Разработка нефтяных месторождений

46,8

238,3

2,5

10,46

53,2

80,4

1407,8

2469,9

2

14

3

215,3

2952,0

89,0

89,6

2005

46,2

209,7

2,5

10,49

47,6

78,0

1454,0

2679,6

0

12

3

189,9

3142,0

87,5

89,5

2006

48,7

177,5

2,6

11,3

41,3

72,6

1502,7

2857,1

0

15

3

175,9

3317,9

91,6

89,6

2007

45,3

200,9

2,4

8,8

39,0

77,5

1547,9

3058,0

0

14

4*

209,2

3527,0

100,1

90,2

2008

33,9

161,8

1,8

6,9

32,9

79,1

1581,8

3219,8

0

13

4*

168,1

3695,1

101,3

90,6

• *скв21 остановлена по технологии
• Таблица 3.5
• Сравнение проектных и фактических показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения

Показатели	2004	2005	2006	2007	2008
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Добыча нефти, всего, тыс. т	52,3	46,814	44,6	46,2	НЕТ	48,65	НЕТ	45,28	НЕТ	33,90
в т.ч.: из переходящих скважин	52,3	46,512	44,6	46,2		44,12		45,1		33,90
из новых скважин	-	0,302*	-	-		4,5		0,2		-
Накопленная добыча нефти, тыс. т	1405,6	1407,8	1450,2	1454,0		1502,7		1547,9		1581,838
Добыча нефтяного газа, млн. м3		5,009		4,932		5,542		5,015		3,937
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,4	0,36	0,42	0,37		0,38		0,39		0,40
Темп отбора от нач. извл. запасов, %**	3,2	3,00	2,69	3,00		3,00		3,00		1,80
Темп отбора от текущих запасов, %	17,3	9,00	17,8	10,00		12,00		13,00		10,30
Обводненность среднегодовая, %	67,3	80	72,1	78,00		72,60		77,50		79,10
Добыча жидкости, всего, тыс. т	160,0	238,27	160,00	209,70		177,50		200,90		161,78
в т.ч.: насосный способ	160,0	238,27	160,00	209,70		177,50		200,90		161,78
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	2281,8	2468,9	2441,8	2680,0		2857,1		3058,0		3219,77
Закачка рабочего агента: годовая, тыс. м3	182,0	215,27	175	190		176		209		168,09
накопленная, тыс. м3	2875,1	2952,042	3050,1	3142		3317,8		3527		3695,092
Компенсация отборов жидкости в пл. усл.:
текущая, %	100,6	90,3	100,3	90,0		93,7		100,1		101,3
накопленная, %	91,6	93,0	92,1	92,8		92,9		90,2		90,6
Средн. давление на устье нагн. скв., МПа	15,0	14	15	14		11,6		14		2,5-16
Пластовое давление, МПа	23,0	25,0	23,0	24,0		23,5		23		22,8
Коэффициент исп. фонда скв., доли ед.	0,95	0,87	0,95	0,97		0,97		0,83		0,96
Коэффициент экспл. скважин, доли ед.	0,95	0,87	0,95	0,97		0,95		0,95		1
Плотность сетки добыв. и нагн. скв., га/скв.	15,7	14	15,7	14		11,5		11,2		9,5
Удельные остаточные извлек. запасы на
1 скв. добывающего фонда, тыс. т / скв.	16,7	33,5	14,7	35,2		24,9		23,4		22,6
Эксплуатационное бурение, тыс. м	-	-	-	-		-		-		-
Ввод добывающих скважин, шт.	-	-	-	-		-		2		1
Выбытие добывающих скважин, шт.	1	-	-	-		-		3		2
в т.ч.: под закачку, шт.	-	-	-	-		-		-
Фонд дейст.добыв.скв. на конец года, шт.	15	14	14	12		15		14		13
в т.ч.: фонтанных	0	0	0	0		0		-		-
ЭЦН	12	12	11	9		12		10		9
ШГН	3	2	3	3		3		4		4
новых	-	-	-	-		-		-		-
Перевод скважин на механ. добычу, шт.	-	-	-	-		-		-		-
Ввод нагнетательных скважин, шт.	-	-	-	-		-		1		-
Выбытие нагнетательных скважин, шт.	-	-	-	-		-		1		-
Действ. фонд нагн. скв. на конец года, шт.	4	3	4	3		3		4***		4***
Среднесуточный дебит одной добыв. скв.
по нефти, т/сут.	10,0	10,51	9,20	10,80		11,30		9,3		6,9
по жидкости, т/сут.	30,7	53,48	32,90	42,70		41,30		41,40		32,90
Среднесут. приемистость нагн. скв., м3	131,1	238,7	126	182,0		169		225,1		153,5

• * - вторые стволы
• ** - НИЗ = 1876 тыс. т.
• *** - скв. 21 остановлена по технологии

• Рис. 3.5. Динамика фонда скважин на задонско-елецкой залежи

• Рис. 3.6. Динамика пластового давления задонско-елецкой залежи

• Рис. 3.7. Динамика основных показателей разработки задонско-елецкой залежи
• 4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
• В качестве расчета в данном дипломном проекте мной был выбран анализ эффективности проводимых геолого-технических мероприятий по изоляции обводнившихся пропластков с целью более равномерной выработки пласта по толщине, а также снижения обводненности добываемой продукции.
• Для расчета были взяты две скважины: 38 и 46.
• 4.1 СКВАЖИНА 46
• В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80-88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.
• Чтобы оценить технологическую эффективность этих работ, воспользуемся характеристиками вытеснения. Обоснованность использования характеристик вытеснения подтверждается тем, что на данной залежи разработка ведется с использованием заводнения, причем на достаточно поздней стадии. Так как на скважине у нас имеется значительная обводненность, то уместно использовать кривые обводнения. Будем использовать интегральные характеристики, так как у нас имеется большой объем накопленных промысловых данных, а, кроме того, интегральные характеристики более устойчивы и менее подвержены влиянию изменений системы разработки (хотя в нашем случае этого и не происходит).
• Выберем несколько наиболее распространенных характеристик вытеснения, чтобы в дальнейшем оценить, какая из них наиболее достоверно описывает имеющуюся промысловую информацию.
• Итак, возьмем следующие характеристики вытеснения:
• 1. Камбаров:
• 2. Сазонов:
• 3. Пирвердян:
• Теперь нам необходимы промысловые данные по накопленной добыче нефти и жидкости за каждый месяц работы скважины. Эти данные приведены в таблице 4.1. Кроме того, в этой же таблице рассчитаны «производные» от Qж, которые являются аргументами в соответствующих линейных функциях, к которым можно привести перечисленные характеристики вытеснения.
• Таблица 4.1
• Данные по скв. 46

Дата	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	Обводн., %	ln(Qж)
1	2	3	4	5	6	7
янв.04	49,94	99,80	88,95	4,603	0,0100	0,1001
фев.04	50,11	101,91	91,99	4,624	0,0098	0,0991
мар.04	50,36	104,13	88,98	4,646	0,0096	0,0980
апр.04	50,61	106,17	87,31	4,665	0,0094	0,0971
май.04	50,86	108,35	88,88	4,685	0,0092	0,0961
июн.04	51,05	110,53	91,17	4,705	0,0090	0,0951
июл.04	51,26	112,74	90,41	4,725	0,0089	0,0942
авг.04	51,52	114,79	87,29	4,743	0,0087	0,0933
сен.04	51,75	116,71	88,10	4,760	0,0086	0,0926
окт.04	51,92	118,84	91,95	4,778	0,0084	0,0917
ноя.04	52,02	119,89	91,09	4,787	0,0083	0,0913
дек.04	52,28	121,94	87,17	4,804	0,0082	0,0906
янв.05	52,53	124,07	88,37	4,821	0,0081	0,0898
фев.05	52,72	126,11	90,73	4,837	0,0079	0,0890
мар.05	52,91	128,46	91,87	4,856	0,0078	0,0882
апр.05	53,15	130,60	88,79	4,872	0,0077	0,0875
май.05	53,31	132,47	91,51	4,886	0,0075	0,0869
июн.05	53,44	134,51	93,39	4,902	0,0074	0,0862
июл.05	53,59	136,59	92,67	4,917	0,0073	0,0856
авг.05	53,77	138,55	91,16	4,931	0,0072	0,0850
сен.05	53,89	140,50	93,42	4,945	0,0071	0,0844
окт.05	53,99	142,75	95,65	4,961	0,0070	0,0837
ноя.05	54,07	144,82	96,33	4,976	0,0069	0,0831
1	2	3	4	5	6	7
дек.05	54,11	147,02	98,22	4,991	0,0068	0,0825
янв.06	54,12	147,74	97,77	4,995	0,0068	0,0823
фев.06	54,20	148,15	80,34	4,998	0,0068	0,0822
мар.06	54,25	148,58	88,30	5,001	0,0067	0,0820
апр.06	54,30	148,99	90,02	5,004	0,0067	0,0819
май.06	54,32	149,40	93,56	5,007	0,0067	0,0818
июн.06	54,34	149,77	94,67	5,009	0,0067	0,0817
июл.06	54,44	150,07	98,86	5,011	0,0067	0,0816
авг.06	54,74	151,16	70,52	5,018	0,0066	0,0813
сен.06	54,96	152,24	79,67	5,025	0,0066	0,0810
окт.06	55,21	153,40	78,24	5,033	0,0065	0,0807
ноя.06	55,39	154,60	84,82	5,041	0,0065	0,0804
дек.06	55,60	155,84	83,24	5,049	0,0064	0,0801
янв.07	55,76	157,05	86,67	5,057	0,0064	0,0798
фев.07	55,90	158,24	88,51	5,064	0,0063	0,0795
мар.07	56,04	159,50	88,72	5,072	0,0063	0,0792
апр.07	56,19	160,80	88,62	5,080	0,0062	0,0789
май.07	56,36	162,11	86,68	5,088	0,0062	0,0785
июн.07	56,48	163,29	89,86	5,096	0,0061	0,0783
июл.07	56,61	164,46	89,01	5,103	0,0061	0,0780
авг.07	56,77	165,62	85,81	5,110	0,0060	0,0777
сен.07	56,92	166,82	87,72	5,117	0,0060	0,0774
окт.07	57,07	167,92	86,34	5,123	0,0060	0,0772
ноя.07	57,21	168,97	87,17	5,130	0,0059	0,0769
дек.07	57,37	170,13	85,58	5,137	0,0059	0,0767
янв.08	57,51	171,20	87,06	5,143	0,0058	0,0764
фев.08	57,62	172,27	89,88	5,149	0,0058	0,0762
мар.08	57,74	173,44	89,87	5,156	0,0058	0,0759
апр.08	57,86	174,62	90,13	5,163	0,0057	0,0757
май.08	57,96	175,63	89,28	5,168	0,0057	0,0755
июн.08	58,11	176,81	87,52	5,175	0,0057	0,0752
июл.08	58,25	178,10	88,98	5,182	0,0056	0,0749
авг.08	58,37	179,26	90,24	5,189	0,0056	0,0747
сен.08	58,46	180,38	91,32	5,195	0,0055	0,0745
окт.08	58,56	181,53	91,29	5,201	0,0055	0,0742
ноя.08	58,67	182,59	90,24	5,207	0,0055	0,0740
дек.08	58,81	183,70	87,30	5,213	0,0054	0,0738
янв.09	58,91	184,75	90,03	5,219	0,0054	0,0736
фев.09	58,98	185,72	92,81	5,224	0,0054	0,0734
мар.09	59,07	186,89	92,18	5,230	0,0054	0,0731
апр.09	59,17	187,91	90,69	5,236	0,0053	0,0730

• В этой таблице желтым цветом выделен период времени до обработки, а зеленым цветом, соответственно, - после обработки. Розовым цветом выделены месяцы сразу после проведения ГТМ.
• Для начала представим на графике зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости - рисунок 4.1.
• Рис. 4.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по скв. 46
• На рисунке видно, что определенный эффект от изоляционных работ был, что видно по изменению характера кривой. Однако чтобы точнее оценить этот эффект, нужно использовать характеристики вытеснения.
• Проводя линеаризацию зависимости Qн от Qж, определим, какая характеристика точнее подходит под наши данные (рис. 4.2, 4.3, 4.4).
• Рис. 4.2. Характеристика вытеснения Камбарова по скв. 46
• Рис. 4.3. Характеристика вытеснения Сазонова по скв. 46

• Рис. 4.4. Характеристика вытеснения Пирвердяна по скв. 46
• Как видно из рисунков, квадрат коэффициента корреляции, наиболее близкий к единице, имеет зависимость Сазонова. (R2 = 0,9989). Это также отражено в таблице 4.1, где столбец с аргументом из этой характеристики выделен голубым цветом.
• Теперь, используя характеристику вытеснения Сазонова, мы можем, основываясь на данных разработки до проведения ГТМ, экстраполировать эти данные, т.е. получить зависимость, которая бы имела место без проведения ГТМ вообще. И на том же графике мы можем построить кривую, отражающую результат проведения водоизоляционных работ (по фактическим данным). И, таким образом, мы сможем визуально оценить эффективность этого ГТМ.
• Результат расчета представлен на рисунке 4.5.
• Вывод по скважине 46: эффект от водоизоляционных работ как таковых был хоть и заметным (снижение обводненности с 98% до 80%), однако весьма непродолжительным (через полгода обводненность опять достигла 98%) (см. табл. 4.1). Последовавший же перевод скважины на вышележащий интервал позволил в течение последующих 2,5 лет работать с обводненностью в среднем 86-87%. В целом же технологических эффект от проведенных мероприятий можно считать положительным.
• Рис. 4.5. Результат проведения ГТМ по изоляции и переходу на вышележащий интервал в скв. 46
• 4.2 СКВАЖИНА 38
• В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.
• Опять же для оценки эффективности этого ГТМ воспользуемся характеристиками вытеснения:
• 1. Камбаров:
• 2. Сазонов:
• 3. Пирвердян:
• В таблице 4.2 приведены промысловые данные эксплуатации скважины, а также расчетные величины для построения характеристик вытеснения.
• Таблица 4.2
• Данные по скв. 38

Дата	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	Обводн., %	ln(Qж)
1	2	3	4	5	6	7
янв.05	84,65	144,04	79,07	4,97	0,00694	0,0833
фев.05	85,66	146,57	59,86	4,99	0,00682	0,0826
мар.05	86,43	149,88	76,95	5,01	0,00667	0,0817
апр.05	86,79	153,14	89,00	5,03	0,00653	0,0808
май.05	87,31	156,34	83,55	5,05	0,00640	0,0800
июн.05	87,78	159,31	84,35	5,07	0,00628	0,0792
июл.05	88,29	162,05	81,14	5,09	0,00617	0,0786
авг.05	88,73	164,73	83,55	5,10	0,00607	0,0779
сен.05	89,15	167,34	84,12	5,12	0,00598	0,0773
окт.05	89,50	170,08	87,26	5,14	0,00588	0,0767
ноя.05	90,22	172,62	71,44	5,15	0,00579	0,0761
дек.05	90,71	175,35	82,10	5,17	0,00570	0,0755
янв.06	91,12	178,03	84,95	5,18	0,00562	0,0749
фев.06	91,39	180,46	88,86	5,20	0,00554	0,0744
мар.06	91,70	183,05	88,06	5,21	0,00546	0,0739
апр.06	91,88	185,74	93,07	5,22	0,00538	0,0734
1	2	3	4	5	6	7
май.06	92,06	188,56	93,80	5,24	0,00530	0,0728
июн.06	92,26	191,22	92,41	5,25	0,00523	0,0723
июл.06	92,45	194,03	93,07	5,27	0,00515	0,0718
авг.06	92,57	197,02	96,02	5,28	0,00508	0,0712
сен.06	92,72	199,94	94,93	5,30	0,00500	0,0707
окт.06	92,91	202,89	93,44	5,31	0,00493	0,0702
ноя.06	93,09	205,71	93,83	5,33	0,00486	0,0697
дек.06	93,20	208,83	96,47	5,34	0,00479	0,0692
янв.07	93,30	211,60	96,50	5,35	0,00473	0,0687
фев.07	93,40	214,56	96,42	5,37	0,00466	0,0683
мар.07	93,52	217,52	95,88	5,38	0,00460	0,0678
апр.07	93,55	218,21	95,78	5,39	0,00458	0,0677
май.07	94,36	219,06	5,50	5,39	0,00456	0,0676
июн.07	95,12	219,87	5,79	5,39	0,00455	0,0674
июл.07	96,03	220,78	0,00	5,40	0,00453	0,0673
авг.07	96,99	221,74	0,00	5,40	0,00451	0,0672
сен.07	97,99	222,74	0,00	5,41	0,00449	0,0670
окт.07	98,96	223,71	0,00	5,41	0,00447	0,0669
ноя.07	99,85	224,60	0,00	5,41	0,00445	0,0667
дек.07	100,86	225,61	0,00	5,42	0,00443	0,0666
янв.08	101,84	226,59	0,00	5,42	0,00441	0,0664
фев.08	102,85	227,60	0,00	5,43	0,00439	0,0663
мар.08	103,95	228,70	0,00	5,43	0,00437	0,0661
апр.08	104,97	229,76	3,95	5,44	0,00435	0,0660
май.08	105,88	230,67	0,00	5,44	0,00434	0,0658
июн.08	106,69	231,51	4,03	5,44	0,00432	0,0657
июл.08	107,46	232,37	9,14	5,45	0,00430	0,0656
авг.08	107,98	233,08	27,34	5,45	0,00429	0,0655
сен.08	108,80	233,90	0,00	5,45	0,00428	0,0654
окт.08	109,48	234,65	8,14	5,46	0,00426	0,0653
ноя.08	110,15	235,40	11,84	5,46	0,00425	0,0652
дек.08	110,66	235,97	11,50	5,46	0,00424	0,0651
янв.09	111,22	236,58	7,04	5,47	0,00423	0,0650
фев.09	111,77	237,13	0,00	5,47	0,00422	0,0649
мар.09	112,35	237,73	3,18	5,47	0,00421	0,0649
апр.09	112,91	238,35	10,27	5,47	0,00420	0,0648

• В этой таблице желтым цветом выделен период времени до обработки, а зеленым цветом, соответственно, - после обработки. Розовым цветом выделен месяц сразу после проведения ГТМ.
• Для начала представим на графике зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости - рисунок 4.6.
• Рис. 4.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по скв. 38
• Как видно из приведенного выше рисунка, эффект от изоляции оказался весьма значительным. Чтобы оценить, насколько проведенное мероприятие изменило характер работы скважины, воспользуемся характеристиками вытеснения.
• Определим, какая из выбранных характеристик подходит нам в наибольшей степени (рис. 4.7, 4.8, 4.9).
• Рис. 4.7. Характеристика вытеснения Камбарова по скв. 38

• Рис. 4.8. Характеристика вытеснения Сазонова по скв. 38
• Рис. 4.9. Характеристика вытеснения Пирвердяна по скв. 38
• Основываясь на полученных квадратах коэффициентов корреляции, видим, что наиболее точно описывает наши данные характеристика Камбарова. (R2 = 0,9956). Это также видно в таблице 4.2, где столбец с аргументом из этой характеристики выделен голубым цветом.
• Теперь на одном графике мы можем представить то, как пошла работа скважины после проведенной изоляции, и то, как бы работала скважина, если бы это ГТМ не было выполнено (рис. 4.10).
• Вывод по скважине 38: можно сказать, что данное геолого-техническое мероприятие по изоляции обводнившихся пропластков представляет собой пример грамотного выбора объекта для выполнения конкретных работ, а также удачной технической реализации этого мероприятия. Эффективность проведенных работ можно оценить, как высокую.
• Рис. 4.10. Результат проведения изоляционных работ в скв. 38
• 4.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
• В результате анализа разработки задонско-елецкой залежи встает вопрос о возможности достижения утвержденной величины коэффициента нефтеизвлечения при существующей системе разработки.
• В рамках расчетной части был сделан прогноз по основным показателям разработки залежи для определения времени достижения величины конечной нефтеотдачи, а также текущей обводненности на тот момент.
• В первом приближении были взяты данные за последние 11 лет разработки (1998-2008 гг.). Эти данные представлены в таблице 4.3. На их основе были построены кривые по трем характеристикам вытеснения:
• 4. Камбаров:
• 5. Сазонов:
• 6. Пирвердян:
• Таблица 4.3
• Данные разработки за период 1998-2008 гг.

Год	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	Камбаров	Сазонов	Пирвердян
1	2	3	4	5	6
1998	965,6	1355,3	0,000738	7,21	0,0272
1999	1039,5	1476,7	0,000677	7,30	0,0260
2000	1129,3	1635,7	0,000611	7,40	0,0247
2001	1216,3	1807,5	0,000553	7,50	0,0235
2002	1295,5	2023,5	0,000494	7,61	0,0222
2003	1361	2231,6	0,000448	7,71	0,0212
2004	1407,8	2469,9	0,000405	7,81	0,0201
2005	1454	2679,6	0,000373	7,89	0,0193
2006	1502,7	2857,1	0,00035	7,96	0,0187
2007	1547,9	3058	0,000327	8,03	0,0181
2008	1581,8	3219,8	0,000311	8,08	0,0176

• Полученные характеристики вытеснения представлены на рисунках: 4.11, 4.12, 4.13.
• Рис. 4.11. Характеристика вытеснения Камбарова

• Рис. 4.12. Характеристика вытеснения Сазонова
• Рис. 4.13. Характеристика вытеснения Пирвердяна
• Как видно из построенных характеристик вытеснения, хорошо ложатся на прямую последние 4 точки в каждой зависимости. Причем 5-я точка уже достаточно сильно выбивается из всех аппроксимаций. Поэтому определим аналитическую зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости именно по последним четырем точкам.
• На рисунках 4.14, 4.15, 4.16 представлены аппроксимации выбранных характеристик вытеснения, а также аналитические выражения, описывающие полученные линейные зависимости.
• Рис. 4.14 Аппроксимация зависимости Камбарова
• Рис. 4.15. Аппроксимация зависимости Сазонова

• Рис. 4.16. Аппроксимация зависимости Пирвердяна
• Для построения прогноза была выбрана зависимость Пирвердяна, так как рассчитанные на ее основе показатели разработки наилучшим образом согласуются с текущими данными.
• Основываясь на последних четырех годах разработки, было сделано допущение, что годовая добыча жидкости за последующие годы будет постоянна и будет составлять 187 тыс. т./год (среднее арифметическое за предыдущие 4 года).
• Зная коэффициенты А и В в уравнении прямой, мы знаем зависимость Qн от Qж:
• Теперь, задаваясь годовой добычей жидкости, мы можем найти накопленную добычу жидкости на конец рассматриваемого года. Далее, используя представленную выше зависимость, можем найти накопленную добычу нефти, откуда, в свою очередь, находим добычу нефти по годам. Зная величины годовой добычи нефти и жидкости, нам не составит труда найти текущую обводненность за рассматриваемый год. Все эти данные сведены в таблицу 4.4.
• Таблица 4.4
• Прогноз технологических показателей разработки задонско-елецкой залежи

Год	Qн, тыс. т.	Qж, тыс. т.	qж, тыс. т.	qн, тыс. т.	Обводненность, %
1	2	3	4	5	6
2009	1619,3	3406,8	187	37,5	80,0
2010	1653,2	3593,8	187	33,9	81,9
2011	1684,6	3780,8	187	31,4	83,2
2012	1713,7	3967,8	187	29,1	84,4
2013	1740,8	4154,8	187	27,1	85,5
2014	1766,2	4341,8	187	25,4	86,4
2015	1790,0	4528,8	187	23,8	87,3
2016	1812,4	4715,8	187	22,4	88,0
2017	1833,4	4902,8	187	21,1	88,7
2018	1853,3	5089,8	187	19,9	89,4
2019	1872,1	5276,8	187	18,8	89,9
2020	1890,0	5463,8	187	17,8	90,5
2021	1906,9	5650,8	187	17,0	90,9
2022	1923,1	5837,8	187	16,1	91,4
2023	1938,5	6024,8	187	15,4	91,8

• Таким образом, намеченная величина КИН = 0,476, соответствующая отбору из залежи 1876 тыс. т. нефти, будет достигнута в первой половине 2020 года. Обводненность на тот момент будет составлять 90,5%.
• Полученные результаты можно представить в виде графика - рисунок 4.17.
• Рис. 4.17. Динамика основных технологических показателей (факт + прогноз)
• 5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
• 5.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
• ГПО «Белоруснефть» - одно из крупнейших предприятий нефтяной промышленности в Республике Беларусь. Оно входит в Государственный концерн по нефти и химии «Белнефтехим». В состав «Белоруснефти» входят управления по поиску и разведке месторождений, бурению скважин, по добыче нефти и газа, а также десятки других предприятий и структурных подразделений, в числе которых Белорусский газоперерабатывающий завод в г. Речице. Кроме того, компания осуществляет и деятельность за рубежом. Так, в России это дочерняя компания ООО «Белоруснефть-Сибирь», в Венесуэле - СП «Петролера БелоВенесолана», в Иране - СП ««Белпарс Петролеум Компани Лимитед».
• Максимальный уровень годовой добычи нефти в ГПО «Белоруснефть», достигнутый в 1975 году, составил 7953,6 тыс. т. Основной объём добычи получен из наиболее крупных месторождений: Речицкого, Осташковичского, Вишанского, Тишковского, Южно-Осташковичского. Фактическая добыча нефти за 2008 г. составила около 1,8 млн. т. В настоящее время в разработке находится 56 месторождений, из которых наиболее крупные уже вступили в заключительную стадию и имеют высокую обводнённость продукции. Действующий эксплуатационный фонд скважин на начало 2009 года составил 644 скважины, из них фонтанных - 50, эксплуатирующихся ЭЦН - 206, эксплуатирующихся ШГН - 388. Нагнетательный фонд - 241 скважина.
• Научно-методическое и проектное обеспечение нефтедобывающей отрасли осуществляется институтом «БелНИПИнефть», главным научным подразделением ГПО «Белоруснефть».
• 5.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»
• Аппарат управления во главе с начальником управления состоит из следующих служб и отделов.
• 1. Служба главного инженера, в которую входят следующие отделы:
• · производственно-технический (ведает вопросами технологии добычи нефти, воздействия на призабойную зону, подготовки нефти, рационализации и технической информации; осуществляет контроль за состоянием производственной территории, увязывает запланированные в НГДУ работы с ресурсами и с другими структурными подразделениями;
• · главного механика (ведает вопросами эксплуатации и ремонта всего технического оборудования, наземного и подземного, эксплуатационного, передвижного, металлообрабатывающего, грузоподъемных сооружений, сбором и реализацией металлолома);
• · охраны труда и промышленной безопасности (контролирует соблюдение всех правил и норм по технике безопасности, является инициатором организационных мероприятий в области техники безопасности и промышленной санитарии).
• 2. Служба заместителя начальника управления по геологии, в состав которой входит геологический отдел.
• 3. Служба заместителя начальника управления по общим вопросам, к которой относятся: административно-хозяйственная служба, хозяйственная группа, группа по обслуживанию производственных зданий и сооружений, здравпункт.
• 4. Служба заместителя начальника управления по экономике, в составе которой находятся: планово-экономический отдел, отдел организации труда, заработной платы и кадров.
• 5. Бухгалтерия
• Аппарат ЦИТС (центральной инженерно-технологической службы), возглавляемый начальником ЦИТС (заместителем главного инженера по производству), состоит из двух групп: технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин, и диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.
• В непосредственном подчинении начальника ЦИТС находятся цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ), за которыми закреплен определенный фонд скважин. ЦДНГ в свою очередь собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории вокруг закрепленных за ними скважин и объектов. Также цеха ведут надзор за работой всего эксплуатационного оборудования, связанного с закрепленным за ними фондом скважин (устьевого оборудования, выкидных трубопроводов от групповых до сборных пунктов и т.п.)
• В состав ЦДНГ входят: аппарат ЦДНГ, состоящий из начальника ЦДНГ, его заместителя, геологической, технологической, диспетчерской служб, а также бригад по добыче нефти, возглавляемых мастерами и состоящих из рабочих (операторов по добыче), непосредственно выполняющих все работы на производственных объектах.
• В общем, инженерно-технологические службы обеспечивают выполнение текущего плана по добыче нефти и газа, собирают всю технологическую и производственную информацию о процессе, координируют деятельность всех производственных подразделений на территории предприятия.
• 5.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
• В данной работе был выбран расчет инвестиционного проекта о целесообразности вложения средств в проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) по изоляции обводнившихся пропластков в 5 добывающих скважинах, а также по закачке потокоотклоняющих реагентов в 3 нагнетательные скважины с целью оптимизации режима нагнетания.
• Порядок расчета:
• 1. Имеем капитальные вложения К, которые предприятие затрачивает на приобретение материалов и проведение работ. Необходимо отметить, что все вложения происходят из собственных средств предприятия и выделяются в расчетном («нулевом») году.
• 2. Из дополнительно добытой благодаря ГТМ нефти QГТМ предприятие использует 5% на собственные нужды Qвнутр (проведение технологических операций), остальная же часть Qреализ реализуется по указанной стоимости Цреализ.
• 3. Кроме того, нам известна средняя себестоимость добычи 1 тонны нефти по предприятию, то есть удельные эксплуатационные затраты Эз.уд..
• 4. Определяем выручку от реализации дополнительно добытой нефти:
• 5. Находим совокупные эксплуатационные затраты на добычу всей нефти, полученной за счет проведения ГТМ:
• 6. Можем найти прибыль:
• 7. Зная ставку налога на прибыль (24%), можем определить величину налоговых выплат государству:
• 8. Теперь определяем чистый дисконтированный доход (ЧДД). Норму дисконта Е примем равной 0,12.
• 9. Определив ежегодный ЧДД, мы можем просуммировать его значения по всем годам, на которые делается расчет (в нашем случае - 8 лет) и, таким образом, получить величину суммарного ЧДД?, которая является отражением прибыльности нашего проекта и подтверждает (опровергает) рациональность инвестирования средств в данный проект.
• 10. Также можно посчитать индекс доходности:
• Таблица 5.1
• Результаты расчета инвестиционного проекта

Показатели	Годы
	tр	1	2	3	4	5	6	7
	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
К	тыс. долл. США	1230,0	0	0	0	0	0	0	0
QГТМ	тонны	227	1919	5019	8413	10484	9658	7890	5664
Qвнутр	тонны	11	96	251	421	524	483	395	283
Qреализ	тонны	216	1823	4768	7992	9960	9175	7496	5381
Эз.уд.	$/т	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22	101,22
Цреализ	$/т	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66	346,66
В	тыс. долл. США	74,8	632,0	1652,9	2770,6	3452,7	3180,6	2598,4	1865,3
Эз	тыс. долл. США	23,0	194,2	508,0	851,6	1061,2	977,6	798,6	573,3
П	тыс. долл. США	51,8	437,7	1144,9	1919,1	2391,5	2203,1	1799,8	1292,0
Нп	тыс. долл. США	12,4	105,1	274,8	460,6	574,0	528,7	431,9	310,1
ЧДД	тыс. долл. США	-1190,6	297,0	693,6	1038,1	1155,1	950,1	693,0	444,2
ЧДДнакопл	тыс. долл. США	-1190,6	-893,6	-200,0	838,2	1993,2	2943,3	3636,3	4080,4
ЧП = ПН	тыс. долл. США	39,4	332,7	870,1	1458,5	1817,5	1674,3	1367,8	981,9
ЧПН	тыс. долл. США	-1190,6	332,7	870,1	1458,5	1817,5	1674,3	1367,8	981,9
числитель ИД	тыс. долл. США	39,4	297,0	693,6	1038,1	1155,1	950,1	693,0	444,2
знаменатель ИД	тыс. долл. США	1230,0	0	0	0	0	0	0	0
ИД	-	0,03	-	-	-	-	-	-	-

• ЧДД? = 4080,4 тыс. долл. США

• Рис. 5.1. Динамика изменения накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД)
• 5.4 ВЫВОД
• Рассматриваемый нами инвестиционный проект является выгодным как в среднесрочной, так и в долгосрочной перспективе, так как накопленный чистый дисконтированный доход (ЧДД) является положительным уже на третий год относительно года вложения инвестиций (см. табл. 5.1). Кроме того, эффект от мероприятий продолжает сказываться и в течение следующих нескольких лет. Это также подтверждается кривой накопленного ЧДД (рис. 5.1).
• 6. бЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 6.1 ВВЕДЕНИЕ
• Основное назначение охраны труда создание на предприятиях условий, которые обеспечили бы полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены были бы на всемерное облегчение труда и наилучшую санитарно-гигиеническую обстановку на производстве.
• Охрана труда подразделяется на:
• · техническую (мероприятия по предупреждению несчастных случаев);
• · санитарную (мероприятия по производственной санитарии и гигиене труда);
• · правовую (трудовое законодательство).
• Организация работы в области охраны труда, техники безопасности и промышленной санитарии возлагается на соответствующие отделы или старших инженеров по технике безопасности. Руководители предприятий и организаций обязаны создавать работникам службы охраны труда и техники безопасности надлежащие условия для работы: обеспечивать служебными помещениями, автотранспортом для обследования промышленных объектов, приобретать необходимую литературу. Они должны систематически проводить организационно-технические мероприятия по улучшению состояния техники безопасности и выполнению приказов Министерства, направленных на обеспечение безопасной и безаварийной работы.
• Главные инженеры или другие руководящие работники предприятий и организаций, ведающие вопросами техники безопасности, несут ответственность за разработку организационно-технических мероприятий и осуществление методического руководства службой охраны труда и техники безопасности, а также за правильную постановку обучения рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам труда.
• На основе правил, норм и типовых инструкций на предприятиях, с учетом их местных условий, должны быть разработаны производственные инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ. Инструкции должны быть утверждены главным инженером предприятия, и согласованы с местными контрольными органами.
• 6.2 Анализ условий труда на предприятии
• 6.2.1 ОПИСАНИЕ РАБОЧЕГО МЕСТА
• В данной работе будет рассматриваться рабочее место оператора по добыче нефти и газа, работающего в дневную смену (8-часовой рабочий день).
• Выдержки из «Инструкции № 1 «По охране труда для оператора по добыче нефти и газа» в НГДУ «Речицанефть» РУП «ПО «Белоруснефть», утвержденной 27.03.2007 г.:
• 1.1. К самостоятельной работе в качестве оператора по добыче нефти и газа допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, обучение по профессии, инструктажи, стажировку и проверку знаний инструкций по охране труда в установленном порядке.
• Оператор по добыче нефти и газа должен иметь I группу по электробезопасности.
• 1.2. Периодичность проверки знаний -- 1 раз в год, повторного инструктажа -- не реже 1 раза в 6 месяцев, периодический медицинский осмотр -- не реже 1 раза в 2 года.
• 1.3. Внеочередная проверка знаний по вопросам охраны труда проводится по требованию представителей государственных органов надзора и контроля, а также работников службы охраны труда при нарушении оператором требований охраны труда, и, если будет установлено, что оператор не знает требований инструкций по охране труда.
• 1.4. В процессе работы оператор обязан:
• 1.4.1. соблюдать требования настоящей инструкции;
• 1.4.2. соблюдать правила внутреннего трудового распорядка;
• 1.4.3. соблюдать противопожарную безопасность, уметь пользоваться средствами пожаротушения и следить за их исправностью;
• 1.4.4. уметь оказывать первую доврачебную помощь;
• 1.4.5. в случае травмирования, или будучи очевидцем несчастного случая, незамедлительно уведомлять об этом мастера, а в случае его отсутствия -- руководство цеха или начальника смены ЦИТС;
• 1.4.6. работать только в полагающейся по нормам спецодежде и спецобуви. Если условия работы требуют применения индивидуальных средств защиты (защитные каски, защитные очки, диэлектрические перчатки, шланговый противогаз, предохранительный пояс и т.п.), то последние должны использоваться в обязательном порядке;
• 1.4.7. знать и соблюдать при выполнении работ требования личной гигиены;
• 1.4.8. знать места хранения аварийного инструмента и средств индивидуальной защиты органов дыхания.

6.2.2 Общие сведения о рабочем месте

1. Организация Нефтегазодобывающее управление "Речицанефть"

РУП "Производственное объединение "Белоруснефть"

2. Цех (отдел) ЦДНГ

3. Участок (бюро, сектор) -

4. Код и наименование профессии (должности) по ОКПД 15824 оператор по добыче нефти и газа (дневной)

5. Число рабочих смен одна

6. Продолжительность смены 8 часов

7. Количество аналогичных рабочих мест 158

8. Численность работающих на рабочем месте (на одном рабочем месте/ на всех аналогичных рабочих местах) 1/159

9. Из них женщин 12

10. Выпуск ЕТКС, ЕКСД 6

11. Характеристика выполняемой работы по ЕТКС, ЕКСД, рабочей (должностной) инструкции Наименование технологического процесса (вида работ). Наименование операции

Наблюдение за работой скважин. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы в осуществлении и поддержании заданного режима скважин, групповых замерных установок. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов.

12. Обслуживаемое оборудование: наименование, количество единиц (указать)

Запорная арматура, контрольно-измерительные приборы

13. Применяемые инструменты и приспособления (технологическая оснастка) (указать)

Слесарный инструмент

14. Используемые сырье, материалы (указать)

Ветошь

6.2.3 Опасные и вредные производственные факторы

6.2.3.1 токсичные вещества

Основным токсичным веществом, с которым сталкиваются работники нефтедобывающих предприятий, является углеводородный газ, имеющий место при разгазировании нефти, а также пары самой нефти.

Сравнение фактических величин с ПДК (предельно допустимыми концентрациями) проводится в соответствии с ГОСТ ССБТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», а также с гигиеническими нормами ГН 2.2.5.686-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

Углеводороды имеют IV класс опасности (согласно приведенному ГОСТу). Что влечет необходимость контроля их концентрации не реже 1 раза в квартал. При установленном соответствии содержания вредных веществ III, IV классов опасности уровню ПДК допускается проводить контроль не реже 1 раза в год.

Таблица 6.1

Результаты замеров факторов производственной среды

№ п/ п	Рабочее место, точки проведения замеров	Наименование измеряемого фактора произ- водственной среды, ед. измерения	Величина ПДК	Фактическая величина фактора (среднее значение)
1	2	3	4	5
1.	ЦДНГ-1 Оператор по добыче нефти и газа (категория 2а) При выполнении работ на скважине: -чистка НКТ от парафина с помощью скребка -подбивка оборудования к затрубному пространству для промывки скважины водой	Углеводороды нефти, мг/мЗ Углеводороды нефти, мг/мЗ	300 300	138 Не обнар.
2.	Отбор проб	Углеводороды нефти, мг/мЗ	300	69
3.	Отбивка уровня	Углеводороды нефти, мг/мЗ	300	103
4.	Набивка сальникового уплотнителя	Углеводороды нефти, мг/мЗ	300	69

6.2.3.2 Метеоусловия на рабочих местах, их особенности

Работы на нефтегазовых предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). К таким работам можно отнести проведение технологических обработок различного назначения. Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов:

- снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью;

- устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих (культбудки) и т. д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней все работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится также создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств.

Максимально допустимая температура воздуха на открытом пространстве при проведении любого вида работ 38 С, минимально допустимая -35 С, максимально допустимая скорость движения воздуха 30 м/с.

Нормы метеоусловий на производстве регламентирует ГОСТ ССБТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

6.2.3.3 Производственное освещение

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

Применяемое на производственных объектах аварийное освещение должно быть рассчитано на напряжение электрического тока 12 В.

Технологические мероприятия -- ППУ, закачка горячей и пресной воды, ингибиторов солеотложений -- проводятся только в дневное время суток. При наступлении темноты для освещения скважины можно пользоваться фарами агрегата.

Нормирование освещения осуществляется на основании строительных норм и правил СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение», согласно которым принято раздельное нормирование естественного, искусственного и совмещенного освещения.

Таблица 6.2

Требования к освещению помещений промышленных предприятий

Характеристика зрительной работы	Наименьший или эквивалентный размер объекта различения, мм	Разряд зрительной работы	Подразряд зрительной работы	Контраст объекта с фоном	Характеристика фона	Искусственное освещение	Естественное освещение	Совмещенное освещение
						Освещенность, лк	Сочетание нормируемых	КЕО, ен, %
						при системе комбиниро-ванного освещения	при системе общего освещения	величин показателя ослепленности и коэффициента пульсации	при верхнем или комбинированном освещении	при боковом освещении	при верхнем или комбинированном освещении	при боковом освещении
						всего	в том числе от общего		Р	Kп, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Общее наблюдение за ходом производ-ственного процесса:
периодичес-кое при пери-одическом пребывании людей в помещении		VIII	в	Независимо от характеристик фона и контраста объекта с фоном			50			0,7	0,2	0,5	0,2

6.2.3.4 Шум и вибрация

Некоторые производственные процессы сопровождаются значительным шумом, вибрациями и сотрясениями. При некоторых способах эксплуатации скважин возникает шум и вибрация при работе компрессоров, вентиляторов и их приводов. Вибрируют сами машины, их фундаменты и подсоединённые трубопроводы. Также незначительный шум и вибрация могут наблюдаться при проведении технологических обработок.

Шум делится на механический и аэродинамический.

Шум механического происхождения возникает в результате соударения твердых тел, упругих деформаций деталей машин, вибрации узлов или агрегатов в целом. Вибрации машин и механизмов могут передаваться через их фундаменты на конструкции зданий и сооружений, сопровождаясь шумом.

Аэродинамический шум возникает при больших скоростях движения газов, тел в воздухе, в результате взрывных процессов и др. Снижение уровней шума и вибрации может достигаться различными путями. Прежде всего, необходимо уменьшать их в самом источнике образования, уменьшая поверхности соударяющихся частей, применяя безредукторные передачи и т.д., а также соблюдать требования инструкций по монтажу оборудования и технических условий на монтаж-демонтаж машин и механизмов. Если смонтированное производственное оборудование создает повышенные вибрации и шум, то его изолируют от строительных конструкций установкой на специальные фундаменты, тем самым, ослабляя колебательную энергию. Для устранения жесткой связи оборудования с фундаментом между ними располагают амортизаторы. Если шум на рабочих местах всеми известными средствами невозможно уменьшить до предельно допустимых уровней, то в этих случаях следует применять либо дистанционное управление производственным процессом из специальных кабин с необходимой звукоизоляцией, либо использовать индивидуальные средства защиты органов слуха (антифоны, наушники и др.).

Для уменьшения пагубного действия шума и вибрации важно проведение своевременного и качественного ремонта машин, а также других организационно-технических мероприятий.

Борьба с шумом и вибрацией должна вестись по основным направлениям:

- снижение шума и вибрации главных машин и механизмов и их приводов, вспомогательных механизмов и устройств в источнике;

- ослабление колебательной энергии, распространяющейся от их источников;

- применение индивидуальных средств защиты;

- проведение своевременного и качественного ремонта машин, а также других организационно-технических мероприятий.

В соответствии с ГОСТ ССБТ 12.1.003-88 «Шум. Общие требования безопасности» шумы классифицируются по характеру спектра и временным характеристикам. Нормирование шума производится по комплексу показателей с учетом их гигиенической значимости на основании Санитарных норм 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки».

Таблица 6.3

Предельно допустимые уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочих местах для трудовой деятельности разных категорий тяжести и напряженности в дБА

Категория напряженности трудового процесса	Категория тяжести трудового процесса
	легкая физическая нагрузка	средняя физическая нагрузка	тяжелый труд 1 степени	тяжелый труд 2 степени	тяжелый труд 3 степени
1	2	3	4	5	6
Напряженность легкой степени	80	80	75	75	75
Напряженность средней степени	70	70	65	65	65
Напряженный труд 1 степени	60	60	-	-	-
Напряженный труд 2 степени	50	50	-	-	-

Таблица 6.4

Показатели оценки факторов производственной среды

Факторы и показатели производственной среды	Номер и дата утверждения протокола измерений и (или) исследований	Гигиенич. нормативы (ПДК, ПДУ)	Фактические величины	Класс (степень) условий труда	Время воздействия фактора (% от времени смены)	Класс (степень) условий труда с учетом времени воздействия фактора
1	2	3	4	5	6	7
Шум, дБА, дБ	№ 40-4 от 11.06.07г	80	84	3.1	15.6	2

Нормирование производственной вибрации осуществляется на основании санитарных норм СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

Таблица 6.5

Предельно допустимые значения производственной локальной вибрации

Среднегеометри-ческие частоты октавных полос, Гц	Предельно допустимые значения по осям Xл, Yл, Zл
	Виброускорения	Виброскорости
	м/с2	дБ	м/с	дБ
1	2	3	4	5
8	1,4	123	2,8	115
16	1,4	123	1,4	109
31,5	2,8	129	1,4	109
63	5,6	135	1,4	109
125	11,0	141	1,4	109
250	22,0	147	1,4	109
500	45,0	153	1,4	109
1000	89,0	159	1,4	109
Корректирован-ные и эквивалентные корректирован-ные значения и их уровни	2,0	126	2,0	112

6.2.3.5 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих, взрывоопасных и агрессивных веществ, контакт с землей и др.) требуют особого внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность и внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода. Электротравмы возникают при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нетоковедущих металлоконструкциях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов или около заземлителей.

Вероятность того или иного поражения и его исход зависят от сочетания многих факторов: силы тока, пути тока в организме, времени действия, электрического сопротивления и состояния человека, производственной обстановки. Смертельно опасен переменный ток промышленной частоты силой более 100 мА.

Электробезопасность обеспечивается строгим выполнением всех требований действующих электротехнических нормативов. Все токоведущие части должны быть надежно изолированы, укрыты или помещены на недоступной высоте. Качество изоляции определяется её электрическим сопротивлением (0,5-1 МОм), которое должно проверяться мегомметром.

Выбор электрооборудования проводится с учетом условий его работы. Для защиты от опасности поражения электрическим током при переходе напряжения на нетоковедущие металлоконструкции применяются заземлители. В качестве заземлителей используют обсадные трубы, сваи или искусственные заземлители. Последние забиваются в грунт вертикально через 3 м друг от друга, и обычно имеют длину 3 м и диаметр 5 см.

На рабочем месте оператора имеются электроприборы напряжением до 380 В (электродвигатели, станции управления и др.), обеспечивающие работу насосного оборудования на скважинах, а также приборы контроля за работой технологических устройств (например, электронный уровнемер на замерном буллите и т.п.), работающие на меньших напряжениях тока. Кроме этого в бригадном домике имеются бытовые электроприборы (электрочайник, холодильник, микроволновая печь и др.)

Основным нормативным документом в области обеспечения электробезопасности являются «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ). Кроме того, действуют следующие документы: ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»; ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление»; ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов».

6.2.4 Факторы производственного процесса: тяжесть и напряженность труда

Данная информация сведена в таблицы 6.6 и 6.7.

Таблица 6.6

Результаты оценки тяжести трудового процесса

Показатели тяжести трудового процесса	Номер и дата утверждения протокола измерений и (или) исследований	Нормативное значение показателя	Фактическое значение показателя	Класс (степень) условий труда
1	2	3	4	5
1. Рабочая поза	протокол от 30.10.08г.	Свободная, удобная поза, возможность смены рабочего положения тела (сидя, стоя). Нахождение в позе стоя до 40% вр. смены	Свободная, удобная поза, возможность смены рабочего положения тела (сидя, стоя). Нахождение в позе стоя до 40% вр. смены	1
2. Наклоны корпуса
3. Перемещения в пространстве, обусловленные технологическим процессом, км:
3.1 по горизонтали	протокол от 30.10.08г.	4,1-8,0	0,5	1
3.2 по вертикали
Итоговая оценка тяжести трудового процесса		1

Таблица 6.7

Результаты оценки напряженности трудового процесса

Показатели напряженности трудового процесса	Характеристика показателей в соответствии с гигиеническими критериями	Класс (степень) условий труда
1	2	3
4.1 Интеллектуальные нагрузки
4.1.1 Содержание работы	Решение простых задач по инструкции	2
4.1.2 Восприятие сигналов (информации) и их оценка	Восприятие сигналов с последующей коррекцией действий и операции	2
4.1.3 Распределение функций по степени сложности задания	Обработка, выполнение задания и его проверка	2
4.1.4 Характер выполняемой работы	Работа по установленному графику с возможной его коррекцией по ходу деятельности	2
4.2 Сенсорные нагрузки
4.2.1 Длительность сосредоточенного наблюдения (в % от времени смены)	-	1
4.2.2 Плотность сигналов (световых, звуковых) и сообщений в среднем за 1 час работы	-	1
4.2.3 Число производственных объектов одновременного наблюдения	-	1
4.2.4 Размер объекта различения (при расстоянии от глаз работающего до объекта различения на более 0,5м) в мм при длительности сосредоточенного наблюдения (% времени смены)	-	1
4.2.5 Работа с оптическими приборами (микроскопы, лупы и т.п.) при длительности сосредоточенного наблюдения (% времени смены)	-	1
4.2.6 Наблюдение за экранами видеотерминалов (часов в смену).
при буквенно-цифровом типе отображении информации	-	1
при графическом типе отображения	-	1
4.2.7 Нагрузка на слуховой анализатор (при производственной необходимости восприятия речи или дифференцированных сигналов)	-	1
4.3 Эмоциональные нагрузки
4.3.1 Степень ответственности за результат собственной деятельности. Значимость ошибок	Несет ответственность за функциональное качество вспомогательных работ (заданий) Влечет за собой дополнительные усилия со стороны вышестоящего руководства (мастера)	2
4.3.2 Степень риска для собственной жизни	_	1
4.3.3 Степень ответственности за безопасность других лиц		1
4.4 Монотонность нагрузок
4.4.1 Число элементов (приемов), необходимых для реализации простого задания или в многократно повторяющихся операциях		1
4.4.2 Продолжительность выполнения простых производственных заданий или повторяющихся операций, с		1
4.4.3 Монотонность производственной обстановки (время пассивного наблюдения за ходом техпроцесса в % от времени смены)		1
4.5 Режим работы
4.5.1 Сменность работы	односменная работа (без ночной смены)	1
Итоговая оценка напряженности трудового процесса		1

6.3 Выполнение санитарных и противопожарных норм проектирования

В области безопасности труда на предприятии НГДУ «Речицанефть» РУП «ПО «Белоруснефть» действует следующая нормативно-техническая документация, в соответствии с которой проводятся все измерения на предмет наличия на рабочем месте опасных и (или) вредных условий труда:

ГОСТ 12.1.050-86 на соответствие СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-32-2002

ГОСТ 12.1.014-84 на соответствие СанПиН № 11-19-94

ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

ГН 2.2.5.686-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны»

СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений»

СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»

ГОСТ 12.1.003-83 «Шум. Общие требования безопасности»

СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки»

СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий»

ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»

ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление»

ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов»

ПУЭ (Правила устройства электроустановок), 7-е издание

ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность. Общие требования безопасности»

НПБ 5-2005 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»

6.4 Обеспечение пожарной и производственной безопасности

По пожарным свойствам нефть относится к группе горючих жидкостей (ГЖ).

Работа с нефтью должна производиться с соблюдением правил безопасности для ГЖ.

Пожарный режим объектов, на которых предусматривается проведение работ с нефтью, определяется инструкцией, согласованной с местными органами пожарной охраны в установленном порядке. При этом необходимо:

- автоцистерны и насосный агрегат оборудовать двумя пенокислотными огнетушителями (ОП-5, ОП-10, ОП-25), лопатой;

- на машинах необходима установка глушителей с искрогасителями, выхлопные трубы выводятся впереди кабины водителя;

- машины устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины;

- на месте производства работ запрещается курение, применение открытого огня;

- используемый инструмент должен быть искробезопасного исполнения, светильники и электропроводка должны быть во взрывозащищённом исполнении.

Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в котором могут образовываться взрывоопасные смеси. Эти зоны делятся на 6 классов.

ГЗУ «Спутник» (как рабочее место оператора) относятся к классу В-1а - зоны в помещениях, где при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси ГГ или паров ЛВЖ не образуются, а возможны только в результате аварии или неисправности. Прилегающая к ГЗУ территория имеет категорию В-1г.

Принадлежность помещений к той или иной категории определяется документом НПБ 5-2005 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» (Нормы пожарной безопасности Республики Беларусь).

6.5 Средства индивидуальной защиты работающих

В соответствии с ГОСТ 12.4.002-97 «Средства защиты рук от вибрации. Технические требования и методы испытаний», а также ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума. Классификация» работники должны обеспечиваться средствами защиты от шума и вибрации.

Таблица 6.8

Средства коллективной и индивидуальной защиты от шума и вибрации

№ п/п	Наименование, тип, вид, шифр и т.д.	Место установки
1	2	3
1	Шумоизолирующие наушники	Находится у мастера
2	Виброизолирующие устройства (крепление при помощи полухомутов через мягкие прокладки) в соответствии с техническими условиями на ремонт скважин	Противовыбросовая линия, идущая к приёмной ёмкости

6.6 Анализ состояния охраны труда. показатели оценки условий труда на рабочем месте

Таблица 6.9

Результаты анализа условий труда оператора по добыче нефти и газа

Фактор	Класс условий труда
	Оптимальный	Допустимый	Вредный	Опасный (экстремальный)
	1	2	3.1	3.2	3.3	3.4	4
1	2	3	4	5	6	7	8
1.1. Химический		+
1.2. Биологический
1.3. Пыли, аэрозоли
1.4. Шум		+
1.5. Инфразвук
1.6. Ультразвук
1.7. Вибрация общая
1.8. Вибрация локальная
1.9. Электромагнитные поля и неионизирующие излучения

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
дипломная работа "Разработка нефтяных месторождений" скачать



Подобные документы

• Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

  Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014
  

• Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
  
  курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011
  

• Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

  Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 03.10.2014
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки

  Геологическая характеристика Покачевского месторождения: орогидрография, стратиграфия, литология и тектоника, физико-химические свойства нефти, режим разработки залежи. Расчет себестоимости подбора оборудования установки штангового глубинного насоса.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 29.06.2012
  

• Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Залежь нефти ланско-старооскольского горизонта. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, дебитометрия.
  
  дипломная работа [618,4 K], добавлен 14.05.2013
  

• Применение ЭВМ в разработке нефтяных и газовых месторождений

  Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.
  
  контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014
  

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

Другие документы, подобные "Разработка нефтяных месторождений"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам