	440,0	505,7	14,6	30,7	5058,0	10636,1	11,7	27,4	4,6	10,1
2025	2,7	3,1	404,7	466,8	14,0	29,7	4842,0	10296,7	11,2	26,5	4,4	9,8
2026	2,6	3,0	374,7	433,5	13,5	28,9	4687,0	10037,0	10,9	25,9	4,3	9,6
2027	2,5	2,9	348,9	404,8	12,2	25,7	4235,0	8928,7	9,6	22,7	3,9	8,5

Выводы по разделу

Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации.

В 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %, что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков).

За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды.

В 2011 году:

- действующий фонд добывающих скважин выше проектного на 2 % (1 скважина);

- действующий фонд нагнетательных скважин на одну меньше проектного;

- дебит нефти на 10 % ниже проектного уровня, за счет большего падения скважин по добыче нефти, связанного с ростом обводнения и падением пластового давления;

- как и в предыдущем году отмечается значительный рост обводнения скважин нового и переходящего фонда скважин;

- добыча нефти за год на 5 % ниже проектной, за счет большого падения скважин по добыче жидкости и увеличения обводненности;

- уровни закачки агента вытеснения на 23 % ниже проектных. Стоит отметить, что на месторождении имеется ограничение по закачке воды и поддержанию пластового давления. Для нужд системы ППД используется подтоварная вода, уровни добычи которой, на уровне с объемами закачки ее в пласт.

Таким образом, можно констатировать, что проектные уровни показателей разработки верейско-башкирского объекта за последние пять лет в целом выполняются, а уровни добычи нефти поддерживаются в основном за счет ввода новых добывающих и нагнетательных скважин.

Изменение кострукции двух проектных наклонно-направленных скажин на ГС и освоение из при помощи ПБОПЗ, дает общий прирост нефти 78206 тонн за 15 лет эксплуатации.

Сопоставляя полученные технологические показатели, достигнутые в результате бурения ГС и проведения в них ПБОПЗ на скважинах №187 и №188, с утвержденным вариантом, можно сказать, что по сравнению с наклонно-направленными скважинами, ГС с ПБОПЗ дают:

- в 5 раза большую добычу нефти;

- повышение коэффициентов охвата и конечного извлечения нефти;

- более равномерную выработку запасов.

3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Определение экономической эффективности при проведении ПБСКО в ГС на Карсовайском месторождении.

Повышение нефтеотдачи с применением ГС и освоением при помощи ПБОПЗ на сегодняшний день один из самых эффективных методов увеличения дебитов скважин и увеличения добычи нефти месторождений с трудно извлекаемыми запасами.

Главными принципами определения эффективности являются:

- рассмотрение проекта на протяжении его жизненного цикла;

- моделирование денежного потока, связанного с осуществлением проекта;

- учет фактора времени.

В соответствии с РД 153-39-007-96 и темой дипломного проекта показателями для экономической эффективности проектируемого решения являются:

- прибыль от реализации;

- период окупаемости вложенных средств;

- эксплуатационные затраты.

Прибыль от реализации продукции - это совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:



где Bt - выручка от реализации продукции в t-м году, руб.;

Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году, руб.;

Ht - сумма налогов, руб.;

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

Пt - прибыль от реализации в t-м году, руб.;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Период окупаемости вложенных средств - продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. То есть это отрезок времени, по истечении которого дисконтированный денежный поток становится и в дальнейшем остается положительным. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

где Пок - период возврата вложенных средств, годы;

Пt - прибыль от реализации в t-м году, руб.;

At - амортизационные отчисления в t-м году, руб.;

Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году (по теме дипломного проекта в капитальный ремонт методом бурения БГС), руб.;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Эксплуатационные затраты рассчитаны по следующим статьям:

- обслуживание боковых горизонтальных стволов добывающих скважин;

- сбор и транспорт нефти;

- технологическая подготовка нефти;

- энергетические затраты (подъём жидкости из пласта);

- амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии, ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию, исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 10-20%.

Расчет эксплуатационных затрат производится следующим образом:

Энергетические затраты на подъем жидкости из скважины:



где Qж - добыча жидкости в текущем году, тыс.т;

тэнерг - удельные энергетические затраты на подъем жидкости, руб./т.

Затраты на сбор и транспорт продукции:

где тсб - удельные энергетические затраты на сбор и транспортировку жидкости, руб./т.

Затраты на подготовку нефти:

где тподг - удельные энергетические затраты на подготовку жидкости, руб./т.

Всего эксплуатационных затрат:

Выручка от реализации продукции без НДС:

где Цн - соответственно цена реализации нефти в t-м году;

Qн - соответственно добыча нефти в t-м году.

Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:



Чистая прибыль:

где Н - налог на прибыль.

Экономическая оценка проектируемого решения производится на основании РД 153-39-007-96.

3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

При выполнении экономических расчетов были приняты исходные данные, предоставленные ФЭУ ОАО «Удмуртнефть», которые приведены в табл.21.

Таблица 21

Экономические условия расчетов

Показатели	Ед.изм.	Значение
Доля реализации нефти на внутреннем рынке	%	100
Цена реализации нефти на внешнем рынке	долл./бар.	100
Цена реализации нефти на внутреннем рынке (без НДС)	руб./тн	8516
Норма дисконта	%	10
Курс доллара	руб./долл.	30

Расчеты по данному проектному решению произведены в постоянных ценах в рублевом исчислении с использованием общепринятых критериев анализа эффективности проектных решений с учетом действующей налоговой системы.

Расчет эксплуатационных затрат выполнялся на основе фактически сложившихся за последний год затрат на данном месторождении за год. Источником для формирования нормативов эксплуатационных затрат послужила калькуляция затрат за 2012 г. Исходные данные для расчета эксплуатационных затрат представлены в табл.22

При расчете амортизационных отчислений учитывается остаточная стоимость основных фондов на месторождении на начало расчетов.

Таблица 22

Нормативы эксплуатационных затрат

Наименование	Единица измерения	Значение
Энергетические затраты на подъём жидкости	руб./м3	6,7
Затраты на технологическую подготовку нефти	руб./м3	46,2
Затраты по сбору и транспорту нефти	руб./м3	12,2
Процент амортизации скважин (годовой)	%	6,7

3.3 Расчет экономических показателей проекта

3.3.1 Платежи и налоги

Таблица 23

Ставки налогов и отчислений

Показатели	Ед. изм.	Значения
Ставка налога на добычу полезных ископаемых КНДПИ	руб./т	3368,8
Ставка налога на прибыль КПР	%	20,0

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти:

Налог на добычу полезных ископаемых:



где - добыча нефти в году, тыс.т.; - размер налоговой ставки на добычу полезных ископаемых в году, руб./т нефти.

Расчет ставки НДПИ:

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается как 419 руб. за тонну нефти с учетом двух коэффициентов Кц и Кв :

где Кц - коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта "Юралс", выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261.

где Кв - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр; N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

В расчетах ставки налога на добычу полезных ископаемых в размере 419•(Ц - 15)•Р/261•Кв налогооблагаемой базой является объем добытой нефти (без потерь на транспортировку и подготовку нефти). С 01.01.2007 коэффициент Кв определяется следующим образом: при отборе меньше 80% от НИЗ Кв = 1, при отборе от 80% до 100% Кв = 3,8 - 3,5*(oтбор от НИЗ, д.ед), при отборе выше 100% Кв = 0,3.

Степень вырабатанности запасов Карсовайского месторождения менее 0,8, в связи с указанным Кв принимаем равным 1.

рубля с каждой добытой тонны нефти

Налог на прибыль будет рассчитан ниже при определении чистой прибыли.

Единый социальный налог (ЕСН) - начисляется в соответствии с гл. 24 ч. 2 НК от фонда оплаты труда в размере 26%. Зачисляется в государственные внебюджетные фонды: пенсионный фонд РФ, фонд социального страхования, фонды обязательного медицинского страхования.

Налог на имущество предприятий - введен в РФ с 1 января 1992 года. Ставка налога определена в размере 2,2% от среднегодовой стоимости имущества, находящего на балансе предприятия.

Налог на прибыль на основании Закона РФ №110-ФЗ от 06.08.01, гл. 25, ст. 284., в соответствии с изменениями от 28 ноября 2008г. снизился с 24% до 20%.

3.3.2 Капитальные вложения

Затраты на бурение одной горизонтальной скважины составляют 30000 тыс. руб.

Расчет затрат на бурение ГС:

Тбур.БГС = 2 Ч 30000 = 60000,0 тыс.руб.

3.3.3 Эксплуатационные затраты

Вычисления эксплуатационных затрат произведены по формулам, приведенным выше в п. 3.1.

Расчет энергетических затрат на подъем жидкости из скважин приведен в табл.23.

Пример расчета: Тэнерг = 8,0 тыс.т. Ч 6,7 = 53,6 тыс. руб.

Расчет затрат на сбор и транспорт продукции приведен в табл.25. Пример расчета: Тсб = 9,0 тыс.т. Ч 12,2 = 97,6 тыс. руб.

Таблица 24

Расчет энергетических затрат на подъем жидкости из скважин

Год	Скважина №187	Скважина №188	Всего
	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.
2013	4,8	32,1	3,2	21,4	8,0	53,6
2014	7,0	47,1	5,0	33,8	12,1	80,9
2015	6,9	46,3	4,7	31,6	11,6	77,9
2016	7,1	47,3	4,9	32,6	11,9	80,0
2017	7,1	47,4	4,9	32,7	12,0	80,1
2018	6,8	45,5	4,9	32,6	11,7	78,1
2019	6,4	42,6	4,9	32,8	11,2	75,4
2020	6,1	40,7	4,8	32,5	10,9	73,1
2021	6,0	40,0	4,8	32,3	10,8	72,3
2022	5,9	39,7	4,8	31,9	10,7	71,6
2023	5,8	39,0	4,6	31,1	10,5	70,1
2024	5,6	37,8	4,5	30,1	10,1	67,9
2025	5,4	36,3	4,4	29,6	9,8	65,9
2026	5,3	35,3	4,3	29,1	9,6	64,3
2027	4,7	31,6	3,8	25,6	8,5	57,1
Итого:					159,4	1068,2

Таблица 25

Расчет затрат на сбор и транспорт

Год	Скважина №187	Скважина №188	Всего
	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.
2013	4,8	58,5	3,2	39,1	8,0	97,6
2014	7,0	85,8	5,0	61,5	12,1	147,3
2015	6,9	84,3	4,7	57,5	11,6	141,9
2016	7,1	86,2	4,9	59,4	11,9	145,6
2017	7,1	86,3	4,9	59,5	12,0	145,9
2018	6,8	82,8	4,9	59,3	11,7	142,2
2019	6,4	77,6	4,9	59,6	11,2	137,2
2020	6,1	74,0	4,8	59,1	10,9	133,1
2021	6,0	72,9	4,8	58,7	10,8	131,6
2022	5,9	72,4	4,8	58,0	10,7	130,4
2023	5,8	71,1	4,6	56,6	10,5	127,7
2024	5,6	68,8	4,5	54,8	10,1	123,6
2025	5,4	66,1	4,4	53,9	9,8	119,9
2026	5,3	64,2	4,3	53,0	9,6	117,2
2027	4,7	57,5	3,8	46,5	8,5	104,0
Итого:					159,4	1945,1

Расчет затрат на подготовку нефти приведен в табл.26. Пример расчета:

Тподг = 8,0тыс.т. Ч 46,2 =369,6тыс. руб.

Таблица 26

Расчет затрат на подготовку нефти

Год	Скважина №187	Скважина №188	Всего
	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.	Qж за год, тыс.т.	Затраты, тыс.руб.
2013	4,8	221,6	3,2	147,9	8,0	369,6
2014	7,0	325,0	5,0	232,8	12,1	557,7
2015	6,9	319,4	4,7	217,8	11,6	537,2
2016	7,1	326,5	4,9	224,9	11,9	551,4
2017	7,1	327,0	4,9	225,3	12,0	552,3
2018	6,8	313,7	4,9	224,7	11,7	538,4
2019	6,4	293,8	4,9	225,9	11,2	519,7
2020	6,1	280,4	4,8	223,8	10,9	504,2
2021	6,0	276,0	4,8	222,4	10,8	498,4
2022	5,9	274,1	4,8	219,8	10,7	493,9
2023	5,8	269,1	4,6	214,3	10,5	483,4
2024	5,6	260,5	4,5	207,6	10,1	468,0
2025	5,4	250,2	4,4	204,0	9,8	454,1
2026	5,3	243,1	4,3	200,6	9,6	443,7
2027	4,7	217,6	3,8	176,2	8,5	393,8
Итого:					159,4	7365,8

Расчет эксплуатационных затрат по годам приведен в табл.27.

Амортизация была вычислена согласно фиксированной ставке 6,7%.

Пример расчета амортизации за первый период:

Ним = 6,7% от 60000,0 = 4000,0 тыс.руб.

Имущественный налог был вычислен согласно фиксированной ставке 2,2%.

Пример расчета имущественного налога за первый период:

Ним = 2,2% от (60000,0+60000,0-4000)/2. = 1474,0 тыс.руб.

Таблица 27

Расчет эксплуатационных затрат по годам

Год	Тэнерг, тыс.руб.	Тсбор, тыс.руб.	Тподг, тыс.руб.	Амортизация, тыс.руб.	Налог на имущество, тыс.руб.	Операц.затраты, тыс.руб.	Кап.вложения, тыс.руб.	Эксплуатац. затраты, тыс.руб.
2013	53,6	97,6	369,6	4000,0	1474,0	5600,0	60000,0	11594,7
2014	80,9	147,3	557,7	4000,0	1188,0			5973,9
2015	77,9	141,9	537,2	4000,0	1100,0			5857,0
2016	80,0	145,6	551,4	4000,0	1012,0			5789,0
2017	80,1	145,9	552,3	4000,0	924,0			5702,3
2018	78,1	142,2	538,4	4000,0	836,0			5594,7
2019	75,4	137,2	519,7	4000,0	748,0			5480,2
2020	73,1	133,1	504,2	4000,0	660,0			5370,4
2021	72,3	131,6	498,4	4000,0	572,0			5274,3
2022	71,6	130,4	493,9	4000,0	484,0			5179,9
2023	70,1	127,7	483,4	4000,0	396,0			5077,2
2024	67,9	123,6	468,0	4000,0	308,0			4967,5
2025	65,9	119,9	454,1	4000,0	220,0			4859,9
2026	64,3	117,2	443,7	4000,0	132,0			4757,2
2027	57,1	104,0	393,8	4000,0	44,0			4598,9
Итого:				60000,0	10098,0			86077,1

3.3.4 Выручка от реализации

Цена реализации нефти на внутреннем рынке принята 8516 руб/т. Выручка от реализации продукции () рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи нефти:

(18)

где - цена реализации нефти, руб/т;

- соответственно добыча нефти, т.

Bt = 8516 х 78,2 = 666002,3 тыс.руб.

Расчет выручки от реализации нефти по годам приведен в табл.28.

3.3.5 Прибыль от реализации

Ставка налога на добычу полезных ископаемых приведена из расчета:

С = 419 Ч Кц Ч Кв = 419х85х30/261 = 4093,63 руб.

Таким образом, НДПИ составляет:

КНДПИ = 4093,63 руб./тонна.

НДПИ = 78,2тыс.т * 4093,63 = 320146,4 тыс.руб.

Расчет НДПИ по годам приведен в табл.28.

Прибыль от реализации вычисляется следующим образом:

Расчет прибыли от реализации нефти по годам приведен в табл.28.

Чистая прибыль вычисляется по формуле:

Расчет чистой прибыли от реализации нефти по годам приведен в табл.28.

Таблица 28

Расчет выручки от реализации по годам

Год	Доп.доб.н., тыс.тонн	Выручка от реализации, тыс.руб	Прибыль от реализации, тыс.руб	Чистая прибыль, тыс.руб	НДПИ, тыс.руб
2013	5,2	44010,7	9786,1	7828,9	21155,9
2014	6,3	53926,4	20842,1	16911,3	25922,3
2015	5,8	49501,5	18749,2	15219,4	23795,3
2016	6,1	52308,1	20362,7	16492,6	25144,4
2017	6,2	52532,4	20653,9	16707,9	25252,3
2018	5,9	50253,7	19666,1	15900,1	24156,9
2019	5,5	46851,1	18101,6	14630,9	22521,3
2020	5,2	44128,2	16885,4	13640,3	21212,4
2021	5,0	42796,6	16378,0	13216,8	20572,3
2022	4,9	41977,4	16135,1	13004,9	20178,5
2023	4,8	40783,7	15705,8	12643,9	19604,7
2024	4,6	39327,1	15147,1	12179,3	18904,5
2025	4,4	37787,7	14543,3	11678,6	18164,5
2026	4,3	36723,3	14181,3	11371,4	17652,9
2027	3,9	33094,3	12543,0	10043,2	15908,4
Итого:	78,2	666002,3	249680,8	201469,4	320146,4

3.3.6 Поток денежной наличности (NPV)

Чистый дисконтированный доход (NPV) - выражает стоимость капитала в будущем и определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами.

По формуле

NPV =

рассчитаем чистый дисконтированный доход недропользователю.

Пt - прибыль от реализации в t-м году; At - амортизационные отчисления в t-м году; Kt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

NPV = 88665,8

Доход государству:

Д = Нндпи + налог на прибыль + Ним = 320,1 + 249,7 * 0,2 + 10,0 = 380,04 млн. руб.

3.3.7 Индекс доходности (PI)

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:

где nt - прибыль от реализации в t-м году;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

Kt - первоначальные инвестиции в разработку месторождения в t-м году.

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

Ен- норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.PI = 1,5

3.3.8 Период окупаемости вложенных средств

Это тот период, за пределами которого NPV становится положительным и в дальнейшем остается неотрицательным. Так как NPV в конце 4 года реализации проектного решения становится положительным, то период окупаемости равен 4 годам.

3.4 Сравнение технико-экономических показаиелей проведения ПБСКО в ГС с утвержденным вариантом и выбор варианта, рекомендуемого к реализации

В таблице 29 приведены основные показатели экономической эффективности проекта.

Таблица 29

Экономическая эффективность проведения ПБСКО в ГС

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Кол-во
1	Дополнительная добыча нефти	т	78295
2	Выручка	тыс. руб.	666002
3	Капитальные вложения	тыс. руб.	60000
4	Эксплуатационные затраты	тыс. руб.	86077
5	Прибыль от реализации	тыс. руб.	249681
6	Чистая прибыль	тыс. руб.	201469
7	Чистый дисконтированный доход	тыс. руб.	88656
8	Доход государства	тыс. руб.	380040

Выводы по разделу

Сопоставляя полученные технико-экономические показатели, достигнутые в результате изменении конструкции проектных 187 и 188 скважин на ГС и освоении новых скважин при помощи поинтервальных большеобъемных обработок призабойной зоны пласта, с утвержденным вариантом, можно сказать, что по сравнению с наклонно-направленными скважинами, предлагаемая технология дает:

· в 4 раза большую добычу нефти (по 2 проектным скважинам)

· повышение коэффициентов охвата и конечного извлечения нефти

· примерно в 4 раза большую прибыль, по сравнению с эксплуатацией наклонно-направленных скважин.

Таким образом, при дополнительной добыче нефти порядка 78 тысяч тонн, чистая прибыль предприятия составляет 201 миллион рублей, доход государства - 380 миллионов рублей, чистый дисконтированный доход 88 миллионов рублей.

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Охрана труда - система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, санитарно-гигиенические, психофизические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Функциями охраны труда являются исследования санитарии и гигиены труда, проведение мероприятий по снижению влияния вредных факторов на организм работников в процессе труда.

Основная цель управления охраной труда - создание и поддержание в процессе производства такой организации работ, при которой обеспечивается сохранность жизни и здоровья персонала, осуществляется обеспечение его безопасности.

На нефтегазодобывающих предприятиях в задачи охраны труда входит выявление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населенных пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний.

4.1. План мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении ПБСКО в ГС

В ОАО «Удмуртнефть» разработан, утвержден и принят к исполнению «Регламент по обеспечению безопасного ведения работ при ремонте и освоении скважин». В соответствии с ним предусмотрены следующие меры по обеспечению промышленной безопасности при ремонте скважин, связанным с бурением ГС:

При подготовительных работах:

- Перед проведением ремонтных работ территория кустовой площадки или одиночной скважины должна быть спланирована и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

- Спланированная территория должна иметь размеры, обеспечивающие размещение оборудования в соответствии с утвержденной схемой расстановки оборудования. Если размеры территории куста не позволяют устанавливать оборудование в соответствии с утвержденной схемой, мастер бригады обязан составить фактическую схему расположения оборудования, согласовать её с начальником цеха добычи и утвердить начальником цеха ПКРС.

- Взаимное расположение подъёмного агрегата, рабочей площадки и мостков, относительно устья скважины и её наземного оборудования, производится с таким расчетом, чтобы машинист подъемника или бурильщик, находящийся за пультом управления, имел возможность без помех наблюдать за действиями рабочих на рабочей площадке и мостках, а также движением талевого блока.

- Обвязка устья ремонтируемой скважины противовыбросовым оборудованием (ПВО) производится по схеме, утвержденной главным инженером Общества, и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной военизированной службой. После монтажа противовыбросовое оборудование опрессовывается на устье скважины на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Качество ПВО должно подтверждаться ревизией и опрессовкой на испытательном стенде не реже двух раз в год (или после каждого применения ПВО в аварийных случаях).

- При передвижке буровой установки, а также при аварийных работах, связанных с нагружением вышки (ликвидация прихватов, испытание), работы на скважинах, находящихся в пределах опасной зоны (высота вышки + 10м), должны быть прекращены, персонал выведен за пределы опасной зоны.

- Нахождение людей и транспортных средств в пределах установленных опасных зон эксплуатирующихся скважин запрещается, если они не связаны с непосредственным выполнением работ на них.

4.2. План мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении ПБСКО в ГС

Требования санитарии и гигиены при выполнении работ по бурению ГС и БСКО направлены на обеспечение безопасности для здоровья людей выполняемых эти работы.

Предельная температура, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе на объектах ОАО «Удмуртнефть» устанавливается -30С при отсутствии ветра, и -25С при скорости ветра 20 м/с и более, во время ливня, потере видимости при тумане и снегопаде.

Предельно допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м3, в смеси с углеводородами 3 мг/м3.

ПДК концентрация сероуглерода в воздухе рабочей зоны -- 1 мг/м3.

Уровень шума и вибрации на рабочих местах не должны превышать норм (80 дБ). Бытовые передвижные вагон-домики бригад капитального ремонта скважин должны быть оборудованы безопасными обогревателями, сушильными помещениями для сушки спецодежды, также должен быть запас чистой питьевой воды, средства индивидуальной защиты, средства оказания первой медицинской помощи.

Требуемая освещенность регламентируется отраслевыми нормами освещенности в соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

Норма электрического освещения устья скважины составляет 26 лк. Площадь, необходимая для освещения равна 100 м. для общего равномерного освещения площадки применяются:

- светильники и прожектора с лампами ДРЛ;

- прожекторы с обычным накаливанием, кварцевыми галогенными лампами КГ и лампы ДРИ;

- светильники и прожекторы с ксеноновыми лампами ДКсТ, лампами КГ и ДРИ.

Наибольшее применение находят прожекторы ПЭС-25, ПЭС-35, ПЭС-45, ПФС-45-1 с лампами накаливания мощностью 150, 300 - 500 и 1000 Вт, с лампами ДРЛ, мощностью 400-1000 Вт, мощностью 250-700 и 1000 Вт.

Необходимо проводить аттестацию рабочих мест по условиям труда:

Аттестация рабочих мест по условиям труда предполагает проведение оценки условий труда на рабочих местах в целях выявления вредных и (или) опасных производственных факторов и осуществления мероприятий по приведению условий труда в соответствие с государственными нормативными требованиями охраны труда.

Аттестация рабочих мест по условиям труда включает гигиеническую оценку условий труда, оценку травмобезопасности и обеспеченности работников средствами индивидуальной защиты (далее - СИЗ).

Гигиеническая оценка условий труда:

При аттестации рабочих мест по условиям труда оценке подлежат все имеющиеся на рабочем месте вредные и (или) опасные производственные факторы (физические, химические и биологические факторы), тяжесть и (или) напряженность. Уровни вредных и (или) опасных производственных факторов определяются на основе инструментальных измерений (далее - измерения) при ведении производственных процессов в соответствии с технологической документацией при исправных и эффективно действующих средствах коллективной защиты. При этом используются методы контроля, предусмотренные действующими нормативными актами.

Оценка травмобезопасности рабочих мест:

Оценка травмобезопасности рабочих мест проводится на соответствие их требованиям безопасности труда, исключающим травмирование работников в условиях, установленных нормативными правовыми актами по охране труда.

Основными объектами оценки травмобезопасности рабочих мест являются: производственное оборудование; приспособления и инструменты; обеспеченность средствами обучения и инструктажа.

Оценка обеспеченности работников СИЗ:

Оценка обеспеченности работников СИЗ осуществляется посредством сопоставления фактически выданных средств с нормами бесплатной выдачи рабочим и служащим сертифицированной специальной одежды, специальной обуви, а также смывающих и обезвреживающих средств и правилами, утвержденными в установленном порядке, а также путем проверки соблюдения правил обеспечения СИЗ (наличие личной карточки учета, заполненной в установленном порядке).

При оценке обеспеченности работников СИЗ одновременно производятся:

- оценка соответствия выданных СИЗ фактическому состоянию условий труда на рабочем месте;

- проверка наличия сертификата соответствия СИЗ при условии включения СИЗ в Номенклатуру продукции и услуг (работ), подлежащих обязательной сертификации, и номенклатуру продукции, соответствие которой может быть подтверждено декларацией о соответствии, утвержденной Постановлением Госстандарта России от 30 июля 2002 года № 64 (по заключению Минюста России данный документ в государственной регистрации не нуждается - письмо Минюста России от 3 сентября 2002 г. №07/8285-ЮД).

Оценка фактического состояния условий труда на рабочих местах:

Фактическое состояние условий труда на рабочем месте определяется на основании оценок:

- по классу и степени вредности и (или) опасности факторов производственной среды и трудового процесса;

- по классу условий труда по травмобезопасности;

- по обеспеченности работников СИЗ.

Гигиеническая оценка фактического состояния условий труда производится на основе сопоставления результатов измерений факторов производственной среды и трудового процесса с установленными для них гигиеническими нормативами. На базе таких сопоставлений и на основе действующей классификации условий труда определяется класс условий труда и степени вредности и (или) опасности как для каждого вредного и (или) опасного производственного фактора, так и для рабочего места в целом.

4.3 План мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности при проведении ПБСКО в ГС

Содержание производственных объектов в чистоте и порядке - одно из основных правил пожарной безопасности. Производственную территорию запрещено загрязнять легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, мусором, отходами производства. Нефть и другие горючие жидкости запрещено хранить в открытых ямах и амбарах. У устья скважины запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. В целях предупреждения пожаров курение и разведение огня запрещено.

Бригады капитального ремонта скважин, производящие зарезку бокового окна и бурение бокового ствола оснащаются первичными средствами пожаротушения огнетушителями, ящиком с песком, стандартным инструментом.

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на следующие основные группы:

- предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

- ограничение сферы распространения огня;

- обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;

- создание условий эффективного тушения пожаров.

К мероприятиям первой группы относится установление противопожарного режима, в котором:

- определяются и оборудуются места для курения;

- определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в обваловке химических реагентов и технологических жидкостей;

- устанавливается порядок уборки горючих отходов и хранения промасленной одежды;

- определяется порядок обесточивания электрооборудования по окончании рабочего дня;

- устанавливается порядок ежедневных проверок состояния пожарной безопасности объекта;

- регламентируются порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ.

К мероприятиям второй группы относится создание условий, при которых распространение очага пожара было бы минимальным до прибытия сил пожарной части и боевых расчетов пожарного караула. К этим условиям относится использование первичных средств пожаротушения.

Мероприятия третьей группы включают безопасную эвакуацию людей согласно предварительно разработанного плана эвакуации персонала при пожаре, а также возможную и необходимую эвакуацию материальных ценностей. Также в этих мероприятиях предусматриваются меры по оказанию первой доврачебной помощи пострадавшим в результате пожара.

К мероприятиям четвертой группы относится своевременное информирование диспетчера о возникновении пожара с предоставлением максимальной и точной информации о причинах и ходе пожара, ограждение места пожара путем выставления предупреждающих знаков и постов, создание условий для быстрого и беспрепятственного подъезда сил пожарной части и боевых расчетов пожарного караула.

4.4 План мероприятий по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении ПБСКО в ГС

Мероприятиями по защите работников и инженерно-технического
комплекса в чрезвычайных ситуациях занимается отдел Гражданской обороны (ГО) и Чрезвычайных ситуаций (ЧС), а также комиссия по чрезвычайным ситуациям (КЧС). Разрабатываются и составляются планы ликвидации аварий. В планах должны быть предусмотрены следующие способы защиты рабочих и служащих в ЧС: эвакуация людей, укрытие в защитных сооружениях, применение средств индивидуальной защиты.

В каждой бригаде капитального ремонта скважин должен быть план ликвидации аварий (ПЛА), где должны предусматриваться:

- Возможные аварии.

- Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий.

- Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

- Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

Ознакомление с ПЛА производственно-технического персонала оформляется документально в личных картах инструктажа под расписку.

ПЛА (или его оперативная часть) вывешивается на видном месте, определенном руководителем объекта. Полные экземпляры ПЛА должны находиться у технического руководителя предприятия, в диспетчерской, у газоспасателей, в отделе техники безопасности и на рабочем месте.

Проводятся периодические учебно-тренировочные занятия по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА.

Виды аварий при выполнении ГС могут быть следующие:

- неконтролируемые выбросы нефти и газа;

- падение подъемного агрегата и его частей;

- падение талевой системы подъемного агрегата;

- взрывы и пожары.

При возникновении аварийной ситуации в процессе выполнения ГС необходимо немедленно прекратить работы. Сообщить диспетчеру о возникновении аварийной ситуации. При возможности произвести герметизацию устья скважины, в случае невозможности герметизации устья немедленно вывести людей из опасной зоны. Если есть пострадавшие, оказать первую доврачебную помощь. Заглушить двигатели внутреннего сгорания, отключить электроэнергию и все бытовые топки. Принять меры для предотвращения движения людей и техники в опасной зоне и прилегающей к ней территории. Для этого необходимо выставить предупреждающие знаки или посты. Принять меры предотвращающие растекание пластового флюида дальнейшие работы ведутся по особому плану.

Выводы по разделу

В целом, проектные решения предусматривают ведение технологического процесса с учетом всех требований и норм проектирования, в том числе норм пожарной и экологической безопасности. Планируемые природоохранные мероприятия направлены на минимизацию производимого влияния при штатном режиме функционирования и возникающей аварийной ситуации. Предусмотрен запас сорбентов и применение других профилактических мер, направленных на быструю ликвидацию аварийных ситуаций.

На Карсовайском месторождении в обязательном порядке имеются разработанные и утвержденные техническими службами и органами безопасности технологические регламенты ведения процесса и планы ликвидации возможных аварий. Для предотвращения последствий аварийных разливов нефти на промыслах имеется запас специальных сорбентов.

5 РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

Район разработки нефтяного месторождения является территорией повышенной техногенной нагрузки на окружающую среду. Загрязнению в этом районе подвергается воздушный бассейн, почва, растительность, животный мир, поверхностные и подземные воды, памятники природы и недра. Разработка Карсовайского месторождения также сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды и для устранения отрицательного влияния существующей и намечаемой деятельности объектов нефтедобычи на окружающую природную среду и недра предусматривается комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление.

Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе технических решений является наличие экологических ограничений хозяйственной деятельности. При выборе земельного участка следует учитывать размеры водоохранных зон водотоков, санитарно - защитные зоны объектов и зоны санитарной охраны артезианских скважин, и другие ограничения. Они могут быть обнаружены при проведении натурных исследований биологического разнообразия (наличие редких и исчезающих видов, памятников природы), а также попадание объектов на заповедные территории и т.п.

При реализации КГРП/БСКО наиболее важным из загрязнений окружающей среды может стать попадание в грунтовые воды кислотных композиций. Это происходит, когда повреждаются обсадные колонны скважин или при некачественном цементаже скважины, когда появляются заколонные и межпластовые перетоки. Поэтому важным является качественный контроль за техническим состоянием скважин.

Для организации работ в последующем будет разрабатываться
соответствующая выбранной стадийности проектирования документация с
обязательным экологическим сопровождением, включающим разделы ООС и
ОВОС.

5.1 Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении ПБСКО в ГС

Карсовайское месторождение расположено на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской Республики. Процесс строительства скважин организуется с максимальным использованием существующих объектов (подъездных путей, линий электропередач, промысловых водоводов, артезианских скважин и т.д.). Около трети территории занимают смешанные леса. Свободные от лесов земли заняты сельскохозяйственными угодьями и лугами.

Основными загрязнителями окружающей среды при строительстве и эксплуатации ГС являются:

- продукты испытания скважин и эксплуатации промыслового оборудования: нефть, нефтяной газ, минерализованные пластовые воды;

- хозяйственно-бытовые сточные воды и загрязненные ливневые сточные воды;

- буровые и тампонажные растворы, буровые сточные воды и шлам;

- твердые технологические и бытовые отходы;

- легкие углеводороды нефти;

- выхлопные газы ДВС спецавтотракторной техники.

Наибольшее воздействие при строительстве ГС оказывается:

- атмосферный воздух - на этапах СМР, бурения и освоения скважины: работа котельных установок и ДВС; испарение нефтепродуктов при хранении ГСМ; пыление сыпучих химреагентов и других материалов; ГНВП.

- почва: отработанные растворы и выбуренный шлам; потери буровых и цементных растворов; промышленные и бытовые отходы; химреагенты и материалы технологических жидкостей.

- поверхностные воды: ливневые и буровые сточные воды; водорастворимые химреагенты; утечки технологических жидкостей и растворов.

- недра - на этапах бурения и освоения скважины: поглощение бурового раствора; не герметичность обсадных колонн; перетоки по цементному кольцу.

- животный мир - на всех этапах: эффект беспокойства, изменение мест обитания и шумовое воздействие.

Уровень экологичности процесса строительства ГС оценивается исходя из факторов химического и физического воздействия, как при нормальном режиме функционирования, так и при возможных аварийных ситуациях.

При химическом воздействии оценивается количество выбрасываемых веществ по всем указанным ранее этапам и анализируется уровень загрязнения приземного слоя.

Среди факторов физического воздействия рассматриваются: акустическое, и электромагнитное.

Почвенный покров в различной степени подвержен эрозии. Причины, обуславливающие развитие эрозии: климатические условия (характер осадков, глубокое промерзание почв), неудовлетворительное структурное состояние и неблагоприятные физические свойства почв, а также производственная деятельность человека.

Важным элементом функционирования любой структуры производства является постоянный контроль за параметрами технологического процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса.