Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

Из рис. 5.23 видно, что внедрение технологии ОРРНЭО привело к увеличению добычи нефти в размере 345 тыс.т., из которых прирост добычи нефти от повышения нефтеотдачи составил 211 тыс.т. и от интенсификации добычи нефти в размере 134 тыс.т.

Выводы

Предложена и опробована технология исследования многопластового месторождения нефти, которая отражает дифференциальную информативность по каждому пласту.

Интерпретация трассерных исследований с закачкой трассера тринатрий фосфата в пласт АС12 скважину 477Р, роданистого аммония в пласт АС10 в скважину 12277, флуоресцеина натрия в пласт АС10, и эозина в пласт АС10 в скважину 15994 позволила обнаружить техногенные нарушения, в районе скважин 15961 и 15962 межпластовый переток. Основные параметры продвижения трассеров по каналам НФС приведены в таблице.

Вид трассера	Пласт	№ скважины	Диапазон скорости, м/час	Объем каналов, м3	Проницаемость, мкм2	Масса выхода индикатора, кг
ТНФ	АС12	477Р	0,6 - 4,36	7981,6	9,9 -136,4	6,6
РА	АС10	12277	0,6 - 10,6	2478	13-230	1,9
ФН	АС10	15994	0,9 - 36,8	1407	131-1094	6,3
ЭО	АС12		1,1 - 27,6	1507	360,6-1259	4,6

По результатам проведенных индикаторных исследований и на основе обобщения многолетнего опыта применения методов нефтеотдачи рекомендовано:

произвести работы по выравниванию профиля приемистости на 8 нагнетательных скважинах;

произвести 17 ОПЗ добывающих скважин на основе технологий, содержащих спиртно - кислотные составы. Суточный прирост добычи нефти составит 186,9 т/сут;

произвести 7 КОПЗ добывающих скважин. Суточный прирост добычи нефти составит 107, 5 т/сут;

продолжать внедрять технологию ОРРНЭО.

Анализ внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО) показал увеличение добычи нефти в среднем на одну скважину не менее 2,4 тыс т. Дебиты скважин с началом внедрения технологии ОРРНЭО возросли по нефти соответственно с 9,2 т/сут до 17,4 т/сут и по жидкости с 9,5 т/сут до 18,1 т/сут.

6. Технико - экономические показатели

6.1 Расчет показателей экономической эффективности ОПЗ

Мероприятия научно-технического прогресса оказывают двоякое влияние на технико-экономические показатели:

позитивное - через технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий;

негативное - через ресурсы и затраты, требующиеся для реализации мероприятий НТП.

В результате внедрения мероприятий НТП может быть положительный либо отрицательный эффект, соответственно предприятие получит дополнительную прибыль или потерпит убытки.

В качестве положительного примера рассмотрим экономический эффект спирто - кислотных обработок призабойной зоны пласта на Приобском месторождении.

Для анализа сведем необходимые данные в таблицу 6.1.

Таблица 6.1.

Исходные данные для расчета

№	Наименование	Ед. изм.	2006
			1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.
1	Количество ОПЗ	скв.	17	-	-	-
2	Средний прирост дебита нефти после ОПЗ	т/сут	11	9,5	7,2	4,1
3	Затраты на ОПЗ	тыс. руб.	3740	-	-	-
4	Коэф. эксплуатации	д.е.	0,975	0,975	0,975	0,975
5	Стоимость проведения ОПЗ	тыс. руб.	220	15,7	15,7	15,7
6	Цена 1 тонны нефти	руб.	4100	4100	4100	4100
7	Себестоимость 1 тонны нефти	руб.	3280	3280	3280	3280
8	Налог на прибыль	%	24	24	24	24
9	Норма дисконта Е	%	10	10	10	10
10	Удельный вес условно-переменных затрат	%	43	43	43	43

В рассматриваемом проекте в расчетах не будут учитываться капитальные затраты, ввиду их отсутствия при проведении ОПЗ.

Поток денежной наличности определяется по формуле:

ПДНt = Вt - Зt - Нt (6.1)

где	Вt	-	выручка, тыс. руб.;
	Зt	-	текущие затраты;
	Нt	-	налоги, тыс. руб.;

Выручку рассчитаем по формуле:

ДВ1 кв = Ц · ДQ1 кв = 4100 · 16,65 = 68250 тыс. руб. (6.2)

где	Ц	-	цена 1 тонны нефти, руб.
	ДQ1кв	-	дополнительная добыча за квартал

Прирост добычи нефти от ОПЗ в квартал составит:

ДQ1 кв = Дq · Tk · Kэксп · Nскв = 11 · 91,3· 0,975 · 17 = 16,65 тыс.т (6.3)

где	Дq	-	прирост дебита в сутки, т/сут.;
	Tk	-	количество календарных дней в периоде, сут.;
	Kэкс	-	коэффициент эксплуатации;
	Nскв	-	количество скважин.

Текущие затраты рассчитываются по формуле:

Зt = Здоп t + Змер-ий (6.4)

где	Здопt	-	дополнительные затраты;
	Змер-ий	-	затраты на проведение мероприятия.

Здоп t = Зпер.ые = С · dпер · ?Qt (6.5)

где	?Qt	-	годовой прирост добычи, тыс.т.

Здоп t = 3280 · 0,43 · 16,65 = 23483 тыс. руб.

З1 кв = 23483 + 3740 = 27223,2 тыс. руб.

Налог на прибыль рассчитывается:

Нпр.= = 7048 тыс. руб. (6.6)

где	Пнал.обл.	-	прибыль налогооблагаемая, тыс. руб.;
	Nпр.	-	ставка налога на прибыль, 24%

ПДН1 кв = 68250 - 27223,2 - 7048= 33983 тыс. руб.

Накопленный поток денежной наличности определяется по формуле:

НПДНt = ?ПДН (6.7)

НПДН1 кв = ПДН1 кв = 33983 тыс. руб.

Дисконтированный поток денежной наличности определяется по формуле:

ДПДНt = ПДНt · Кд (6.8)

где	Кд	-	коэффициент дисконтирования, доли единиц.

Кд = (1+Eнп/4) Tp-t = (1+0,1/4)0 = 1 (6.9)

где	Eнп	-	ставка дисконтирования, доли единиц;

ДПДН1 кв = 33978 · 1 = 33983 тыс. руб.

Чистая текущая стоимость определяется по формуле:

ЧТСt = ?ДПДНt (6.10)

ЧТС1 кв = ДПДН1 кв = 33983 тыс. руб.

Аналогично расчет ведется и на второй, третий и четвертый кварталы 2006 года. Результаты расчетов представлены в таблице 6.2. На рисунке 6.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости при проведении ОПЗ.

Таблица 6.2.

Расчет экономических показателей

Показатели	2006 год
	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.
Прирост добычи, тыс. тонн	16,65	14,38	10,90	6,20
Прирост выручки, тыс. руб.	68249,7	58942,9	44672,5	25438,5
Текущие затраты, тыс. руб.	27217,9	20276,4	15367,4	8750,9
Затраты на мероприятие, тыс. руб.	3740	0	0	0
Затраты на доп. добычу, тыс. руб.	23477,9	20276,4	15367,4	8750,9
Прирост прибыли, тыс. руб.	29368,06	25363,32	19222,73	10946,28
Налог на прибыль, тыс. руб.	7048,3	6087,2	4613,5	2627,1
ПДН, тыс. руб.	33983,48	32579,37	24691,73	14060,57
НПДН, тыс. руб.	33983,48	66562,85	91254,58	105315,15
Коэффициент дисконтирования	1	0,976	0,951	0,93
ДПДН, тыс. руб.	33983,48	31797,46	23481,84	13048,21
ЧТС, тыс. руб.	33983,48	65780,94	89262,78	102310,99

Рис. 6.1. Профили НПДН и ЧТС

Срок окупаемости затрат на ОПЗ:

Ток = Змер/(?В1 кв - З1 кв) (6.11)

Ток = 3740/(68249,7 - 27217,9) = 0,09 года = 33 дня.

6.2 Анализ чувствительности проекта к риску

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов:

Q = [- 30 %; + 10 %];

Цн = [- 20 %; + 20 %];

H = [- 20 %; + 20 %];

З = [- 10 %; + 10 %].

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Результаты сведены в таблицу 6.3. На основании полученных данных строим диаграмму чувствительности проекта (рис. 6.2.).

Таблица 6.3.

Динамика ЧТС при различных вариациях факторов

Показатели	Значение показателя, тыс. руб.
	-30%	-20%	-10%	0	10%	20%
ЧТС (баз)				102310,99
ЧТС (Qн)	70495				112916
ЧТС (Ц)		73146				131475
ЧТС (З)			102684			101562
ЧТС (Н)			104292			98348

Таким образом, расчет экономической эффективности спирто-кислотных обработок показывает, что отрицательные значения НПДН и ЧТС отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведения данного геолого-технического мероприятия, проект окупается уже в первый месяц внедрения.

Диаграмма «Паук» (см. рис. 6.2) находится в положительной области, из чего следует, что проект абсолютно не подвержен риску.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод о целесообразности внедрения рассматриваемого проекта в производство.

Рис. 6.2. Диаграмма чувствительности проекта к риску («Паук»)

Выводы

Расчеты экономической эффективности в результате проведенных мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти скважин за счет спирто - кислотных обработок призабойной зоны пласта в скважинах (см. табл. 6.1.) показали, что затраты на проведение данных мероприятий в первом квартале 2006 г. составляют 3740 тыс. рублей. За счет увеличения добычи нефти скважин получена чистая текущая стоимость, которая на четвертый квартал 2006 г. составит 102311 тыс. рублей при вложении собственных средств для реализации проекта. Срок окупаемости проекта примерно 1 месяц. Данные мероприятия дают более 24692 тыс. руб. прибыли без какого-либо риска (см. рис. 6.2. диаграмму чувствительного проекта к риску). Следовательно, проведение мероприятий по обработке скважин во многом оправдают себя, показав высокую экономическую эффективность и прирост дополнительной добычи нефти.

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Основные законодательные и нормативные акты, регулирующие трудовые отношения, регламентирующие условия труда и безопасность на производстве

В соответствии со статьей 42 Конституции Российской Федерации каждый имеет право на благоприятную окружающую среду, достоверную информацию о ее состоянии и на возмещение ущерба, причиненного его здоровью или имуществу экологическим правонарушением.

Земля и другие природные ресурсы используются и охраняются в Российской Федерации как основа жизни и деятельности народов, проживающих на соответствующей территории (ст. 9 Конституции РФ) [14].

Государственный контроль в области охраны окружающей среды (государственный экологический контроль) осуществляется федеральными органами исполнительной власти и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации (ст. 65 N 7-ФЗ от 10.01.2002г) [15].

Государственный экологический контроль за объектами хозяйственной и иной деятельности независимо от форм собственности, находящимися на территориях субъектов Российской Федерации, осуществляют органы государственной власти субъекта Российской Федерации самостоятельно за счет средств бюджета субъекта Российской Федерации (ст. 14 ФЗ N 199-ФЗ от 29.12.2004г) [16].

При размещении, проектировании, строительстве, и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки должны предусматриваться эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства и сбора нефтяного (попутного) газа и минерализованной воды, рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов (ст. 46 п.2. N 7-ФЗ от 10.01.2002г).

Для предотвращения загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод необходимо соблюдать стандарты (нормы, правила), регламентирующие условия охраны недр, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами (ст. 22, 23 закон РФ N 2396-1) [17]. В целях предупреждения вреда, который может быть причинен окружающей природной среде, здоровью и генетическому фонду человека, стандартами на новые технику, технологии, материалы, вещества и другую продукцию, которые могут оказать вредное воздействие на атмосферный воздух, устанавливаются требования охраны атмосферного воздуха (ст. 15 N 96-ФЗ от 04.05.1999г) [18].

Любая деятельность, влекущая за собой изменение среды обитания объектов животного мира и ухудшение условий их размножения, нагула, отдыха и путей миграции, должна осуществляться с соблюдением требований, обеспечивающих охрану животного мира (ст. 22, N 52-ФЗ от 24.04.1995 года) [19].

В соответствии со статьей 37 трудового кодекса РФ - труд свободен.Каждый имеет право свободно распоряжаться своими способностями к труду, выбирать род деятельности и профессию. Принудительный труд запрещен. Каждый имеет право на труд в условиях, отвечающих требованиям безопасности и гигиены, на вознаграждение на труд без какой бы то ни было дискриминации и не ниже установленного федеральным законом минимального размера оплаты труда, а также право на защиту от безработицы.

Закон РФ о занятости населения в РФ (от 19 апреля 1991г) определяет правовые, экономические и организационные основы государственной политики содействия занятости населения, в том числе гарантии государства по реализации конституционных прав граждан РФ на труд и социальную защиту от безработицы.

Подзаконные акты, регулирующие трудовые отношения:

1. Постановление Правительства РФ «О федеральной инспекции труда» (от 28 января 2000г, №78).

2. Постановление Правительства РФ «О мерах по улучшению условий и охраны труда» (от 26 августа 1995г, №843).

3. Положение «О расследовании и учете несчастных случаев на производстве» (утверждено постановлением Правительства РФ от 11 марта 1999г, №279).

4. Рекомендации по организации работы службы охраны труда на предприятии, учреждении и организации (утверждены Постановлением Министерства труда РФ от 30 января 1995г, №6).

5. Указ президента РФ «О повышении тарифной ставки (оклада) первого разряда единой тарифной сетки по оплате труда работников организаций бюджетной сферы» (от 20 марта 2000г, №539).

6. Указ президента РФ «О нормах расходов для федеральных государственных служащих на служебные командировки в пределах РФ» (от 5 февраля 2000г, №132).

7. Указ президента РФ «Об утверждении положения о проведении аттестации федерального государственного служащего» (от 9 марта 1996г №353).

Безопасность во всех сферах производственной деятельности, согласно требований и положений Трудового кодекса и других определяющих документов, на лицензионной территории предприятия ООО «Сибнефть-Хантос» является основной задачей.

7.2 Основные чрезвычайные ситуации техногенного характера

7.2.1 Характеристика наиболее вероятных ЧС техногенного характера возникающих на территории предприятия

На месторождении могут возникнуть различные чрезвычайные ситуации (ЧС). Путем экспертных оценок на Приобском месторождении можно спрогнозировать следующие виды ЧС техногенного характера:

- пожары;

- отключение электроэнергии;

- взрывы и многое другое.

Специфической особенностью большинства объектов нефтегазовой промышленности является наличие значительного объема нефти и газа, что обуславливает возникновение аварий, пожаров, взрывов, затоплений, опасного поражения местности и атмосферы сильнодействующими ядовитыми веществами.

Наибольшую опасность при ведении спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ (СНАВР) на объектах нефтегазовой промышленности представляют пожары, возникающие при разрушении технологических емкостей, аппаратов, трубопроводов и оборудования, сильная загазованность, грозящая отравлениями и взрывами, задымленностью и затопленностью нефтью или нефтепродуктами территории.

Спасательные работы на загазованных и задымленных участках в первую очередь направлены на эвакуацию из опасных районов в безопасные места всего незащищенного населения и только затем укрываемых, находящихся в герметичных защитных сооружениях, обеспечивающих регенерацию внутреннего воздуха.

К промышленности относятся также: сбор и тушение растекающейся горячей нефти и нефтепродуктов или их отвод в безопасные места; охлаждение горящих и соседних емкостей, аппаратов и другого оборудования; создание дополнительных ограждающих валов; перекачку нефти и нефтепродуктов из горящих, разрушенных или поврежденных аппаратов в свободные или специальные аварийные; снижение давления в аппаратах работающих под давлением или наоборот, повышение до атмосферного в вакуумных аппаратах; отключение аварийных участков и т.д.

Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

Ниже приведен расчёт чрезвычайной ситуации: вероятный взрыв емкости, заполненной нефтью объемом 10м3. При этом объем газовоздушной смеси Q(Т) принимается равным 20 % от объема емкости. При взрыве выделяют зону детонационной волны с радиусом R1, где происходит полное разрушение. Избыточное давление в зоне детонационной волны Рф1=900 кПа. Радиус зоны детонационной волны R1 определяется по уравнению:

R1 = 18,5 , м (7.1)

где Q - количество газа, т;

1 - зона детонационной волны; 2 - зона ударной волны; 3 - зона смертельного поражения людей; 4 - зона безопасного удаления; 5 - зона предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; 6 - крановое оборудование; 7 - станция управления; Rспл - радиус смертельного поражения людей; Rбу - радиус безопасного удаления, ДРф=5кПа; Rпдвк - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; R1 - радиус зоны детонационной волны (м); r2=25м расстояние до кранового оборудования; r3=70м расстояние до станции управления

Рис. 7.1. Взрыв паро- и газовоздушной смеси

Для нашего случая объем газовоздушной смеси 1,644т, тогда радиус зоны детонационной волны:

R1 = 18,5 = 21,83 м,

Вероятные разрушения зданий, сооружений, коммуникаций и оборудования в зависимости от избыточного давления, таблица 7.1.

Таблица 7.1.

Степень разрушения объектов при взрыве газа

Наименование элементов предприятия	Степень разрушения при избыточном давлении, ДРф,кПа
Промышленное с металлическим или железобетонным каркасом (З)	Слабое
Крановое оборудование (КО)	Сильное
Аппаратура(КИА)	Сильное
Воздушные ЛЭП	Слабое
Кабель наземный(КН)	Сильное
Наземные резервуары для ГСМ(Р)	Слабое
Грузовые автомобили(ГА)	Сильное
Автобусы (А)	Слабое
Гусеничные тракторы (ГТ)	Слабое

Радиус зоны смертельного поражения людей Rспл определяется по формуле:

Rспл=30 (7.2)

Для нашего случая

Rспл = 30 = 35,41м

Давления, оказываемые взрывом на крановое оборудование и станцию управления, будет составлять 279 кПа и 45кПа соответственно. На момент взрыва на работе было 10 человек, 7 из них находилось рядом со скважинной, 3 - в станции управления.

Rбу=262м, при условии, что ДРф=5кПа.

Для данных объектов степени разрушения оцениваются как сильные, т. е. после взрыва требуется приобретение нового оборудования. Таким образом, можно сделать вывод, что рабочий персонал пострадает, не исключен смертельный исход.

Определение глубины распространения СДЯВ при разливе их с поражающей концентрацией

Распространение СДЯВ при неблагоприятных метеоусловиях (t=20°C, скорость ветра 1 м/с, направление ветра на предприятие) изображено на рис.7.2.

6 - крановое оборудование; 7 - станция управления

Рис. 7.2. Распространение СДЯВ

Рассчитаем распространение СДЯВ при разливе сырой нефти 10м3 из емкости.

При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости).

Определяют эквивалентное количество вещества Qэ1 по первичному облаку по формуле:

Qэ1=К1 · К3 · Q0, т (7.3)

где К1 - коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ (табл. 7.3.) для сырой нефти К1=0;

К3 - коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы соляной кислоты к пороговой токсодозе другого СДЯВ (табл. 7.3.);

Q0 - количество выброшенного (разлившегося) при аварии вещества, м3.

Qэ1=0 · 0,36 · 8,22 = 0 т

Определяют эквивалентное количество вещества Qэ2 по вторичному облаку в тоннах по формуле:

, (7.4)

где: К2 - коэффициент, зависящий от свойств СДЯВ (табл. 7.3.),

d - плотность СДЯВ, т/м3 (табл. 7.3.);

h - толщина слоя СДЯВ, м.

Таблица 7.3.

Характеристика СДЯВ и вспомогательные коэффициенты

для определения глубин зон заражения

Наименование СДЯВ	Плотность СДЯВ, т/мЗ	Температура кипения, оС	Пороговая ток-содоза, мг·мин/л	Значения вспом. коэффициентов
	газ	жид-кость			КЙ	К2	КЗ
Нефть, бензин	0,0021	0,65-0,85	35-360	-	0	0,021	0,36

Максимальное значение глубины зоны заражения вторичным облаком СДЯВ:

Г2=9,18 км

Таким образом, от вторичного облака пострадают все люди, находящиеся вне здания (7 человек) и половина в здании (1; 2 человека).

7.2.2 Чрезвычайные ситуации, вызванные террористическими актами

Помимо чрезвычайных ситуаций, возникших естественным путём, возможны повреждения оборудования в результате террористических актов. Для предотвращения подобных ситуаций въезд на Самотлорском месторождение контролируется службой безопасности ООО ЧОП «Русь» и присутствие посторонних людей на месторождении запрещено, на объектах месторождения действует контрольно-пропускная система.

7.3 Чрезвычайные ситуации, вызванные природными явлениями

Наиболее вероятные чрезвычайные ситуации природного происхождения, характерные для района работ на котором располагается Приобское месторождение:

наводнение -- временное затопление значительной части суши водой в результате действия природных сил. Наводнения могут быть вызваны выпадением обильных осадков или обильным таянием снегов. Это ведет к резкому подъему уровня рек, озер, образованию заторов. Прорыв заторов и плотин может привести к образованию волны прорыва, характеризующейся стремительным перемещением огромных масс воды и значительной высотой;

подтопление - результат наводнений, разливов, нагонных явлений. Последствиями подтопления могут быть:

загрязнение подземных вод, источников водоснабжения;

разрушение почв, ухудшение качества земель;

угнетение и изменение водного состава флоры и фауны;

заболачивание, засоление территорий и вырождение растительности и лесов;

атмосферные опасности.

Атмосферное давление распределяется неравномерно, что приводит к движению воздуха относительно Земли от высокого давления к низкому. Это движение называется ветром. Область пониженного давления в атмосфере с минимумом в центре называется циклоном. Циклон в поперечнике достигает несколько тысяч километров. Антициклон -- это область повышенного давления в атмосфере с максимумом в центре.

В результате естественных процессов, происходящих в атмосфере, на Земле, в частности на территории Западной Сибири, наблюдаются явления, которые представляют непосредственную опасность и затрудняют функционирование систем человека. К таким атмосферным опасностям относят ураганы, бури, смерчи, град, метели, ливни, гололед, туманы, молнии.

Грозы приводят к наиболее опасным проявлениям стихии -- пожарам. Пожар -- это произвольное распространение горения, которое вышло из-под контроля. Особенно опасны торфяные и лесные пожары.

Лесные пожары могут быть разных видов: низовой, когда горит сухой торфяной покров, лесная подстилка, валежник, кустарник, молодой лес; верховой, когда горит лес снизу до верху или кроны деревьев. Огонь движется быстро, искры разлетаются далеко; торфяной (почвенный), когда беспламенно горит торф на глубине. Это наиболее опасное чрезвычайное происшествие, которое может привести к воспламенениям и взрывам в районе работ.

7.4 Мероприятия по предотвращению, ликвидации и снижению последствий чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера

7.4.1 Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций техногенного характера

При проектировании необходимо предусмотреть мероприятия, позволяющие снизить воздействие строящихся объектов на окружающую среду (N 116-ФЗ от 21.07.1997г) [20]:

предусмотреть конструкции трубопроводных систем, обеспечивающие безаварийную работу (увеличение толщины стенки труб, внутреннее покрытие) и возможность применения диагностических устройств с целью проверки толщины стенок трубопроводов, предусмотреть контроль качества сварных швов трубопроводов методами магнитографирования и радиографирования и гидравлическое испытание на прочность и герметичность (ПБ 03-585-03) [21];

предусмотреть автоматическое отключение насосов, перекачивающих нефть, при падении давления в трубопроводе;

предусмотреть электроприводную запорную арматуру с дистанционным управлением (ПБ 08-624-03) [22];

линейные сооружения разместить на менее уязвимых угодьях (вне путей миграции животных и птиц);

восстановление и рекультивация земель, отведенных под временное пользование или подвергшихся случайному воздействию, чтобы свести до минимума опасность эрозии, обеспечить защиту водной среды обитания и восстановление растительного покрова.

Для исключения вредного воздействия на гидрологические объекты Приобского месторождения необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

создать организованный поверхностный сток с территории площадочных и других производственных объектов,

исключить сброс загрязненных сточных вод на дневную поверхность и в водоемы, предусмотреть закачку сточных вод в нефтесборный коллектор;

не допускать переформирования линий поверхностного стока, поддерживая естественную его направленность, путем создания водопропускные сооружения через насыпи коммуникаций (п.3.5.4 ПБ 08-624-03).

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха должны быть предусмотрены мероприятия по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу:

оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, на давление превышающее расчетное (ПБ 03-576-03) [23];

сброс нефти и газа с предохранительных клапанов в аварийные емкости или на факел аварийного сжигания газа (ПБ 03-591-03) [24];

оснащение резервуаров не примерзающими клапанами типа КДС-3000, оснащение нефтяных резервуаров газоуравнительной системой, наличие резервуаров для аварийного заполнения их нефтью ПБ 03-605-03) [25].

Перед началом проведения работ на скважине бригада КРС должна быть ознакомлена с планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций. С исполнителями должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей [12].

Агрегаты для ремонта скважин должны устанавливаться на площадке, обеспечивающей удобное обслуживание их. Площадка должна иметь надежные упоры или приспособления для крепления подъемника и располагаться с наветренной стороны с учетом господствующего направления ветра. Выхлопные трубы агрегатов и других специальных машин, применяемых при работах на скважинах, должны быть снабжены глушителями, искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов.

Манометры, индикаторы веса и другие КИП должны устанавливаться так, чтобы показания их были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

При силе ветра 11м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спуско-подъемных операций запрещается.

Пуск механизмов в ход должен производится по сигналу и лишь после того, как все работники вахты будут удалены от движущихся частей.

В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения световой линии в ночное время при спуске и подъеме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы.

При проведении ремонта устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки экпслуатационной колонны.

Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Все электрооборудование выполнено во взрывобезопасном исполнении. Для предотвращения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие ликвидацию зарядов статического электричества:

а) отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

б) отвод зарядов путем уменьшения удельных объемов и поверхностных электрических сопротивлений;

в) нейтрализация зарядов путем использования радиоизотопных, индивидуальных и других нейтрализаторов.

При работе бригады КРС могут возникнуть чрезвычайные ситуации такие, как выброс оборудования, открытое фонтанирование, взрыв технологического оборудования и емкостей.

При их возникновении, необходимо:

при газонефтяном выбросе без загорания газонефтяной смеси

1. Немедленно прекратить работы в загазованной зоне

2. Заглушить двигатели внутреннего сгорания

3. Эвакуировать людей за пределы загазованной зоны

4. При необходимости оказать первую доврачебную помощь пострадавшим

5. Загазованную зону обозначить на местности предупреждающими знаками “Опасная зона. Вход воспрещен”

6. Обесточить объекты энергопотребления, которые могут оказаться в опасной зоне.

7. Принять меры к ограничению площади разлива нефти, рабочего флюида, пластовой воды путем устройства обвалования.

8. Сообщить об аварии руководству ЦИТС и через диспетчера ЦИТС представителю военизированного отряда по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

9. Определить уровень загазованности и при положительном анализе газовоздушной среды принять меры к эвакуации автотехники с места аварии.

10. Дополнительные работы вести по дополнительному плану.

При газонефтяном выбросе с возгоранием газонефтяной смеси

1. Немедленно прекратить работы в зоне воспламенения газонефтяной смеси

2. При необходимости оказать первую доврачебную помощь пострадавшим.

3. Эвакуировать людей за пределы зоны воспламенения газонефтяной смеси.

4. Сообщить о загорании в пожарную часть, диспетчеру ЦИТС.

5. Приступить к тушению пожара пожарным автомобилем, имеющимися первичными средствами пожаротушения.

6. Принять меры к ограничению площади разлива нефти, рабочего флюида, пластовой воды путем устройства обвалования.

7. При возможности эвакуировать нефтяные емкости, автотехнику ГРП из зоны горения.

8. Организовать встречу прибывших пожарных подразделений.

9. Дальнейшие работы вести по дополнительному плану.

7.4.2. Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций природного характера

В настоящее время существует два основных направления минимизации

вероятности возникновения и последствий ЧС на Приобском месторождении. Первое заключается в разработке технических и организационных мероприятий, уменьшающих вероятность реализации опасного поражающего потенциала современных технических систем. В рамках этого направления технические системы снабжены защитными устройствами - средствами взрыво

- и пожарозащиты технологического оборудования, электро - и молниезащиты, локализации и тушения пожаров и т.д. в соответствии с законами РФ (N 116-ФЗ 21.07.1997г). Второе направление заключается в подготовке Приобского месторождения (всех эксплуатируемых объектов на территории месторождения), обслуживающего персонала к действиям в условиях ЧС. Основой второго направления является формирование планов действия в ЧС, для создания которых разработаны сценарии возможных аварий и катастроф на территории месторождения.

Ликвидация чрезвычайных ситуаций осуществляется силами и средствами предприятия в соответствии с инструкцией действующей на предприятии «Сибнефть-Хантос» [26] и федеральным законом РФ (N 116-ФЗ 21.07.1997г).

Мероприятия по предотвращению лесных и торфяных пожаров

Нефтегазодобывающее предприятие и организации при проведении работ в течение пожароопасного сезона на территории лесного фонда обязаны:

содержать территории, отведенные под скважины и другие сооружения, очищенными от древесного хлама и иных легковоспламе-няющихся материалов; проложить по границам этих территорий минерализованную полосу шириной не менее 1,4 м и содержать ее в очищенном состоянии. Аналогичные минерализованные полосы прокладываются вокруг других мест проведения работ.

полностью очистить от деревьев и кустарников площади в радиусе 50 м от пробуриваемых и эксплуатируемых скважин по закрытой системе - в радиусе 25 м;

не допускать хранения нефти в открытых емкостях и котлованах, а также загрязнения территории горючими веществами (нефтью, мазутом и другими);

согласовать с лесхозами порядок и время сжигания нефти при аварийных разливах, если она ликвидируется данным путем.

7.5 Влияние технологических процессов ООО «Сибнефть - Хантос» на экологическое состояние прилегающей территории

Атмосферный воздух

При бурении скважин и строительстве объектов обустройства загрязнение атмосферы происходит, в основном, в результате выделения:

продуктов сгорания топлива (дизельные двигатели и котельные);

растворителей (окрасочные работы);

сварочных аэрозолей (сварочные работы).

Характерным фоновым загрязнением буровых зон следует считать испарение предельных углеводородов (C12-C19).

При эксплуатации объектов по добыче и подготовке нефти загрязнение атмосферы предполагается в результате выделения:

легких фракций углеводородов от технологического оборудования (кусты скважин, сепараторы, емкости, свечи, резервуары, насосы);

продуктов сгорания попутного нефтяного газа (котельные, подогреватели нефти, факелы);

Кроме этого, на всех стадиях освоения месторождения в атмосферу выделяются загрязняющие вещества от передвижного транспорта.

Почвы, недра

Необходимо выделить несколько видов воздействия на ландшафты, растительность, почвы и грунты при освоении месторождения.

Прямое воздействие на земли путем изъятия под объекты нефтепромысла.

Механическое воздействие связано с вертикальной перепланировкой рельефа, уплотнением верхнего слоя почвы при отсыпке площадок под бурение, при передвижении автотранспорта по дорогам.

Механическое воздействие, связанное с вертикальной перепланировкой рельефа, характеризуется следующими факторами:

подсыпка грунта при вертикальной планировке площадок для объектов нефтепромысла, автомобильных дорог;

разработка карьера песка;

устройство траншей для подземного строительства трубопроводов.

Биоморфологические нарушения, источниками которых могут быть расчистка территории под буровую площадку, вырубка леса, снятие и складирование верхнего слоя почвы.

Во всех случаях воздействие, так или иначе, оказывается негативным, потому что его результатом является накопление аэрозольных загрязнений в почвах и растительном покрове, локальное уничтожение грунтов, уменьшение их механической прочности, формирование антропогенного рельефа местности (ямы, насыпи, котлованы и т.д.).

В растительном мире происходит уничтожение травяно-кустарничкового яруса, угнетение растительности на прилегающей территории. Часто происходит смена одного ландшафта (сообщества экосистем) на другой и, как правило, менее ценный во всех отношениях.

Поверхностные воды

Классифицируя виды воздействия на поверхностные воды, можно выделить основные из них:

строительство линейных и площадочных объектов (устройство насыпных оснований под площадку куста скважин, подсыпка для автомобильных дорог);

забор воды на хозяйственно-питьевое и производственно-пожарное водоснабжение;

Непосредственное воздействие на качество поверхностных вод при бурении скважин, строительстве и эксплуатации объектов обустройства могут оказывать следующие источники загрязнения:

утечки жидких отходов бурения из накопительных котлованов, сооружаемых в минеральном грунте (шламовых амбаров);

перенос вредных веществ с загрязненных участков ливневыми и талыми водами по ложбинам стока;

перенос вредных веществ грунтовыми водами, питающими реки;

прямые выбросы веществ в водоемы.

Наиболее характерными последствиями проведения строительных работ на указанных сооружениях являются:

нарушение берегов водных преград, частичное нарушение рельефа;

повреждение русла постоянных водотоков;

нарушение растительности на берегах водоемов;

взмучивание и нарушение мест корма рыб в водоемах.

Кроме того, при строительстве насыпных оснований, линейных сооружений (особенно автомобильных дорог) может происходить переформирование поверхностного стока. При этом создаются предпосылки к изменению увлажнения поверхности, режима верховодки, влажности почвогрунтов при подтоплении или осушении.

Выводы

Разработка Южной лицензионной территории Приобского месторождения осуществляется в соответствии с мерами по охране окружающей среды и строгим соблюдением российских и международных природоохранных стандартов и требований для такого рода проектов. Тесное взаимодействие с административными контрольными органами и установление надежных внутренних экологических норм гарантируют, что строительство, эксплуатация и ликвидация различных объектов и скважин осуществляется в соответствии с применяемыми правовыми нормами и правилами. Соблюдение предусмотренных стандартами высоких требований в области охраны окружающей среды и безопасности производства, соответствующих местным, региональным и национальным законам и природоохранным стандартам, обеспечивает минимальное воздействие на окружающую среду.

Заключение

Лицензионная территория Приобского месторождения находится в пределах административной юрисдикции Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа.

Месторождение находится на начальной стадии разработки. На основе фактического геолого - промыслового материала произведен анализ разработки объекта АС10.

По состоянию на 01.07.05 г. из объекта АС10 добыто 2189,3 тыс.т нефти и 2549,3 тыс. т жидкости;

обводненность продукции составила 19,4 %;

текущее значение коэффициента нефтеизвлечения составляет 1,32 %;

на месторождения пробурено 164 скважины, из них действующий фонд: 109 добывающих и 20 нагнетательных скважин.

средний дебит скважин по нефти составляет 41,6 т/сут, средний дебит скважин по жидкости - 51,7 т/сут.

пластовое давление с начала разработки залежи снизилось с 26,0 МПа до 20,3 МПа. В зоне нагнетания пластовое давление в среднем составляет 36,0 МПа, в зоне отбора оно составляет 15,7 МПа.

оценка извлекаемых запасов показала, что 9 % от НИЗ перейдут в категорию трудноизвлекаемых запасов, что свидетельствует о необходимости применения геолого - технических мероприятий.

Добыча нефти ведется с применением технологии эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, при этом предусматривается использование погружных центробежных электронасосов (ЭЦН), устанавливаемых в интервалах эксплуатации скважин.

Основным методом воздействия на пласт является гидроразрыв, обеспечивающий приемлемые показатели производительности скважин, который позволяет повысить продуктивности скважин в 1,5-3,5 раза.

В качестве водонагнетательных используются переведенные на этот режим добывающие скважины после периода эксплуатации продолжительностью от одного года до двух лет для получения преимуществ высокодебитной добычи, характерной для вновь пробуренных скважин.

Анализ трассерных исследований по пластам АС10 и АС12, проведенных в 2005 г. свидетельствует о наличии гидродинамической связи между пластами.

Интерпретация трассерных исследований с закачкой трассера тринатрий фосфата в пласт АС12 скважину 477Р, роданистого аммония в пласт АС10 в скважину 12277, флуоресцеина натрия в пласт АС10, и эозина в пласт АС10 в скважину 15994 позволила обнаружить техногенные нарушения.

По результатам проведенных индикаторных исследований и на основе обобщения многолетнего опыта применения методов нефтеотдачи рекомендовано:

произвести работы по выравниванию профиля приемистости на 8 нагнетательных скважинах;

произвести 17 ОПЗ добывающих скважин на основе технологий, содержащих спиртно - кислотные составы;

произвести комплексную обработку призабойной зоны пласта на 7 добывающих скважинах;

продолжать внедрять технологию ОРРНЭО.

Анализ внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО) показал увеличение добычи нефти в среднем на одну скважину не менее 2,4 тыс т. Дебиты скважин с началом внедрения технологии ОРРНЭО возросли по нефти соответственно с 9,2 т/сут до 17,4 т/сут и по жидкости с 9,5 т/сут до 18,1 т/сут.

По результатам экономической оценки одного из предложенных мероприятий, а именно проведения спирто - кислотных обработок призабойной зоны пласта в 17 скважинах, установлено что затраты на проведение данных мероприятий в первом квартале 2006 г. составляют 3740 тыс. рублей, а за счет увеличения добычи нефти скважин, которая составит в среднем 12,1 тыс. тонн в квартал, прирост выручки от реализации составит соответственно 49325.9 тыс. рублей. Таким образом, чистая текущая стоимость на четвертый квартал 2006 г. составит 94571 тыс. рублей. Срок окупаемости проекта примерно 1 месяц. Данные мероприятия дают более 14061 тыс. рублей прибыли без какого-либо риска.

Так как залежь месторождения является многопластовой, с целью детального изучения каждого пласта, а также гидродинамической связи или, перетоков между пластами, т.е. чтобы получить наиболее полную характеристику объекта необходимо исследовать все пласты, для надежности принимаемых решений по геолого - техническим мероприятиям, для оптимизации поля пластовых давлений при использовании системы ППД, а также для максимального извлечения нефти, для этого разработана технология исследования индикаторами многопластовой залежи.

Литература

Подсчет запасов и технико - экономическое обоснование извлечения нефти южной части Приобского месторождения (отчет), Амоко Обь Ривер Петролиум Лимитед, Ханты - Мансийск, 2001, 237 с.

Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Минтопэнерго, РМТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть, М. 1993 - 87 с.

В.А. Леонов Способ адаптивной оптимизации пластового давления. Тезисы VIII научно - практической конференции Международной специализированной выставки «нефть, газ, нефтехимия - 2001» Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения, Казань, 2001 - 140 с.

Бодрягин А.В., Медведский Р.И. и др. Патент РФ № 2171368 от 27.07.2001 г., Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо - трещиноватым коллектором.

Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др., Патент РФ по заявке № 20051051460/03 Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов.

Костюченко С.В. Методика количественного анализа эффективности реализуемых систем заводнения на основе моделей линий тока, Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» М., 2005, с. 236.

Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Отчет о научно и исследовательской работе «Разработка программы циклического заводнения Покачевского месторождения ТПП «Покачевнефтегаз» / НИИ «СибГеоТех» - 75 с.

Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. «Трассерные исследования южной части пласта АС10 Приобского месторождения» (отчет), НИИ «СибГеоТех», Нижневартовск 2005, 111 с.

РД 39-014 7428-89. Методическое руководство по технике проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля заводнения нефтяных залежей. СевКавНИПИнефть - Соколовский Э.В. и др.- Грозный, 1989 - 79 с.

Тренчиков Ю.И. Совершенствование индикаторных методов исследований нефтяных залежей и контроля процессов разработки, автореферат на соискание ученой степени к.т.н., Грозный, 1983 - 20 с.

Создание технологии повышения эффективности разработки юрских залежей по «Нижневартовскнефтегаз» путем оптимизации давления нагнетания (отчет) - НижневартовскНИПИнефть - Гец И.Ф. и др., Нижневартовск, 1990 - 365 с.

Трофимов А.С., Артамонова Г.Н. Разработка рекомендаций по регулированию процесса заводнения пласта ЮВ1 Ершового месторождения на основе закачки трассера (отчет), - НижневартовскНИПИнефть, Нижневартовск 1992 - 240 с.

Курушина Е.В., Краснова Т.Л. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дневного и заочного обучения -- Тюмень, Ротапринт ТюмГНГУ, 1998г.

Конституция Российской Федерации от 25.12.1993, с изменениями от 09.01.1996, 10.02.1996, 09.06.2001г.

Федеральный закон РФ N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" от 10.01.2002г.

Федеральный закон РФ N 199-ФЗ "О внесении изменений в законодательные акты Российской Федерации в связи с расширением полномочий органов государственной власти субъектов Российской Федерации по предметам совместного ведения Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, а также с расширением перечня вопросов местного значения муниципальных образований" от 29.12.2004г.

Закон Российской Федерации N 2396-1 «О недрах» от 21.02. 1992г. в редакции, введенной в действие с 6 марта 1995 года, поправки Федеральным законом от 3 марта 1995 года N 27-ФЗ, редакция, действующая с 1 января 2005 года.

Федеральный закон РФ N 96-ФЗ "Об охране атмосферного воздуха" от 04.05.1999г. с изменениями от 22 августа 2004 г., 9 мая 2005 г.

Федеральный закон РФ N 52-ФЗ «О животном мире» от 24.04.1995 года, с изменениями на 31 декабря 2005 года.

Федеральный закон РФ N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» 21.07.1997г.

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июня 2003 г. N 80).

ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56).

ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 11 июня 2003 г. N 91).

ПБ 03-591-03 Правила безопасной эксплуатации факельных систем от 21 июня 2003 г., N 120/1.

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (утв. постановлением Госгортехнадзора России от 09.06.2003 N 76).

Инструкция по охране окружающей среды по предприятию ООО "Сибнефть-Хантос" от 19.01.2001г.

Размещено на Allbest.ru