7058

304

YF-140

82,1

16/30

34082

50

6

10

8,8

12

75

62

10

25

07.02.01

3451

414

YF-140

82,6

16/30 В

34041

50

7,6

26

21

20

83

58

20

26

10.02.01

3277

453

YF-140

70

16/30

30977

51

5,3

18

13,5

25

96

67,5

20

27

12.02.01

3263

436

YF-140

67,9

16/30

27240

55

4

7

5,5

22

62

47

10

28

27.02.01

7052

348

YF-140

98,3

16/30

40185

70

5,5

11

7,8

22

193

132

22

29

03.03.01

3201

292

YF-140

84

16/30

31027

50

5

15

13,2

12

120

91

14

30

08.03.01

3271

376

YF-140

71,7

16/30 В

20652

70

6

40

28

22

100

75

15

31

13.03.01

1660

360

YF-140

80,3

16/30 В

27185

73

6

45

34,7

23

200

124,4

32

Сумма

172,0

132,5

929,0

656,9

Ср.знач.

22

17

116

82

5.3 Результаты применения технологии ГРП на Усть-Балыкском , БС₁₀ месторождении

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин.

Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен.

Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий.

Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5м).

Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин.



Рис. 5.1 Зависимость эффективности ГРП от толщины пласта.

При анализе влияния дебита скважины до ГРП на степень его увеличения после интенсификации, установлена закономерность снижения эффективности ГРП с увеличением начального дебита скважины. При интенсификации скважин с дебитами до ГРП - qн<20 т/сут - наблюдается шестикратное увеличение добычи нефти, в этом же случае жидкость увеличивается в 8 раз. Скважины с 20<qн<40 - добыча нефти увеличилась в 2,5 раза, жидкости в 6,5. В третьем блоке произведя гидроразрыв на скважине №1184р с начальными показателями Qн=56 т/сут, Qж=70 м³/сут. - получили полуторократное увеличение добычи нефти, а добыча жидкости увеличилась в 11,2.

Сопоставляя динамику дебитов нефти после ГРП по блокам, можно сказать, что большое влияние на эффективность ГРП оказывает местонахождение скважин. Так в районах 3, 4, 5 блоков, в зоне активной разработки, проведение мероприятий по гидроразрыву пласта дало наименьший положительный результат по сравнению с остальными зонами внедрения ГРП. В районе 1 блока, приуроченного к краевым зонам пласта, воздействие ГРП оказалось эффективным (табл.5.3.). Также эффективным применением технологии ГРП оказалось в 7, 8 блоках, по причине более позднего вовлечения в разработку, по сравнению с центральными зонами месторождения. В шестом блоке в скважинах с дебитами нефти до ГРП <20 т/сут - кратность дебита нефти, оказалась ниже кратности дебита жидкости, но при применении ГРП в скважинах с дебитами в диапазоне от 20 т/сут до 40 т/сут - кратность дебита жидкости больше или равно кратности дебита нефти.

Таблица 5.3.

Динамика дебитов нефти после ГРП в зависимости от дебита до проведения ГРП.

1 блок.

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
7,5
фев.00	90,0	61,7	8,2	4,7	ГРП не применялся
мар.00	77,4	54,3	7,2	4,0
апр.00	70,1	50,8	6,8	3,6
май.00	76,2	48,8	6,5	4,0
июн.00	82,0	51,9	6,9	4,3
июл.00	89,3	59,1	7,9	4,6
авг.00	77,3	52,5	7,0	4,0
сен.00	70,5	44,4	5,9	3,7
окт.00	66,9	30,9	4,1	3,5
ноя.00	67,4	34,9	4,6	3,5
дек.00	61,6	30,4	4,1	3,2
янв.01	60,0	26,3	3,5	3,1
фев.01	70,4	35,9	4,8	3,7
мар.01	62,4	33,4	4,5	3,2

2 блок

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	Дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
7,2					21,0
авг.00						108	81	3,9	4	ГРП не применялся
сен.00	38,0	29,0	4,0	2,9		90,7	43,8	2,1	3,4
окт.00	42,4	33,3	4,6	3,3		74,1	34,6	1,6	2,7
										Продолжение таблицы 5.3
ноя.00	90,0	53,7	7,5	6,9		75,4	45,1	2,1	2,8	ГРП не применялся
дек.00	61,2	33,9	4,7	4,7		80,1	47,9	2,3	3,0
янв.01	49,5	27,5	3,8	3,8		58,2	37	1,8	2,2
фев.01	41,7	25,1	3,5	3,2		64,1	40,6	1,9	2,4
мар.01	38,6	23,7	3,3	3,0		59,3	36,5	1,7	2,2

3 блок

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
8,8										56,0
авг.00	136,6	53,1	6,0	12,2	ГРП не применялся
сен.00	123,0	41,4	4,7	11,0			143,8	81,8	1,5	2,1
окт.00	126,1	59,8	6,8	11,3			158,9	94,6	1,7	2,3
ноя.00	124,1	62,8	7,1	11,1			125,6	74,8	1,3	1,8
дек.00	120,2	55,5	6,3	10,7			127,2	75,8	1,4	1,8
янв.01	113,9	53,8	6,1	10,2			127,1	80,4	1,4	1,8
фев.01	104,7	51,7	5,9	9,3			128,1	84,5	1,5	1,8
мар.01	100,3	49,0	5,6	9,0			118,5	83,3	1,5	1,7

4 блок

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
5,6
авг.00	113,0	53,0	9,5	14,6	ГРП не применялся
сен.00	111,0	45,8	8,2	14,3
окт.00	127,3	70,3	12,6	16,4
ноя.00	124,1	68,1	12,2	16,0
дек.00	106,2	60,6	10,8	13,7
янв.01	106,6	60,3	10,8	13,7
фев.01	112,1	63,6	11,4	14,5
мар.01	103,2	57,9	10,3	13,3

5 блок

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
14,6
авг.00	94,6	68,1	4,7	9,7	ГРП не применялся
сен.00	98,2	66,9	4,6	10,0
окт.00	93,1	68,7	4,7	9,5
ноя.00	89,3	62,7	4,3	9,1
дек.00	81,2	57,4	3,9	8,3
янв.01	73,2	52,9	3,6	7,5
фев.01	68,3	50,0	3,4	7,0
мар.01	73,1	52,0	3,6	7,5

6 блок

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
9,2					24,9
апр.00						96	70	2,8	3,0	ГРП не применялся
май.00						96,2	75,5	3,0	3,1
июн.00						108,1	82,3	3,3	3,4
июл.00						0	0
авг.00						99,7	82,8	3,3	3,2
сен.00	50,1	37,5	4,1	5,5		101,9	80,4	3,2	3,2
окт.00	46,1	34,9	3,8	5,1		92,5	69,6	2,8	2,9
ноя.00	65,9	42,0	4,6	7,2		63,3	48,7	2,0	2,0
дек.00	78,1	56,7	6,2	8,6		86,2	66,3	2,7	2,7
янв.01	69,0	41,0	4,5	7,6		91,5	71,1	2,9	2,9
фев.01	64,0	43,9	4,8	7,0		90,1	70,4	2,8	2,9
мар.01	61,6	39,8	4,4	6,7		143,9	93,2	3,7	4,6

7 блок

интервалы дебитов	qн<20	20<qн<40	qн>40
базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.	базовый дебит	дебит ж. м3/сут до ГРП	дебит н, т/сут до ГРП	кратность д. н.	кратность д. ж.
7,0
сен.00	76,4	32,4	4,6	8,5	ГРП не применялся
окт.00	65,3	35,8	5,1	7,3
ноя.00	59,1	33,2	4,7	6,6
дек.00	61,9	34,8	5,0	6,9
янв.01	0	0
фев.01	0	0
мар.01	79,7	26,6	3,8	8,9

8 блок

интервалы дебитов

qн<20

20<qн<40

qн>40

базовый дебит

дебит ж. м3/сут до ГРП

дебит н, т/сут до ГРП

кратность д. н.

кратность д. ж.

базовый дебит

дебит ж. м3/сут до ГРП

дебит н, т/сут до ГРП

кратность д. н.

кратность д. ж.

базовый дебит

дебит ж. м3/сут до ГРП

дебит н, т/сут до ГРП

кратность д. н.

кратность д. ж.

27,9

фев.01

ГРП не применялся

61,6

43,3

1,6

1,7

ГРП не применялся

мар.01

85,7

52,6

1,9

2,4

Рис. 5.2 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с qн<20 т/сут до ГРП.



Рис 5.3 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с 20<qн<40 до ГРП.



Рис. 5.4 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с qн>40 т/сут до ГРП.

На Усть-Балыкском месторождении в результате проведения ГРП за некоторым исключением приросты дебитов сопровождаются увеличением обводненности добывающих скважин. Обводненность уменьшилась в скважинах 3215, 7058 - блок 5; 3277, 3263, 3271 - блок 6 и осталась на прежнем уровне в скважинах 3451 - блок 8; 7052 - блок 1.

Одним из редких примеров эффективного применения ГРП с увеличением текущей нефтеотдачи в зоне продолжительного дренирования является скважина 1336 (4 блок). Здесь отмечается высокий прирост дебита нефти (кратность дебита примерно 20 в первый месяц после интенсификации) и снижение обводненности продукции скважины с 14 до 10 % в октябре 2000 года после ГРП, в январе 2001 года обводненность составила 18% и с февраля стабилизировалась на уровне 20 %. В этом случае созданные трещины позволили подключить к работе ранее недренируемые чисто нефтяные пропластки.

Сопоставление динамики дебитов нефти и жидкости скважин, находящихся в зоне эффективного влияния соседних нагнетательных скважин, и скважин, расположенных вне этих зон, проводилось по трем участкам.

В районе 7-8 блоков дебиты нефти после ГРП вне зоны влияния закачки значительно выше дебитов нефти в зоне влияния закачки, в то время как дебиты жидкости одинаковы. Следовательно, в этом районе система ППД не оказывает положительного влияния на эффективность ГРП, к тому же в районе зоны влияния закачки трещины разрыва попадают в зону заводнения, в результате чего вместо ожидаемого прироста дебита нефти происходит, в основном прирост дебита воды.

В районе первого блока эффективность ГРП в зоне влияния закачки несколько выше, чем вне зоны.

В районе 3, 4, 5 блоков все ГРП по увеличению нефтеотдачи практически не эффективны, однако после мероприятий по оптимизации получен больший приток жидкости к забою скважин - в отличии от остальных блоков.

Оценка продолжительности эффекта после применения технологии ГРП производится на основе темпов падения дебитов во времени. Для анализа использовались данные по скважинам с положительным эффектом (7 скважин 1 блока). Динамика работы скважин приведена в относительном времени, ведущем отсчет от даты проведения ГРП.

Продолжительность эффекта прироста дебита нефти для скважин 1 блока незначительна, предположительно эффект по дебиту нефти продлится до конца 2001 года (рис. 5.5).

Эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Расчет дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита использовалось последнее значение дебита нефти до проведения ГРП. Итоговые результаты сведены в табл. 5.3.

Как видно из таблицы 5.3 и рис. 5.6, вся дополнительная добыча нефти получена за счет ГРП в 3, 4, 5 блоках, с начала ввода мероприятия она составила 84,665 тыс. т. (12 скважин) или 7055 т на 1 скважино-операцию. Здесь во всех скважинах на протяжении всего анализируемого периода фактическая годовая добыча нефти выше базовой. Дополнительная добыча блоков 3, 4, 5 в сравнении с блоками 1, 7, 8 вышла большей по причине получения больших дебитов жидкости после ГРП в 3, 4, и 5 блоках.

Всего по месторождению за счет мероприятия ГРП на 1.04.2001года дополнительно получено 171,956 тыс. т нефти или 5547 т на 1 скважино-операцию.

Рис. 5.5 Экстраполированная динамика дебитов нефти и жидкости по 1 блоку на продолжительность эффекта ГРП.



Рис. 5.6 Дополнительная добыча нефти по блокам Усть-Балыкского месторождения в 2001 году.

Выводы:

На Усть-Балыкском месторождении с января 2000 года по март 2001 года фирмой «Шлюмберже Лоджелко Инк.» выполнена 31 операция ГРП. В августе - сентябре 2000 года была запланирована под ГРП скважина 1318 куст 55^а, но от операции отказались, не прошел шаблон.

На 1.04.2001 г. за счет мероприятий ГРП по месторождению получено 171,956 тыс. т дополнительно добытой нефти или 5547 т на 1 скважино-операцию.

Гидроразрыв пласта на месторождении проводился с использованием жидкости разрыва на нефтяной основе с добавлением различных химических реагентов. Концентрация пропанта при проведении ГРП в среднем 0,4 т/м³ .

Большое влияние на успешность ГРП оказывает местоположение скважин, так в краевых зонах пласта оптимизация более успешна (блоки 1, 7, 8). В зоне активной разработки при плотной (12 га/скв) сетке скважин и площадной семиточечной системе разработки - в основном увеличивается объем добычи жидкости, со значительным превышением кратности добычи жидкости над кратностью добычи нефти. То есть эффективность ГРП, очевидно, пропорциональна распределению остаточных запасов нефти по площади залежи.

Толщина пласта на эффективность ГРП практически не влияет.

В зависимости от базового дебита нефти все ГРП разделились на три группы:

qн<20 т/сут - 5 кратное увеличение дебита нефти после ГРП, над дебитом нефти до ГРП;

20 т/сут <qн<40 т/сут - 2 кратное увеличение;

qн>40 т/сут - не значительное увеличение дебитов нефти после ГРП, над дебитами до ГРП.

В ряде случаев после применения ГРП значительно возрастает добыча жидкости при незначительном увеличении добычи нефти, что объясняется попаданием трещин разрыва в заводненную зону (3, 4, 5 блоки, частично 6 блок).

Проведенный анализ не указывает на положительное влияние системы ППД на эффективность ГРП, возможно это результат значительной неравномерности охвата залежи горизонта Б₁₀ заводнением.

Возможности дальнейшего применения ГРП по объекту вполне существенны. На 1.01.2000 года фонд скважин 1 блока значительно обводнен, поэтому ГРП там предположительно будет малоэффективно. Блоки 2, 3, 4, 5 и 6 находятся в разработке большее время нежели 1, 7, 8, 9 и 10, поэтому технологию применения гидравлического разрыва пласта на Усть-Балыкском, БС₁₀ месторождении можно использовать на скважинах 3373, 3372 - 7 блока и скважинах 1429, 1453 - 8 блока.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Обоснование экономической эффективности проведения ГРП в ооо «усть-балыкский нефтепромысел»

6.1.1 Расчет показателей ПДН и ЧТС

Расчет по системе вышеперечисленных показателей производится по каждому варианту разработки месторождения по нижеприведенной методике:

ПДНt=Вt-Иt-Кt-Нt

Где:

ПДНt-поток денежной наличности полученный в t-ом году, тыс. руб;

Вt-выручка от реализации продукции в t-ом году, тыс. руб;

Иt-текущие затраты в t-ом году, тыс. руб;

Кt-капитальные затраты в t-ом году, тыс. руб;

Нt-налоги, выплачиваемые в t-ом году, тыс. руб;

При расчёте выручки по формуле целесообразно использовать цены предприятия на нефть без учёта акцизного налога и налога на добавленную стоимость:

Вt=Qt*Цt;

Где:

Qt-объём реализации нефти в t-ом году, тыс. тонн;

Цt-цена предприятия на нефть в t-ом году, руб/т.;

Текущие затраты представляют собой затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений.

Нормативы текущих затрат разработаны на основе расчётной калькуляции себестоимости добычи нефти и сметы затрат ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел».

Иt=Ипост+Ипер;

Где:

Ипост - постоянные расходы (основная и дополнительная заработная плата с отчислениями в социальные фонды, ремонтный фонд, содержание и эксплуатация оборудования, цеховые и общепроизводственные расходы).

Ипер=Иу.пер.*Qt;

Где:

Ипер - переменные затраты;

Иу.пер - условно переменные расходы (энергия по извлечению нефти из пласта, сбор, транспортировка и технологическая подготовка нефти) в расчёте на одну тонну нефти;

Капитальные затраты представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек.

Расчёт налогов предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат и налога на прибыль.

После расчёта годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности (НПДНt):

НПДНt=?ПДНk;

Где:

k - количество лет разработки месторождения до t-ого года включительно;

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к одному году (tр). Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле:

Бt=(1+Енп)^tр-t;

Где:

Аt - коэффициент дисконтирования для t-ого года;

Енп - нормативный коэффициент приведения. Нормативный коэффициент приведения численно равен эффективности отдачи капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, т.е. при отдачи капитала 10% в год.

Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:

ДПДНt=ПДНt*Аt;

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТСt=?ДПДНk;

Где:

k - количество лет разработки месторождения до t-ого года включительно;

Чистая текущая стоимость проекта за весь период разработки месторождения является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.

Результаты расчёта НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.5.1. и на рис. №. 6.1.1.

Для оценки эффективности капитальных вложений необходимо кроме срока окупаемости определить коэффициент отдачи капитала (КОК):

КОК=ЧТСk/(ЧТСинв) +1;

Где:

ЧТСинв - дисконтированные инвестиции, тыс.р;

ЧТСинв=?Кt*At;

Где:

Кt - капитальные вложения в t-ом году, тыс.р;

КОК показывает сколько рублей дохода даёт один рубль инвестиций, вложенных в данный проект за весь период разработки с учётом дисконтирования результатов и затрат.

Таблица №6.1.1

Расчёт НПДН и ЧТС

Показатели	2000	2001	2002
Прирост дебита (q)	43	48	40
Прирост добычи (Q), тыс.тонн	104,785	117,6	88
Дополнительная выручка (В), млн.руб	125,742	141,120	105,600
Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб	23,941	26,869	20,106
(К), млн.руб	22,0778	0	0
Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб	1,501	1,501	1,501
Остаточная стоимость (Сост), млн.руб	20,577	19,075	17,574
Налог на имущество (Ним), млн.руб	0,412	0,382	0,351
Налог на прибыль (Нпр), млн.руб	34,961	39,329	29,274
Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб	44,351	74,540	55,868
Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб	44,351	118,891	174,759
@	1	0,9091	0,8264
Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб	44,351	67,765	46,169
Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб	44,351	112,115	158,285

Графики профилей НПДН и ЧТС.

Рис. 6.1.1.

6.1.2 Анализ чувствительности проекта

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определённую степень риска, связанную с природными и рыночными факторами (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности варианта проекта.

Все входные параметры (Q, Ц_н, И, К) имеют определенную степень риска.

Зададим вариацию параметров:

Q=(-30%;+10%)

Ц_н=(-20%;+20%)

И=(-10%;+10%)

К=(-5%;+15%)

Методика расчета аналогична методике, по которой рассчитывались НПДН и ЧТС для двух вариантов разработки, приведенной выше.

Результаты расчетов сведены в таблицы №.

По данным результатам для каждого фактора определяется зависимость:

ЧТС(Q);ЧТС(Ц);ЧТС(И);ЧТС(К).

Таблица № 6.2.1

Расчёт НПДН и ЧТС (Q -30%: +10%)

Показатели	2000	2001	2002
Изменение (Q)	-30%	10%	-30%	10%	-30%	10%
Прирост добычи (Q), тыс.тонн	73,3495	115,2635	82,32	129,36	61,6	96,8
Дополнительная выручка (В), млн.руб	88,02	138,32	98,78	155,23	73,92	116,2
Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб	16,76	26,34	18,81	29,56	14,07	22,12
(К), млн.руб	22,08	22,08	0,00	0,00	0,00	0,00
Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб	1,50	1,50	1,50	1,50	1,50	1,50
Остаточная стоимость (Сост), млн.руб	20,58	20,58	19,08	19,08	17,57	17,57
Налог на имущество (Ним), млн.руб	0,41	0,41	0,38	0,38	0,35	0,35
Налог на прибыль (Нпр), млн.руб	24,27	38,52	27,33	43,33	20,30	32,27
Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб	24,50	50,97	52,26	81,97	39,20	61,43
Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб	24,50	50,97	76,76	132,93	115,96	194,36
@	1	1	0,91	0,91	0,83	0,83
Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб	24,50	50,97	47,51	74,52	32,39	50,76
Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб	24,50	50,97	72,01	125,48	104,40	176,25

Таблица № 6.2.2.

Расчёт НПДН и ЧТС (Ц -20% :+20%)

Показатели	2000	2001	2002
Изменение цены реализации на нефть	-20%	20%	-20%	20%	-20%	20%
Прирост добычи (Q), тыс.тонн	104,79	105	117,6	117,6	88,0	88,0
Дополнительная выручка (В), млн.руб	100,59	150,89	112,90	169,34	84,48	126,72
Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб	23,94	23,94	26,87	26,87	20,11	20,11
(К), млн.руб	22,08	22,08	0,00	0,00	0,00	0,00
Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб	1,50	1,50	1,50	1,50	1,50	1,50
Остаточная стоимость (Сост), млн.руб	20,58	20,58	19,08	19,08	17,57	17,57
Налог на имущество (Ним), млн.руб	0,41	0,41	0,38	0,38	0,35	0,35
Налог на прибыль (Нпр), млн.руб	26,16	43,76	29,45	49,21	21,88	36,67
Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб	28,00	60,70	56,19	92,89	42,14	69,60
Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб	28,00	60,70	84,20	153,58	126,34	223,18
@	1	1	0,91	0,91	0,83	0,83
Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб	28,00	60,70	51,09	84,44	34,82	57,51
Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб	28,00	60,70	79,09	145,14	113,92	202,65

Таблица № 6.3.3

Расчёт НПДН и ЧТС (U -10% :+10%)

Показатели	2000	2001	2002
Изменение (И)	-10%	10%	-10%	10%	-10%	10%
Прирост добычи (Q), тыс.тонн	105	105	117,6	117,6	88,0	88,0
Дополнительная выручка (В), млн.руб	125,74	125,74	141,12	141,12	105,60	105,60
Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб	21,55	26,34	24,18	29,56	18,10	22,12
(К), млн.руб	22,08	22,08	0,00	0,00	0,00	0,00
Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб	1,50	1,50	1,50	1,50	1,50	1,50
Остаточная стоимость (Сост), млн.руб	20,58	20,58	19,08	19,08	17,57	17,57
Налог на имущество (Ним), млн.руб	0,41	0,41	0,38	0,38	0,35	0,35
Налог на прибыль (Нпр), млн.руб	35,80	34,12	40,27	38,39	29,98	28,57
Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб	45,91	42,79	76,29	72,79	57,17	54,56
Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб	45,91	42,79	122,19	115,59	179,37	170,15
@	1	1	0,91	0,91	0,83	0,83
Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб	45,91	42,79	69,35	66,18	47,25	45,09
Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб	45,91	42,79	115,26	108,97	162,51	154,06

Таблица № 6.3.4.

Расчёт НПДН и ЧТС (К -5% :+15%)

Показатели	2000	2001	2002
Изменение капитальных вложений	-5%	15%	-5%	15%	-5%	15%
Прирост добычи (Q), тыс.тонн	105	105	117,6	117,6	88,0	88,0
Дополнительная выручка (В), млн.руб	125,74	125,74	141,12	141,12	105,60	105,60
Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб	23,94	23,94	26,87	26,87	20,11	20,11
(К), млн.руб	20,97	25,39	0,00	0,00	0,00	0,00
Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб	1,43	1,73	1,43	1,73	1,43	1,73
Остаточная стоимость (Сост), млн.руб	19,55	23,66	18,12	21,94	16,70	20,21
Налог на имущество (Ним), млн.руб	0,39	0,47	0,36	0,44	0,33	0,40
Налог на прибыль (Нпр), млн.руб	34,99	34,86	39,36	39,23	29,31	29,18
Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб	45,44	41,08	74,53	74,58	55,85	55,91
Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб	45,44	41,08	119,97	115,66	175,82	171,57
@	1	1	0,91	0,91	0,83	0,83
Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб	45,44	41,08	67,75	67,80	46,16	46,21
Чисто текущая стоимость (ЧТС), млн.руб	45,44	41,08	113,19	108,88	159,35	155,09

Вывод: Анализ чувствительности эффективности ГРП показал, что данный метод интенсификации не является рискованным для предприятия, так как диаграмма расположена в положительной части и ЧТС не имеет отрицательных значений.

7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

7.1. Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные опасности и вредности при проведении ГРП

Гидравлический разрыв пласта это один из видов мероприятий направленных на повышение нефтеотдачи пласта путем воздействия на призабойную зону пласта, являющийся одним из самых перспективных и самых эффективных, однако в свою очередь ГРП является источником повышенного уровня опасности при малейшем несоблюдении технологического режима эксплуатации оборудования или правил проведения мероприятия. Это говорит о том, что необходимо рассмотреть перечень тех вредных факторов, которые возникают при проведении ГРП. В качестве факторов воздействия на человека при проведении мероприятия данного вида, можно выделить:

токсичность;

высокое давление;

пожароопасность.

Воздействие токсичных веществ при проведении ГРП

При проведении гидравлического разрыва пласта, используют различные виды растворов реагентов необходимых для качественного проведения мероприятия. В основном на промысле проводят ГРП на нефтяной и водной основе. В случае применения жидкости разрыва на нефтяной основе (нефть, дизельное топливо и т.п.) существует опасность токсичного воздействия на рабочий и обслуживающий персонал в силу разрушения линии высокого давления от избыточно развиваемого агрегатами давления, а так же при опорожнении этих линий при разборке оборудования, учитывая то что при осуществлении данного мероприятия используется до 14 наименований автотранспортной техники можно сказать, что выхлопные газы от отработавшего топлива так же могут выступать в качестве токсичного вещества.

При проведении ГРП химически токсичные вещества могут находиться в различном агрегатном состоянии. Они способны проникать в организм человека через органы дыхания, пищеварения или кожу. Токсичные вещества данного типа относятся к 3-му классу токсичности и по их классификации можно отнести к обще токсическим химическим веществам - они могут вызывать расстройства нервной системы, мышечные судороги, влияют на кроветворные органы, взаимодействуют с гемоглобином. Другими словами можно сказать, что при большой дозе воздействия на организм рабочего они могут вызывать резкое ухудшения самочувствия, потерю сознания, что в свою очередь может привести к травме, а в более тяжелых случаях, в случае если человек потерял сознание в зоне повышенной токсичности, к летальному исходу.

Анализируя проведение ГРП на промысле необходимо отметить, что данный метод повышения нефтеотдачи проводится высококвалифицированными кадрами (рабочими, слесарями оборудования, руководителями), представляющими такую хорошо известную, в регионе, на сегодняшний день фирму, как СП «Шлюмберже», что в свою очередь говорит как о качестве проведения операции, так и о безопасности труда поставленной на высокий уровень. Данная фирма занимается глубоким анализом проведенных мероприятий по ГРП, осуществляя которые способны предупреждать ситуации с выбросом вредных (токсичных) веществ.

Влияние высокого давления

Возможно, высокое давление при проведении ГРП наиболее опасный фактор его можно поставить в один ряд с такими известными, как возникновение пожара и поражение электрическим током. Рассматривая в корне эти три вида воздействия можно сказать, что они активно воздействуют на оборудование, на производственные помещения и конечно, в большей части, смертельно на жизнь рабочего персонала. В рассматриваемом вопросе о воздействии высокого давления на человека надо отметить, что при проведении ГРП источниками повышенного давления могут быть:

агрегаты высокого давления (компрессоры);

линии высокого давления (задвижки, трубы, устьевая арматура);

Разрушение линии высокого давления может привести утечке жидкости разрыва, которая в свою очередь в силу того, что она является токсичным веществом, может оказать отравляющее воздействие на рабочего, а разрыв компрессорной установки может привести к разрушению дорогостоящего оборудования и травмам оператора следящего за процессом ГРП.

Как уже было отмечено, организации, проводящие данного рода мероприятия, заинтересованы, как в качестве проведения ГРП, так и в качестве оборудования на котором процесс осуществляется. Поэтому можно сказать, что путем постоянного контроля за исправностью оборудования и соблюдения правил его использования можно снизить до минимума риск воздействия избыточного давления на человека (рабочего) и увеличить качество проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта, а так же избежать ситуаций, которые могут выступить в качестве опасностей (утечки токсичных веществ, возникновение пожара).

Пожароопасность

Возникновение пожара на промысле, как уже отмечалось, является одним из опасных факторов производства. Это связано с тем, что при проведении ГРП, используется, как правило, жидкость разрыва на нефтяной основе, а так же не исключены возможность воспламенения оборудования (автотранспортных средств, цистерн и т.п.), поэтому этот метод воздействия на ПЗП требует большого внимания.

Одной из особенностей пожара на промысле, горение паровоздушных смесей углеводородов, является образование огневого шара время которого колеблется от нескольких секунд до нескольких минут. Опасным фактором огневого шара является тепловой импульс. Размеры шара, время его существования и величина теплового импульса зависят от количества сгораемого вещества.

Опасными факторами пожара, воздействующими на людей и материальные ценности, помимо открытого пламени, повышенной температуры, являются также токсические продукты горения и термического разложения и их вторичные проявления:

осколки;

движущиеся части разрушившихся аппаратов;

электрический ток;

взрыв.

Согласно ССБТ ГОСТ 12.1.004 - 91 допустимый уровень пожарной опасности для людей должен быть не более 10^-6 воздействия опасных факторов пожара, превышающих допустимые значения, в год в расчете на каждого человека.

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Оборудование для проведения ГРП должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции.

Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выходом показаний на пульт управления), регулирующей и предохранительной аппаратурой и автоматическим управлением.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня.

Датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, отложений парафина, солей и других веществ, либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.

Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются опознавательной краской и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.

Резервные насосы должны находится в постоянной готовности к пуску.

Специальная одежда должна быть не сгораема. Согласно правилам безопасности в нефтегазовой промышленности, ткань типа «NOMEX IIIA» термостойкий антистатический.

7.1.3 Санитарные требования

Метеоусловия

В условиях крайнего севера среди факторов производственной среды, действующих на организм человека при выполнении различных видов работ в холодное время года, ведущая роль принадлежит метеорологическим условиям, вызывающим охлаждение. Охлаждающего воздействия метеорологических условий на человека зависит от показателей атмосферной температуры и скорости ветра. Температура воздуха ниже - 45⁰С даже при незначительной скорости ветра 2 м/с служит основанием для прекращения работ. При скорости более 15 м/с все виды работ на открытом воздухе прекращаются при любых, даже небольших отрицательных атмосферных температурах в связи с опасностью нарушения функции дыхания, нарушений целостности слизистых оболочек глаз, носа, верхних дыхательных путей, возможности быстрого отморожения кожных покровов, незащищенных одеждой участков тела.

В ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел» при температуре окружающей среды менее - 40 ⁰С прекращаются работы по текущему и капитальному ремонту скважин, некоторые другие виды работ на открытом воздухе.

Микроклимат определяет действующие на организм человека сочетания температуры, влажности, скорости движения воздуха и других условий рабочей зоны.

Средства индивидуальной защиты

На промысле применяются следующие средства защиты:

спецодежда, которая имеет высокие теплозащитные свойства, воздухонепроницаемости, малую влагоемкость и нефтенепроницаемость;

спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и антистатических материалов (типа NOMEX. III A)

спецобувь, предохраняющая ноги от механических повреждений и влаги;

головные уборы - каски (зимой с утепленными подшлемниками) и подшлемники для защиты головы от механических повреждений;

резиновые перчатки для защиты от поражения электрическим током;

противогазы для защиты органов дыхания;

предохранительные пояса при работах, связанных с опасностью падения с высоты.

Виброакустическое воздействие

Виброакустические условия на рабочих местах определяются вибрационными и шумовыми характеристиками машин и оборудования, режимами и условиями их работы, размещения (на территории или в помещении) и рядом других факторов. К числу наиболее типичных источников шума и вибраций на объектах ОАО «Юганскнефтегаз» и в том числе ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел» следует отнести электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания и турбореактивные двигатели, насосы, компрессоры и вентиляторы, разнообразные машины и механизмы (редукторы, лебедки, станки и прочие), системы транспорта и перепуска газа и воздуха (газопроводы и воздуховоды) и многие другие.

Воздействие на работающих, повышенных уровней шума и вибрации осуществляется при реализации целого ряда технологических процессов. С этой точки зрения наиболее неблагоприятные условия труда создаются на некоторых рабочих местах при строительстве, текущем капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, гидравлическом разрыве пласта и т.д. Так в машинных залах компрессорных и насосных станций уровни шума в зависимости от типа применяемых насосов и нагнетателей могут достигать 90 - 110 дБ, при этом превышая на 5-25 дБ допустимые нормы. При гидравлическом разрыве пласта уровень шума составляет 110-115 дБ.

Многочисленными исследованиями доказано, что шум снижает работоспособность на 30 %. Так в 1992 году выявлено 146 человек с невритом слухового нерва (на 1992 год эта цифра составляла 1,35 % от общего числа работающих НГДУ «Юганскнефть»).

Основными источниками шум и вибрации в цехе - 2 являются технологические площадки дожимной насосной станции и кустовой насосной станции. Максимальному уровню воздействия этих вредных факторов подвергаются операторы ДНС, КНС, слесари-ремонтники оборудования, находящиеся большую часть времени на территории насосных блоков. Результаты замеров общего уровня шума превышает предельно допустимые значения уровня. Для уменьшения вредного воздействия этого фактора на организм человека, предлагается использовать специальные наушники, но широкого применения в силу различных причин они не нашли (результаты замеров общего уровня шума и характеристика вибрации на рабочих местах цехе - 2 приведены таблице 7.1).

Из сказанного выше ясно, что основными видами вибрации на рабочих местах в цехе - 2 являются транспортная и технологическая.

Можно сделать следующий вывод: в НГДУ в частности в цехе по добыче нефти и газа обслуживающий персонал часто подвергается вредному воздействию вибрации и шума.

Таблица 7.1.

Анализ виброакустического воздействия в цехе - 2

Участок рабочей зоны	Характер шума	ПДУ общего уровня звука, дБ	Общий уровень звука, дБ	Характеристика вибрации
ДНС-3 НБ (насосный блок)	постоянный	80	96	общая
Операторная	Постоянный	65	60	общая
КНС-3 НБ	постоянный	80	100	общая
Операторная	Постоянный	65	57	общая
КНС-4 НБ	постоянный	80	97	общая
Операторная	Постоянный	65	56	общая

ВШВ - 003 (виброшум);

Вибрация: ГОСТ 12.1.043-84, ПДУ - СН № 3044 - 84;

Шум: ГОСТ 12.1.050-86, ПДУ - СН № 3223-85.

7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

В соответствии с общесоюзными нормами технологического проектирования (НПБ 105-95) по взрывопожарной опасности к категории А.

У взрыво- и пожароопасных зон на открытых установках указываются классы по ПЭУ: взрывоопасные В-1г и категории ПА-Т3, ПВ-Т3, ПС-Т1.

Опасная величина тока для человека 0,05А, а смертельная 0,1А. Безопасных напряжений нет.

На промышленных предприятиях широко используют и получают в больших количествах вещества и материалы, обладающие способностью к электронизации, то есть к возникновению зарядов статического электричества. Электрические заряды часто являются причиной пожаров и взрывов. Кроме этого статическое электричество - причина нарушения технологического процесса. Снижения точности показаний приборов и автоматики. Для отвода зарядов статического электричества, используют устройство электропроводящих полов или заземленных зон. Мостов и рабочих площадок, заземление ручек дверей, поручней, лестниц, рукояток приборов, молний и аппаратов.

Защита объектов от прямых ударов молнии по классу В- 1г. Ожидаемое количество поражений в год, N > 1 не ограничивается. Категория устройства молние - защиты II. Здесь зоны защиты А и Б.

Все более широкое применение электрического тока при добыче, подготовке, транспортировке и переработке нефти и газа при бурении и ремонте скважин, и других работ, значительно увеличивает потенциальную опасность этих сложных технологических процессов.

Огнеопасные и газоопасные работы проводятся только по наряду- допуску.

Более 70% электротравм на объектах нефтяной промышленности происходит при обслуживании распределительных устройств, воздушных, кабельных линий, электропроводки, электросварочной установки.

Повышенной опасности в подвергаются машинисты передвижных агрегатов, электрослесари, механики, сварщики.

Безопасность труда при обращении с электрическим током предполагает высокое качество работ по устройству электроустановок, периодический контроль их состояний, а также высокий контроль и уровень производственной дисциплины, строгое соблюдение действующих правил устройства электроустановок, правил технической эксплуатации электроустановок.

К работе с ними допускаются только высококвалифицированный персонал, ознакомленный с правилами техники безопасности при обслуживании электроустановок. Для защиты людей от поражения электрическим током все электроустановки оборудуются элементами защиты, плавкими предохранителями, реле - выключателями, заземлением. Для предотвращения прикосновения человека к токоведущим частям применяют: изоляцию, ограждения, дистанционное управление.

Продолжает оставаться актуальной проблема защиты объектов от статического электричества. Для предотвращения накопления зарядов используется антистатическое покрытие, антистатические прокладки (из хрома). Добавки таких присадок снимают способность горючих веществ к электроизоляции. Каждый производственный объект имеет комплекс защитных устройств от грозовых зарядов. Все эти устройства предназначены для безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, предотвращений возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Как правило, такими устройствами служат молниеотводы. На промыслах используются два типа молниеотводов: стержневые и тросовые.

На промысле применяются следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП -5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры, ведра.

При пожаре вызываются пожарные машины из города.

7.1.5 Мероприятия по безопасности при выполнении ГРП

Техника безопасности при производстве ГРП должна соответствовать следующим требованиям:

к работам по ГРП допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по технике безопасности по проводимой работе. Перед началом работ участникам операции производится инструктаж на рабочем месте;

общее руководство процессом ГРП осуществляет ответственный руководитель - представитель подрядчика, в соответствии с планом и регламентом принимает решения о проведении работ, не предусмотренных этим планом и несет ответственность за их выполнение;

руководитель должен спланировать размещение оборудования таким образом, чтобы свести к минимуму возможное воздействие вредных производственных факторов от силовых установок, агрегатов, химреагентов, нефти на рабочий персонал, а так же взрыва и пожара;

имеющиеся в наличии трубы, шланги и инструмент должны быть уложены в штабель с противораскатными стойками на рабочих мостках. Рабочая площадка должна быть освобождена от посторонних предметов;

руководитель и его помощники оборудуются портативными средствами связи;

опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначаются специальными сигнальными знаками с надписями;

работы по ГРП, включая подготовительные работы, должны проводиться рабочими в специальной одежде и касках;

в темное время суток ГРП разрешается проводить только в случае если обеспечивается освещенность устья скважины и зоны высокого давления не менее 26 лк и шкал контрольно-измерительных приборов - 50 лк.

все транспортные средства не задействованные в проведении ГРП должны быть удалены на безопасное расстояние - не менее 50 метров от зоны линий высокого давления;

все оборудование должно соответствовать техническим и технологическим требованиям норм и правил, находиться в исправном, рабочем состоянии и использоваться только по назначению;

при проведении ГРП рабочий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны;

при работе с химреагентами персонал должен быть экипирован в спецодежду и обязан пользоваться средствами индивидуальной защиты: резиновые рукавицы, кирзовые или резиновые сапоги, очки для химической защиты слизистой оболочки глаз, респиратор либо многослойная марлевая повязка.

7.2 Экологичность проекта

Природоохранные мероприятия должны соответствовать требованиям и нормативных актов, государственных стандартов по охране окружающей среды.

7.2.1 Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду

а). Основные источники загрязнения окружающей среды при ГРП:

жидкости для проведения ГРП;

горюче смазочные материалы (ГСМ);

продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания;

хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

загрязненные ливневые воды.

б). Виды возможного воздействия на природную среду при ГРП:

загрязнение жидкостями ГРП и химреагентами, используемыми в составе жидкостей для проведения ГРП, ГСМ: почвы, поверхностных водоемов, атмосферного воздуха.

в). Возможные объекты воздействия:

почвы;

недра;

поверхностные водоемы;

атмосферный воздух;

растительный и животный мир.

7.2.2 Природоохранные мероприятия при проведении ГРП

В качестве жидкостей для проведения ГРП предусмотрено использование составов на основе нефти, которые обрабатываются реагентами фирмы «CLEARWATER Inc.». По данным фирмы большинство используемых реагентов ориентировочно имеют 2-3 класс опасности. Кроме того, основа составов вещества 3 класса токсичности, что представляет потенциальную опасность для окружающей среды. В связи с этим основным природоохранным мероприятием при проведении ГРП является исключение возможности проникновения жидкости разрыва в окружающую среду, что достигается следующими мероприятиями:

- для предотвращения разлива жидкости при сборке-разборке коммуникаций под арматуру и быстросъемные соединения трубопроводов устанавливаются переносные емкости (поддоны);

- приготовление жидкостей ГРП производится по технологии, исключающей попадание её компонентов в почву;

- проводить операцию по ГРП в скважинах с негерметичной обсадной колонной и соответственно с заколонными перетоками запрещено.

7.3 Чрезвычайные ситуации

Многие кустовые площадки расположены в сложных природно-климатических условиях. В нашем районе добычи нефти заболоченность и заводненность территории составляет около 70%.

Чрезвычайная ситуация - состояние, при котором в результате возникновения источника чрезвычайной ситуации на объекте или определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, народному хозяйству и окружающей природной среде. ЧС классифицируются в зависимости от количества людей, пострадавших в этих ситуациях, или людей, у которых оказались нарушены условия жизнедеятельности, размера материального ущерба, а также границы зон распространения поражающих факторов чрезвычайных ситуаций. Чрезвычайные ситуации подразделяются на локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные.

В наших суровых природно-климатических условиях при ремонте скважин могут возникнуть следующие чрезвычайные ситуации:

Природного характера

паводковые наводнения;

лесные и торфяные пожары;

ураганы;

сильные морозы (ниже - 40⁰);

метели и снежные заносы.

Техногенного характера

открытые фонтаны;

пожары;

взрывы;

отключение электроэнергии.

7.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газо-воздушной среды

По результатам статистических материалов ООО«УБНП», наиболее вероятными чрезвычайными ситуациями при проведении работ являются взрыв и пожар.

Произведем прогнозный расчет взрыва емкости бригады по ремонту скважин ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел».

Исходные данные:

V_рез.=5м³; расстояние от центра взрыва до ближайшего здания (помещение операторов по ремонту скважин) р₂=40м, здание одноэтажное, деревянное;

При аварии количества газа, Q(т) берем 20% от объема резервуара:

V_рез.=5 м³ = 4,25т; Q(т) = 0,85т; (7.1)

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R₁,

Где происходит полное разрушение, на границе которой давление Р_ф1 составляет 900 кПа.

Радиус зоны детонационной волны R₁ определяется по формуле:

R₁ = 18,5 ³ Q = 18,5 ³ 0,85 = 17,5м; (7.2)

Давление во фронте ударной волны Р_ф1 на расстоянии р₂ до объекта, находящегося в зоне ударной волны определяется по таблице.

р₂/R₁ = 2,3; Р_ф1 = 45 кПа; (7.3)

Определив давление, оказываемое взрывом на объект, по таблице, определим степень разрушения здания, как сильное, но для наземного резервуара с ГСМ степень разрушения - среднее.

Радиус смертельного поражения людей R_спл. определим по формуле:

R_спл.= 30 ³ 0,85 = 28,4 м; (7.4)



Рисунок 7.1. Взрыв газо-воздушной смеси.

1- зона детонационной волны, радиусом R₁(м);

2- зона ударной волны, в которой р₂ и р₃ - расстояние от центра взрыва до элемента предприятия;

3- зона смертельного поражения людей, радиусом R_спл.;

4- радиус безопасного удаления (R_бу), где Р_ф = 5 (кПа);

5- R_пдвк - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации.

Расчет взрыва показал, что здание находится на достаточно опасном расстоянии от предполагаемого эпицентра взрыва и в случае возникновения чрезвычайной ситуации, люди, находящиеся в здании подвержены смертельной опасности, разрушения здания максимальны.

7.3.2 Определение глубины распространения сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ), при разливе их с поражающей концентрацией

При ремонте скважин используют различные технические жидкости для промывки скважины, жидкости глушения и ее замены, кислотные растворы для обработки призабойной зоны скважины. Для примера возьмем разлив 11 м³ «Нефраса» на территории кустовой площадки.

При расчете зон примем: метеоусловия - с постоянной температурой (изотермия), t=20С, скорость ветра 1м/с, направление ветра на предприятие. Разлив свободный с толщиной слоя равной 0,05м.

При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара и вторичное облака пара.

Определим эквивалентное количество вещества Q_э1 по первичному облаку по формуле:

Q_э1=К₁К₃Q₀ (7.5)

где К₁ - коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ, равный нулю при разливе нефти и нефтепродуктов;

К₃ - коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы токсодозе другого СДЯВ, для «Нефраса» равный - 0,36;

Q₀ - количество выброшенного при аварии вещества, 8,25 тонн.

Q_э1=00,368,25=0 тонн.

Определим эквивалентное количество вещества Q_э2 по вторичному облаку.

Q_э2=(1-К₁)К₂^0,2К₃[Q₀/(h^0.20.2)] (7.6)

где К₂ - коэффициент зависящий от свойств СДЯВ, равный - 0,021;

- плотность СДЯВ, равная - 0,75 т/м³;

По таблицам определяем максимальное значение глубин зон заражения первичным Г₁=0 и вторичным Г₂=9,18 км облаком СДЯВ. Полную глубину зоны заражения Г определим по формуле:

Г=Г'+0,5Г”=9,18+0,50=9,18 км.

где Г' - наибольшее число из Г₁ и Г₂;

Г” - наименьшее число из Г₁ и Г₂;

Но кустовые площадки имеют обваловалование по периметру и «каблучок» при въезде на куст. Поэтому в случае аварийной ситуации с разливом технических жидкостей на территории куста, площадь разлива не выйдет за пределы обвалования. Количество пострадавших в этом случае будет равно 100% находящихся вне здания людей, и 50% находящихся в здании.

Выводы:

Подводя итог, заключаем следующее:

Состояние промысловой территории и суровые природно-климатические условия Западной Сибири предъявляют жесткие требования к соблюдению технологии производства работ и соблюдению техники безопасности их проведения, высокую надежность применяемого оборудования.