После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются затворение и закачка расчетного количества цементного раствора.

«Хвостовик» крепится раствором на основе цемента отечественного или импортного производства с плотностью не менее 1800 кг/м3 . Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом Tylose Е-29651 из расчета 0,25-0,3% реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость.

Процесс цементирования осуществляется с использованием комплектов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытие пакерующих элементов о случае эксплуатационного забоя БС открытого типа в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий.

После окончания цементирования посадочный инструмет поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика» обратной циркуляцией не менее двух циклов.

После промывки скважины от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».[4]



2.5 Расчёт основных параметров горизонтальных стволов с применением математического моделирования

2.5.1 Современные технологии зарезки боковых стволов

Условия применения зарезки боковых стволов при разработке месторождений: [3, 5, 9, 14]

1) Гидродинамические условия.

К ним относятся анизотропия, толщина пласта, абсолютная проницаемость, вязкость флюида, пластовое давление.

Опытным путем было установлено, что:

- определяющее влияние на приток к горизонтальному стволу оказывают расчлененность разреза, анизотропия пластов в различных направлениях. В пластах с высокой степенью расчлененности, при наличии выдержанных непроницаемых прослоев предпочтителен нисходящий профиль, пересекающий все продуктивные пропластки. Нефтегазоносные породы должны иметь достаточную вертикальную проницаемость;

- обычно не вызывает сомнения эффективность бурения боковых стволов в "тонких" малопродуктивных пластах при обеспечении соответствующего "круга попадания";

- существенным осложняющим фактором является неоднородность пласта, наличие низкопроницаемых зон;

- высокое содержание газа в нефти является нежелательным фактором при разработке нефтяных месторождений горизонтальными стволами. В ГС попутный газ в некоторой степени препятствует фильтрации жидкости в скважине. Допустимый предел газового фактора определяется расчетами и гидродинамическими исследованиями;

- коллекторы с высоковязкой нефтью очень перспективны для бурения боковых стволов, особенно если толщина пласта ограничена и скважины подвержены образованию в них водяного или газового конуса;

- в нефтенасыщенных пластах не должно быть аномально высоких давлений. При высоких пластовых давлениях из-за неоднородности пласта появляется опасность выброса жидкости из ствола большой длины;

- напоздних стадия разработки при низких значениях пластового давления бурение ГС не приведет к значительному повышению дебитов; кроме того, затраты могут быть во много раз больше, чем ожидаемый эффект, т.к. залежь истощена.

2) Влияние расположения горизонтального участка ствола в плане залежи и в объеме пласта.

Влияние обусловлено:

- расстояние между фильтровой частью ГУ и ГНК (ВНК) в условиях нефти, контактной с водой, обычно принимается равной 6 - 8 м от ВНК;

- в условиях нефти, контактной с газом, удаление рабочей части ГУ от ГНК принимается 5 - 7 м от ГНК;

- в условиях нефти, контактной с газом и водой, удаление рабочей части ГУ от ГНК и ВНК должно быть не менее 5 м;[14]

- при эксплуатации истощенной залежи наблюдается интерференция скважин, когда две соседние скважины дренируют один и тот же объем;

- в смешанных системах проводки добывающих скважин (ГС среди ВС) невозможно реализовать в полной мере преимущества ГС, т.к. ранее пробуренные ВС существенно ограничивают возможности ГС.

Выделяют следующие системы разработки с ГС:

- линейные (однорядные и многорядные), когда ряды добывающих и нагнетательных скважин располагаются параллельно, между рядами выдерживается определенное расстояние; эта модель рекомендуется как для создания больших систем разработки, так и для небольших залежей;

- блочно-линейные используют принцип параллельно-линейной системы с образованием блоков разработки; она может сочетать преимущество ВС и ГС; рекомендуется для месторождений массивного типа или пластовых залежей достаточно большой толщины;

- лучевые ("веерная", "радиальная") эффективны для массивных залежей; они выгодно сочетают преимущества ГС с кустовым методом и в связи с этим экологически более предпочтительны; дают возможность более гибко управлять динамикой разработки, сочетая ГС с ВС и ННС;

- комбинированные.

В зависимости от геолого-физических условий эти системы могут быть одноярусными или многоярусными.[3]

3) Зависимость оптимальных параметров работы ГС от конструкции скважины:

- конструкция горизонтального забоя. В зависимости от геологических условий пласта ГС может быть оборудована открытым стволом с установкой лайнера-хвостовика, лайнера с пакером или обсаженным стволом с последующей перфорацией колонны. От конструкции забоя во многом зависят результаты последующих исследований скважины;

- точность проводки горизонтального участка. Особенностью ГС является то, что горизонтальный участок должен входить в продуктивный пласт под заданным углом. Соответственно многократно возрастает роль применяемого метода бурения, полноты и точности исходной геологической информации.

Как показывает промысловый опыт в скважинах, где ГУ соответствует проектному положению, средний дебит в 1,3 - 1,5 раза выше, чем в скважинах, где ГУ проведен с отклонением от проекта, меньше обводненность.

4) Влияние длины горизонтального участка на показатели эксплуатации:

- анализ эксплуатации ГС с различной длиной в аналогичных геолого-физических условиях на месторождениях Западной Сибири, показал, что максимального дебита можно достичь, если длина ГУ находится в пределах 400-600 м. Кроме того, установлено, что затраты, связанные с приростом длины горизонтального ствола на каждые, например, 10 м, растут быстрее, чем прирост дебита при увеличении длины ствола на ту же единицу. [5, 10]

5) Влияние режимов работы на показатели эксплуатации:

- величина депрессии должна обеспечивать приемлемый входной дебит для обеспечения окупаемости капитальных вложений;

- в условиях неконтактной нефти рост до определенных дебитов жидкости повышает дебиты нефти, а также количество добываемой воды, но значительные депрессии приводят к быстрому обводнению скважин вследствие подтягивания конуса воды и появления затрубных перетоков;

- в условиях нефти, контактной с водой, увеличение дебитов жидкости практически не влияет на дебиты нефти, но значительно увеличивает количество добываемой воды и добываемого прорывного газа;

- в условиях нефти, контактной с газом, и нефти, контактной с газом и водой, рост количества добываемого прорывного газа снижает дебиты жидкости в результате ухудшения работы скважинного оборудования.

Анализ плотности запасов газа пласта БУ101-2 показал, что основная плотность скопления газа находится в центральной части залежи в районе скважин №№ 159, 165, 260, 160 (рис. 2.5-2.6), где расположена основная группа скважин. В данном дипломном проекте рекомендуется зарезка бокового ствола с горизонтальным окончанием для скважины №1104. Это связано с тем, что она находится в зоне высокой плотности подвижных запасов газа, расположена на периферии основного эксплуатационного фонда залежи и будет оказывать меньшее влияние на другие скважины.



Рис. 2.6. Карта плотности подвижных запасов газа по пласту БУ101-2 по состоянию на 01.11.2007 г.

2.5.2 Методика расчёта производительности горизонтальных скважин

Общее уравнение притока газа в скважину:

(2.1)

Где - пластовое давление, ;

- забойное давление, ;

- дебит скважины ;

а - коэффициент фильтрационного сопротивления, характеризующий потери давления на преодоление вязкостного трения,

b - коэффициент фильтрационного сопротивления, характеризующий потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов; имеющий большое значение при высоких скоростях фильтрации, .

Формула дебита газовой скважины:

, (2.2)

В литературе не приводится точных аналитических решений о притоке газа к горизонтальным скважинам в пласте конечной толщины. Имеется лишь ряд приближённых формул для расчёта дебита ГС.

Для расчёта дебита ГС в работе используется метод эквивалентных сопротивлений З.С. Алиева [1].

Формула дебита для газовой скважины с горизонтальным участком имеет следующий вид:

, (2.3)

, - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, зависящие от длины горизонтального участка скважины.

(2.4)

(2.5)

где

- радиус контура питания скважины, м;

- эффективная газонасыщенная толщина пласта, м;

- радиус скважины, принимаемый по диаметру долота, м;

Для данных формул применимы следующие допущения:

1) пласт считается изотропным;

2) режим фильтрации стационарный;

3) вязкость газа усредняется;

4) трение флюида в скважине не учитывается.

2.5.3 Расчёт проектного дебита ГС для различных условий эксплуатации

Проведём анализ зависимости притока от различных значениях радиуса скважины, эффективной толщины пласта и депрессии в зависимости от длины горизонтального участка по методу фильтрационных сопротивлений З.С. Алиева (см.ф. 2.3). В таблице 2.3 приведены исходные данный для расчётов. Результаты расчетов представлены в таблицах 2.4-2.6 и на рисунках 2.7-2.9. [1]

Таблица 2.3

Исходные данные

Наименование	Параметр	Значение
Радиус скважины, м		0,146
Эффективная газонасыщенная толщина пласта,м		23,5
Радиус контура питания, м		250
Исходное линейное фильтрационное сопротивление	а	0,0038
Исходное квадратичное фильтрационное сопротивление	b	5,7510-9
Давление забойное для скважины с горизонтальным участком, Па		22,4106
Давление забойное для наклонно-направленной скважины, Па		14,5106
Пластовое давление, Па		24,4106

Таблица 2.4

Результаты расчёта дебита горизонтальной скважины при различных значениях радиуса скважины

Длина горизонтального участка, м	Qг, тыс.м3/сут
	rc=0,073 м	rc=0,089 м	rc=0,114 м
0,5	1,01	1,02	1,02
1	2,03	2,03	2,04
2	4,05	4,06	4,08
5	10,14	10,16	10,21
15	30,41	30,47	30,62
25	50,69	50,78	51,03
50	101,37	101,55	102,06
75	152,06	152,33	153,09
100	202,75	203,11	204,12
125	253,43	253,89	255,15
150	304,12	304,66	306,19
300	608,24	609,33	612,37
400	810,98	812,44	816,49



Рис. 2.7. Зависимость дебита скважины от различных значений радиуса скважины

Таблица 2.5

Результаты расчёта дебита горизонтальной скважины при различных значениях эффективной толщины

Длина горизонтального участка, м	Qг, тыс.м3/сут
	hэф=17 м	hэф=23 м	hэф=30 м
0,5	7,18	9,72	12,67
1	13,90	18,81	24,54
2	26,30	35,58	46,41
5	57,74	78,12	101,90
15	131,27	177,60	231,65
25	182,88	247,43	322,74
50	275,31	372,48	485,85
75	345,35	467,24	609,44
100	405,29	548,34	715,22
125	459,69	621,94	811,23
150	510,74	691,00	901,30
300	445,50	608,24	767,06
400	594,00	810,98	1022,75

Рис. 2.8. Зависимость дебита скважины от различных значений газонасыщенной толщины

Таблица 2.6

Результаты расчёта дебита горизонтальной скважины при различных значениях депрессии

Длина горизонтального участка, м	Qг, тыс.м3/сут
	Депрессия на пласт
	1 МПа	2 МПа	3 МПа	4 МПа	5 МПа
0,5	0,52	1,01	1,49	1,93	2,36
1	1,04	2,03	2,97	3,87	4,71
2	2,07	4,05	5,94	7,73	9,43
5	5,19	10,14	14,85	19,33	23,56
15	15,56	30,41	44,55	57,98	70,69
25	25,94	50,69	74,25	96,63	117,82
50	51,87	101,37	148,50	193,26	235,64
75	77,81	152,06	222,75	289,88	353,46
100	103,75	202,75	297,00	386,51	471,28
125	129,68	253,43	371,25	483,14	589,10
150	155,62	304,12	445,50	579,77	706,92
300	311,24	608,24	891,00	1159,53	1413,84
400	414,98	810,98	1188,00	1546,05	1885,12

Рис. 2.9. Зависимость дебита скважины от различных значений депрессии

Из полученных результатов можно сделать выводы, что дебиты при различных значениях радиуса скважин меняются незначительно, то есть приток газа к забою скважины практически не зависит от радиуса скважины (табл. 2.4 и рис. 2.7). Другая картина наблюдается при различных значениях эффективной газонасыщенной толщины, чем больше эффективная толщина пласта, тем выше дебит. Так при длине горизонтального участка ствола скважины 400 м расчетный дебит увеличивается вместе с ростом эффективной газонасыщенной толщины пласта: для м расчетный дебит составил 1029 м3/сут, что больше на 26,7% и на 71,6% чем при м и м соответственно (таб. 2.5 и рис. 2.8). Зависимость дебита скважины от различных значений депрессии показала, что с ростом разницы давления на стенке скважины дебит существенно увеличивается с 415 м3/сут до 1885 м3/сут, то есть более чем в 4,5 раза (таб. 2.6 и рис. 2.9).

2.5.4 Расчёт дебита проектной скважины №1104

На примере скважины №1104 выполним анализ притока к одиночной горизонтальной и вертикальной скважине в пласте конечной толщины. Исходные данные приведены в таблице 2.2.[7]

Исходя из данных условий, промыслового опыта и рационального использования пластовой энергии, примем значение забойного давления для горизонтальной скважины равной:[7]

(2.6)

Рассчитаем по формуле (2.3) дебит ГС в зависимости от протяжённости горизонтального участка в однородном пласте с проницаемостью . В данном проекте предусмотрена оптимальная длина горизонтального участка 400 м. Такая длина позволит не только существенно увеличить дебит и снизить риски прорывов законтурной и подошвенной воды, но и минимизировать интерференцию скважин.

Расчёты приведены в таблице 2.7 и на рисунке 2.10:

Таблице 2.7

Расчёт дебитов скважины

Длина горизонтального участка, м	Qгс, тыс.м3/сут	Qвс, тыс.м3/сут
1	2	3
0,5	1,13	89,28
1	2,26
2	4,52
5	11,29
15	33,87
25	56,45
40	90,32
50	112,90
75	169,35
100	225,80
125	282,25	89,28
150	338,70
300	677,40
400	903,20

Рис. 2.10. Зависивость прироста дебита скважины после ЗБС от длины горизонтального участка, %

Приток жидкости по формуле (2.2) к вертикальной скважине №1104 в пласте для исходных параметров в таблице 2.3:

Где - дебит вертикальной скважины, .

Анализ полученных результатов показал, что с увеличением длины горизонтального участка возрастает дебит скважины. Из графика на рисунке 2.10видно, что при длине горизонтального участка =40 м дебит ГС начинает превышать дебит вертикальной скважины. При проектной длине горизонтального участка L=400 м, дебит увеличился более чем в 10 раз (Таблица 2.7).

При сравнении проектных и фактических показателей эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин было выявлено, что дебит ГС превышают дебит вертикальной, при длине горизонтального участка >40 м, что является дополнительным подтверждением эффективности применения ЗБС.

2.5.5 Расчёт профиля наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием

При проектировании направляющей части ЗБС используются известные методики расчета профиля наклонно-направленной скважины, а проектирование профиля горизонтального участка осуществляется в соответствии с проектными документами на разработку месторождения с применением ЗБС.

Для ЗБС используется J - образный тип профиля с набором угла на сопряженном с горизонтальным участке. В зависимости от количества участков профиля с различной кривизной (интервалов: забуривания, начального искривления, стабилизации, увеличения зенитного угла до 90 градусов, горизонтального участка) тип профиля может быть двухинтервальным и выше.

Требования к исходным данным, необходимым для проектирования ЗБС:

- достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;

- достоверность положения эксплуатационного объекта;

-оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы ЗБС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов;

-достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории ЗБС.

Параметры должны быть отражены в план-заказе для составления плана работ на зарезку ЗБС.

Основными параметрами проектной плоскостной траектории ЗБСявляются координаты участков ее в вертикальной проекции профиля.

Дуга окружности определяет минимальную длину участка скважины при изменении ее зенитного угла. Поэтому искривленные участки профиля проектируются в виде дуги окружности. Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивноcтью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания. Интенсивность искривления ствола скважины (I, град./10 м) рассчитывается по формуле:

(2.7)

Где R- радиус кривизны ствола скважины, м.

Пространственная интенсивность искривления ствола (I) на участке длиной 10 м может быть определена по формуле:

(2.8)

Где ?б = б1- б2- изменение зенитного угла на участке длиной 10 метров, град./10м

?ц = ц1- ц2- изменение азимутального угла на участке длиной 10 м, град./10м.

б1 и ц2 - зенитный и азимутальный углы в начала интервала длиной 10 м;

б2и ц2- зенитный и азимутальный углы в конце интервала длиной 10 м.;

Фактический радиус искривления R может быть определен по формулам:

(2.9)

(2.10)

Где L - длина искривленного участка, м;

?б- изменение зенитного угла на искривленном участке L, град;

?и- изменение азимутального угла на искривленном участке 1, град.;

б ср- средний зенитный угол на искривленном участке L, град.;

?ш- изменение пространственного угла на искривленном участке L.

Расчет параметров ствола скважины при работе с отклонителем производится в рамках упрощенной схемы, т.к. проектирование и анализ работы отклонителя с полным учетом всех особенностей его реальной конструкции, условий бурения является сложной аналитической задачей.

Радиус искривления ствола скважины R обусловлен геометрическими размерами отклонителя и для отклонителя на базе гидравлического забойного двигателя с одним углом перекоса осей находится по формулам:

(2.11)

Где l1 - длина нижнего плеча отклонителя (от торца долота до точки перекоса осей), м;

l2 - длина верхнего плеча отклонителя, м;

б- угол перекоса осей отклонителя, град.;

в - угол наклона нижнего плеча отклонителя к оси скважины, град.

(2.12)

Где D- диаметр долота, м.

d0- диаметр отклонителя, м.

Минимально допустимый радиус искривления ствола Rmin определяется из условия принудительного пропуска системы долото - забойный двигатель (отклонитель) через искривленный ствол при возникновении напряжении изгиба в пределах упругих деформаций. Для нормальной эксплуатации бурильных и обсадных труб интенсивность искривления ствола скважины не должна приводить к возникновению напряжений, превышающих предел текучести их материала.

С учетом диаметра скважины и геометрических параметров отклонителя значение Rmin определяется по формуле:

(2.13)

Где m = D0 / D ;

m - коэффициент уширения ствола;

D - диаметр долота, м;

D0 - диаметр скважины;

L0- длинна отклонителя с долотом, м.

E - модуль упругости, МПа;

уm - предел текучести стали, МПа.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от забоя, минимально допустимый радиус искривления ствола для гладких труб длиной более 25 метров определяется по формуле:

(2.14)

ГдеDn-наружный диаметр бурильных(обсадных) труб, м.

При длине бурильных труб или длине искривленного участка менее 25 расчеты производятся по формулам :

(2.15)

Где L - длина труб ,м.

Dc- диаметр скважины, м.

dm - диаметр муфты, м.

Наибольшая величина радиуса кривизны из ряда вычисленных значений считается допустимым радиусом кривизны, который должен учитываться при расчете проектного профиля БГС.

Проектная траектория составляется на центр круга допуска, а по требованию Заказчика - дополнительно на его диаметрально противоположные точки.

Участки азимутального искривления проектируются, исходя из условия стабильности работы компоновок и минимизации протяженности трассы ЗБС.

Расчет элементов профиля представляет собой оптимизационную процедуру, выполняемую в автоматизированном, а при необходимости процесса - в диалоговом режимах. Рекомендуется применение программ расчета профиля ствола скважиныDirector.

Рекомендации по проектированию проблей ЗБС и их проводке предусматривают возможность корректирования их при использовании новых долот, забойных двигателей, телесистем, изменении способа и режима бурения.

Оперативное управление траекторией ствола осуществляется с помощью автоматизированных программных комплексов.

Оперативный контроль параметров траектории ЗБС и положения двигателя-отклонителя на забое скважин производится с помощью комплекса специальных технических средств.

В процессе бурения бокового ствола при уточнении геологических характеристик пласта и корректировки точки входа в пласт производится фиксирование данного факта в информационных базах данных.

В данном проекте предусмотрено бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием для скважины №1104 в пласте БУ101-2. Реконструкция скважин по данному проекту предусматривается с применением мобильной буровой установки «Кremco-125» грузоподъемностью 125 тонн.

В проекте рассчитан профиль скважины №1104 с отклонением от точки забуривания бокового ствола до точки входа в кровлю продуктивного пласта БУ101-2 350 м без учета азимутального направления, то есть рассчитан профиль, расположенный в одной плоскости (рис. 2.11):

старый ствол от 0 до 2910 м по стволу (0-2650 м по вертикали);

участок набора зенитного угла от 2910 до 2985 м по стволу (2650-2720 м по вертикали), где интенсивность падения зенитного угла составляет 1,00° на 10 м;

участок стабилизации зенитного угла от 2985 до 3229 м по стволу (2720 - 2940 м по вертикали);

участок набора зенитного угла с интенсивностью 2,0° на 10 м в интервале 3229 - 3552 м по стволу (2940 - 3103 м по вертикали);

горизонтальный участок от 3552 до 3952 м по стволу (3103 - 3103 м по вертикали).

В процессе бурения скважины все работы, связанные с набором и корректировкой зенитного и азимутального углов наклонно-направленного ствола проводятся с использованием забойных телеметрических систем отечественного или импортного производства.

Величина радиуса круга допуска для точки входа в кровлю продуктивного пласта составляет 50 м.

Для решения задач надёжного разобщения пластов и сохранения коллекторских свойств пластов «хвостовик» цементируется манжетным способом цементным раствором выше кровли продуктивного пласта в интервале 2760-3510 м по стволу (2510-3100 м по вертикали) с применением цемента марки ПЦТ I-G. В интервале продуктивного горизонта устанавливается фильтр ФС-102.

Рис.2.11. Профиль скважины №1104

Основные характеристики и конструкция проектной скважины №1104 приведены в таблице 2.8.



Таблица 2.8

Характеристика и конструкция скважины №1104

Наименование колонн	Условный диаметр, мм	Глубина спуска (вертикаль), м	Диаметр долота, мм	Интервал подъема тампонажного раствора (вертикаль)
Старый ствол	Забуривание бокового ствола производится с глубины 2910 м (по стволу)
Эксплуатационная колонна	146	3170
«Хвостовик»	102	2510-3103	120,6	2510-3100
Профиль наклонно-направленных скважин	7-и интервальный
Отклонение от точки забуривания до точки входа в кровлю продуктивного пласта БУ101-2, м	350
Рассчитанные проектом интервалы:
- старый ствол, м	0-2910
- набор параметров кривизны, м	2910-2985
- участок стабилизации, м	2985-3229
- набора параметров кривизны, м	3229-3552
- горизонтальный участок, м	3552-3952
-радиус набора зенитного угла, м	286,5
-интенсивность набора зенитного угла, град./10м	2,0
Величина радиуса круга допуска, м	50
Максимально допустимый зенитный угол	95

2.5.6 Выбор режима работы газовой скважины

Расчёт диаметра штуцера

Диаметр отверстия устьевого штуцера для газовых скважин определяется по формуле [16]:

(2.16)

Где - диаметр штуцера, мм;

- коэффициент расхода,;

Qг- дебит газа, м3/сут;

Рбур- буферное давление, по промысловым данным атм.

Рассчитаем диаметр отверстия устьевого штуцера по формуле (2.16) для скважины №1104:

.

Расчет минимального дебита скважины, обеспечивающего вынос жидкой фазы

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.

Минимальный дебит газовой скважины (в м3/сут), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывается по формуле [8]:

(2.17)

Где - минимальная скорость газа, при которой не образуется жидкостная пробка, м/с;

- температура в стандартных условиях, К,

- пластовая температура, К,

- забойное давление, МПа,

- атмосферное давление, МПа,

- внутренний диаметр НКТ, по проекту = 0,062 м,

- коэффициент сверхсжимаемости газа.

Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка воды:

(2.18)

Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка конденсата:

(2.19)

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки [16].

Используя формулы (2.17-2.19) рассчитаем минимальные дебиты газоконденсатной скважины №1104 Самбургского НГКМ, при которых не будет происходить осаждение конденсата на забое:

м/с.

Минимальный дебит, при котором выносится вода:

м3/с

Или тыс.м3/сут.

Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность:

м/с.

Минимальный дебит для выноса конденсата:

м3/с

Или тыс.м3/сут.

Сравнивая полученные результаты можно отметить, что при прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.

2.5.7 Расчёт технологической эффективности ЗБС

Количество дополнительно добытого газа за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола скважины №1104 по продуктивному пласту определяется по формуле:

, (2.20)

Где - величина фактически добытой нефти по скважине за расчётный период, ;

- величина теоретической (предполагаемой) добычи нефти по скважине за расчётный период при отсутствие горизонтального ствола по продуктивному пласту, .

, (2.21)

, (2.22)

Где - дебит скважины с горизонтальным стволом и вертикальной, ;

- дебит вертикальной скважины, .

- поправочный коэффициент, учитывающий соответствие дополнительной добыче газа и выработке извлекаемых запасов, д.ед. На первые 2 года в=1;

Получим:

, (2.23)

Количество дополнительно добытого газового конденсата определяется по формуле:

, (2.24)

Где - количество дополнительно добытого газового конденсата за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола, т;

- конденсатогазовый фактор, по промысловым данным кг/м3.

Расчёт на 2 года по формулам (2.23-2.34):

млн.м3,

т.

В данном разделе был произведён расчёт технологической эффективности за счёт бурения горизонтального ствола в вертикальной скважине. Сопоставление «фактических» показателей разработки участка горизонтальными скважинами с показателями базового варианта, ещё раз показывает неоспоримое преимущество использования БГС при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины. За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет при использовании горизонтальных скважин дополнительная добыча составит природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.



Выводы по второму разделу

1.Анализ современных методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата показал перспективность применения таких методов, как гидроразрыв пласта и зарезка боковых горизонтальных стволов в вертикальных и наклонно-направленных скважинахна Самбургском НГКМ. Среди этих методов интенсификации добычи ЗБС является одним из самых эффективных в условиях Самбургского месторождения.

2. Применение технологии ЗБС в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода скважин в фонд горизонтальных позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но и более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт.

3. На основе анализа фонда добывающих скважин и плотности остаточных подвижных запасов пластового газа была выбрана скважина-кандидат № 1104 для проведения ЗБС. Для более масштабного внедрения данной технологии рекомендуется провести дополнительные исследования с целью выявления других скважин, перспективных для ЗБС.

3.Технологический расчет параметров скважины-кандидата по методике Алиева З.С. показал, что дебит проектный скважины после проведения ЗБС может увеличиться более чем в 10 раз с 89,3 тыс.м3/сут до 903,2 тыс.м3/сут.

4. Выполнены расчеты профиляскважины №1104. При этом в качестве технологии способа забуривания была выбрана «вырезка окна» в ЭК на глубине 2650 м, с максимальным углом набора кривизны 2,0° на 10 м в интервале 2940 - 3103 м по вертикали и длиной горизонтального участка 400 м.

5. Расчет основных параметров технологического режима работа скважины позволил определить диаметр устьевого штуцера, минимальные скорости газа (м/с, м/с) на забое, обеспечивающие полный вынос воды и газового конденсата на поверхность,а также минимальные дебиты, при которых не образуются на забое жидкостные пробки (тыс.м3/сут, тыс.м3/сут). При прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.

6. Расчёт технологической эффективности ЗБС показывает неоспоримое преимущество использования данной технологии при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины.За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет дополнительная добыча составит природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.

7. Таким образом, выполненные расчеты по применению ЗБС на Самбургском НГКМ показали свою эффективность, и данную технологию можно рекомендовать как метод интенсификации добычи природного газа и газового конденсата на данном месторождении.



3. Экономическая эффективность проекта

3.1 Общие положения

Расчет предполагаемой экономической эффективности забуривания бокового ствола в скважинах Самбургского НГКМ представлен на примере одной №1104 за период времени, равный 7 годам, с учетом ежегодным падением добычи 5 %.

При расчёте будут учитываться следующие показатели:

-Производственные затраты

Производственными называются затраты, связанные с производством, их принято подразделять на три вида:

1) Прямые затраты на сырье, материалы, полуфабрикаты;

2) Прямые затраты на оплату труда основных производственных рабочих с отчислениями на социальные нужды;

3) Накладные расходы - расходы производственного характера цеха, предприятия в целом за вычетом прямых производственных затрат.

Производственные накладные расходы состоят из расходов по эксплуатации производственных машин и оборудования и цеховых расходов.

- Непроизводственные затраты связаны с управлением предприятием и сбытом продукции и делятся на две группы:

1) Общие административные - заработная плата с отчислениями административно-управленческого персонала, содержание и эксплуатация административных зданий и т. д.;

2) Торговые.

В расчёте так же будут учитываться налоги, выплачиваемые предприятием:

1) Налог на добычуполезных ископаемых - обязательный, индивидуально безвозмездный платеж, взимаемый с организаций и индивидуальных предпринимателей, которым в пользование были предоставлены участки недр в целях разведки и оценки месторождений полезных ископаемых, а также их разработки, в форме отчуждения принадлежащих им на праве собственности, хозяйственного ведения или оперативного управления денежных средств в целях финансового обеспечения деятельности государства и муниципальных образований. Ставка НДПИ составляет:

- с 1 января 2014 по 31 декабря 2014 года включительно 647 рублей за 1 тонну добытого газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья; с 1 января 2015 года 679 рублей.

- на период с 1 января по 31 декабря 2014 года включительно 700 рублей за 1000 м3 газа при добыче природногогаза. При этом налогообложение производится по ставке, умноженной на коэффициент, значение которого составляет 0,673; начиная с 1 января 2015 года 788 рублей, с коэффициентом 0,701.

2) Единый страховой взнос - это платежи, которые перечисляются организацией на обязательное страхование, пенсионное, социальное и медицинское страхование. Они пришли на смену единому социальному налогу (ЕСН) с 2010 года, их ставки утверждаются правительством. Ставка единого страхового взноса на 2013 год равняется 30%. Страховой взнос - это три вида отчислений:

- обязательное пенсионное страхование, в том числе это взносы на страховую часть (есть градация тарифов в зависимости от года рождения сотрудника) трудовой пенсии и накопительную (индивидуальную) ее часть - обязательные страховые взносы в пенсионный фонд ПФР РФ;

- социальное страхование работников, предусмотренное для случаев временной нетрудоспособности гражданина и в связи с материнством - обязательные страховые отчисления в ФСС;

- медицинское страхование ОМС: обязательные страховые взносы в ФФОМС (федеральный внебюджетный фонд медстрахования).

2) Обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний - страховой тариф устанавливается в процентах к начисленной оплате труда по всем основаниям (доходу) застрахованных, а в соответствующих случаях - к сумме вознаграждения по гражданско - правовому договору по группам отраслей (подотраслей) экономики в соответствии с классами профессионального риска.

Предоставление услуг по добыче нефти и газаотносится к 3 классу профессионального риска. К данному классу риска установлен страховой тариф, равный 0,4 %.

3) Налог на прибыль - прямой налог, взимаемый с прибыли организации. Прибыль для целей данного налога, как правило, определяется как доход от деятельности компании за минусом суммы установленных вычетов и скидок. К вычетам относятся:

- производственные, коммерческие, транспортные издержки;

- проценты по задолженности;

- расходы на рекламу и представительство.

Базовая ставка налога на прибыль составляет 20 %.

3.2 Методика расчёта экономической эффективности проекта

В данном расчете обосновывается экономическая целесообразность бурения боковых стволов в реальных условиях.

Для оценки экономической эффективности проекта будут использованы следующие показатели: ПДН (поток денежной наличности), ЧДД (чистыйдисконтированныйдоход), ВНД (внутренняя норма доходности (рентабельности)), срок окупаемости (T) и индекс доходности (ИД).

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится по следующей методике:

, (3.1)

Где - прирост потока денежной наличности;

- прирост выручки от реализации продукции в результате приведенных мероприятий;

- капитальные вложения в разработку месторождения или организационно-техническое мероприятие в году t;

- изменение эксплуатационных затрат;

- изменение налоговых выплатв году t.

Прирост выручки определяется по формуле:

, (3.2)

Где - прирост объема реализованного газа или газового конденсата в годуt;

-цена предприятия на газ или конденсат в годуt;

Текущие затраты () представляют собой затраты на добычу газа и газового конденсата без амортизационных отчислений.

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

После расчета годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности ():

, (3.3)

Где - количество лет проведения мероприятия.

Накопленный поток денежной наличности за весь период разработки (НПДНt) показывает, сколько наличных средств накопится на расчетном счете предприятия от реализации выбранного варианта разработки месторождения.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к расчетному году (tp), предшествующему началу внедрению мероприятия. Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле:

, (3.4)

Где - ставка дисконтирования.

Ставка дисконтирования численно равна эффективности инвестиций на рынке капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год. Нефтяные компании в своей практике экономического обоснования проектов разработки месторождений принимают норму дисконта на уровне 15% (с учетом дополнительных рисков вложений).

Дисконтированный годовой поток денежной наличности () можно определить по формуле:

, (3.5)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистый дисконтированный доход:

, (3.3)

Индекса доходности (ИД):

, (3.4)

Значение индекса доходности, меньше или равное 1, означает нерентабельность проекта, он отвергается, как не приносящий дополнительного дохода. К реализации принимаются проекты со значением индекса доходности больше единицы.

Индекс показывает уровень доходов на единицу затрат: чем больше значение этого показателя, тем выше отдача каждой вложенной денежной единицы в проект.

3.3 Расчет показателей экономической эффективности применения ЗБС

Данные для расчета проведения мероприятия представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Расчет стоимости ремонта скважины №1104

№	Показатели	Ед.изм.	тариф	количество	сумма
1	Тарифные ставки
	Бурильщик 6-го разряда	руб/час	132,07	1	71317,8
	Пом.бурильщика 5-го разряда	руб/час	115,2	2	124416
	Машинист подъемного агрегата 5-го разряда	руб/час	107,5	1	58050
2	Продолжительность ремонта	час	540
3	Премия	%	40	253784	101513,52
4	Северная надбавка	%	70		177648,66
5	Районный коэффициент	%	80		203027,04
6	Единый страховой взнос	%	30		76135,14
6	Социальное страхование	%	0,4		1015,14
7	Стоимость проводки бокового ствола	руб/м	26179	1042	27278335,7
8	Затраты на спецтехнику
	агрегат "КВ-210"	руб/час	1680,1	540	907264,8
	Трактор	руб/час	687,35	96	65985,6
	кран	руб/час	977,25	96	93816
	ЦА-320 (2 шт)	руб/час	1890,4	24	45368,88
	гефизическая служба	руб/час	3325	12	39900
	автоцистерны (3 шт)	руб/час	295,14	24	7083,36
	трубовоз	руб/час	605,18	12	7262,16
	ИТОГО	млн.руб	29,26

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Исходные данные

Исходные данные	Ед.измерения	Показатели
Объем внедрения ЗБС	скв.	1
Цена на газ за 1 тыс.м3*	руб	1700
Цена на конденсат за 1 т*	руб	8000
Прирост добычи газа	тыс.м3	813,92
Прирост добычи конденсата	т	128,6
Стоимость ЗБС	млн.руб	29,26
Ежегодное падение добычи	%	5
Себестоимость 1 тыс.м3 газ*	руб	1224
Себестоимость 1 т конденсата*	руб	5680

* Данные ОАО «АРКТИКГАЗ»

Расчет показателей экономической эффективности проекта зарезки бокового горизонтального ствола на скважине № 1104Самбургского месторождения за 2014-2021 годы приведен в таблице 3.3.

За 7 расчетных лет эксплуатации объекта предприятие получит дополнительный доход в размере 27,31 млн. руб., что в текущих ценах (ЧТС) означает дополнительную прибыль 19,76 млн. руб.

Исходя из расчетов, построим профили НПДН и ЧТС (рис. 3.1).



Рис. 3.1. Профили НПДН и ЧЧД

Срок окупаемости капитальных вложений (Т) - это точка пересечения ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает время, в течение которого суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения. Из рис.3.1 видно, что настоящее мероприятие эффективно и окупается уже в первый год после внедрения.

Таблица 3.3

Расчет экономической эффективности ЗБС на скважине №1104

№	Показатели	Ед.изм.	Годы
			2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
1	Объем добычи природного газа	тыс.м3	293011,2	278360,6	264442,6	251220,5	238659,5	226726,5	215390,2
2	Объем добычи конденсата	т	46296	43981,2	41782,1	39693,0	37708,4	35823,0	34031,8
3	Выручка от реализации природного газа	млн.руб	498,12	473,21	449,55	427,07	405,72	385,44	366,16
4	Выручка от реализации конденсата	млн.руб	370,37	351,85	334,26	317,54	301,67	286,58	272,25
5	Текущие затраты,	млн.руб	650,87	590,53	561,00	532,95	506,30	480,99	456,94
	в т.ч.	Затраты на доп.добычу газа	млн.руб	358,65	340,71	323,68	307,49	292,12	277,51	263,64
		Затраты на доп.добычу конденсата	млн.руб	262,96	249,81	237,32	225,46	214,18	203,47	193,30
		Затраты на кап.ремонт	млн.руб	29,26	-	-	-	-	-	-
6	Налоги	млн.руб	211,52	230,53	219,01	208,06	197,65	187,77	178,38
	в т.ч.	На добычу газа	млн.руб	138,04	153,76	146,07	138,77	131,83	125,24	118,98
		На добычу конденсата	млн.руб	29,95	29,86	28,37	26,95	25,60	24,32	23,11
		Налог на прибыль	млн.руб	43,52	46,91	44,56	42,33	40,22	38,21	36,30
7	Поток денежной наличности	млн.руб	6,10	4,00	3,80	3,61	3,43	3,26	3,10
8	Накопленный поток денежной наличности	млн.руб	6,10	10,11	13,91	17,52	20,95	24,21	27,31
9	Коэффициент дисконтирования	д.ед.	1	0,870	0,756	0,658	0,572	0,497	0,432
10	Дисконтированный поток денежной наличности	млн.руб	6,10	3,48	2,88	2,38	1,96	1,62	1,34
11	Чистаядисконтированный доход	млн.руб	6,10	9,59	12,46	14,84	16,80	18,42	19,76

Внутренняя норма доходности (ВНД) является показателем эффективности данного проекта и представляет собой такую норму дисконта, при которой чистый дисконтированный доход равен нулю (рис.3.2.).

Определяется ВНД методом подбора или графически. Если внутренняя норма рентабельности не превышает выбранное значение нормы дисконта (Ен), такой вариант проведения инновации отклоняется.

Чтобы построить график зависимости ЧДД от Ен необходимо минимум две точки. За координаты первой возьмём текущие расчёты: ЧТС = 19,76 млн. руб.; Ен=0,15.

Чтобы получить координаты второй точки согласно методике расчёта, приведённой выше, вычислим ЧДД при норме дисконта равной 1,65. ЧДД(Eн=1,65) = 0,74 млн. руб.

Рис. 3.2. Зависимость ЧДД от нормы дисконта

По графику зависимости ЧТС от нормы дисконта можно сделать вывод, что внутренняя норма рентабельности рассматриваемого проекта составляет примерно 170%, это свидетельствует об экономической эффективности разрабатываемого проекта.

Расчет индекса доходности (ИД):

.

Выводы по третьему разделу

1. Расчет показателей экономической эффективности зарезки бокового ствола на Самбургском месторождении показал, что применение этого метода интенсификации добычи углеводородов позволит существенно нарастить добычу газа и газового конденсата на рассматриваемом месторождении.

2. Зарезка бокового горизонтального ствола позволяет предприятию сократить производственные затраты. Чистая прибыль предприятия от применения этого метода на одной скважине составит27,31 млн.руб. за 7 лет эксплуатации скважины. Чистый дисконтированный доход составит 19,76 млн. руб. Срок окупаемости данного проекта меньше года, внутренняя норма доходности- 170%, а индекс доходности - 1,4.

4. Так как проектное мероприятие полностью окупает себя в течение первого с принесением прибыли, то следует рекомендовать данный метод интенсификации добычи газа и газового конденсата для использования его на скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения.



4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Общие положения

Специалисты, занятые на предприятиях нефтегазовой промышленности, зачастую подвергают свое здоровье профессиональному риску. Совокупность физических, химических факторов, физическая и психологическая напряженность труда, работа в суровых климатических условиях могут негативно отражаться на состоянии здоровья работников отрасли.

Работники нефтегазовой отрасли подвергаются воздействию комплекса неблагоприятных для здоровья факторов, условий труда, бытовой неустроенности и факторов природной среды. Их труд связан с постоянными высокими физическими и нервными перегрузками. Пары нефти и попутные газы могут вызвать отравление организма, контакт с нефтью приводит к поражению кожи. У работников этой отрасли наблюдаются частый производственный травматизм и высокий уровень заболеваемости. В основном это: поражения мышечной системы, связочного и костно-суставного аппарата, нервно-сосудистые изменения, нарушения функционирования нервной системы (депрессивные состояния, упорные головные боли, бессонница), кожные заболевания, болезни органов дыхания, нейросенсорная тугоухость.[15]

Добыча нефти, газа и газового конденсата в современных условиях осуществляется с использованием новых технологий, широким внедрением средств автоматизации, что создает реальные предпосылки для коренного оздоровления условий труда и охраны окружающей среды

В тоже время сохраняется высокая доля ручного труда, воздействие на нефтяников и газовиков производственного шума, вибрации, нефти и ее компонентов, природного газа и конденсата, неблагоприятного микроклимата, а также физическое и нервно-эмоциональное напряжение.

По данным Росстата, удельный вес работников нефтегаздобывающей промышленности, занятых в условиях, не отвечающих санитарно-гигиеническим нормам в 2011 году составил 42,1%. Уровень профессиональной заболеваемости работников этой сферы в Российской Федерации в 2009 году составил 3,34, а в 2010 году - 2,06 на 10 тысяч работающих.

4.2 Анализ травматизма

Распределение несчастных случаев по видам работ показывает, что за последние годы наибольшее их число приходилось на ремонт и обслуживание нефтегазопромыслового оборудования, причем около половины из них происходило при выполнении текущего и капитального ремонтов скважин. Анализ причин несчастных случаев при ремонте скважин позволил выявить наиболее опасные операции. К ним относятся спускоподъемные: укладка труб, штанг и насосов на приемные мостки, свинчивание и развинчивание труб и штанг, подъем труб и штанг с мостков; подготовительно-заключительные: монтаж, демонтаж канатной подвески и фонтанной арматуры, погрузочно-разгрузочные работы, установка на устье специальных агрегатов и оборудования.

Анализ несчастных случаев, заболеваний и аварий, имевших место в России за последние годы, позволил выделить следующие основные причины аварийности и травматизма на производстве:

- человеческий фактор - 50,1%;

- оборудование, техника - 18,1%;

- технология выполнения работ - 7,8%;

- условия внешней среды - 16,6%;

- прочие факторы - 7,4%.

Как видно из полученных данных, в настоящее время заметно возрос удельный вес аварий и несчастных случаев, происходящих из-за неправильных действий обслуживающего технического персонала. Часто это связанно с недостаточностью профессионализма, а также неумением принимать оптимальные решения в сложной критической обстановке в условиях дефицита времени.

В цехах добычи нефти и газа и газового конденсата Самбургского месторождения ежегодно проводится анализ состояния охраны труда и техники безопасности. В обязанности службы по охране труда и техники безопасности, входит не только выявление причины несчастных случаев, но и установление взаимосвязи происшествий с различными классифицируемыми параметрами (возраст, стаж, профессия и др.). Для общей характеристики травматизма пользуются показателями частоты и тяжести, дающие относительную характеристику травматизма, т.к. абсолютные данные не дают этой возможности в силу того, что количество работающих или отработанное ими время, а также потери дней за время нетрудоспособности от несчастных случаев различны [18].

В таблице 4.1 приведены вышеуказанные показатели.

Таблица 4.1

Динамика травматизма

Годы	Количество несчастных случаев	Число дней нетрудоспособности	Коэффициент
	Всего	В т. ч. со смертельным исходом		частоты	Тяжести
2010	4	-	59	6,67	14,75
2011	4	-	62	6,67	15,5
2012	3	-	78	5	26

Сведения таблице 4.1 показывают, что за период 2010-2012 годов смертельных случаев на производстве не зафиксировано, количество несчастных случаев за время исследования уменьшилось с незначительным ростом дней нетрудоспособности.

Травмирование возможно вследствие воздействий:

-химических факторов, например, ядохимикатов, в виде отравлений или ожогов;

-электрического тока - ожоги, электрические удары и др.;

-высокой или низкой температуры (ожоги или обморожения);

-сочетания различных факторов.

Случаи травматизма по организационным принципам происходят в результате неправильных действий (или бездействия) инженерно-технических работников и рабочих, выражающихся в невыполнении ими своих должностных обязанностей, нарушении установленной технологии и организации труда, требований правил эксплуатации оборудования и правил безопасности труда и обусловленных незнанием, недостаточной квалификацией или недисциплинированностью. Устранение этих факторов является задачей профилактики производственного травматизма.

Поведение работников в процессе производства регламентируется должностными обязанностями, производственным заданием, а также требованиями производственной, трудовой и технологической дисциплины. Неудовлетворительное исполнение должностных обязанностей, нарушение требований производственной, трудовой и технологической дисциплины становятся организационными причинами травматизма, которые должны быть устранены.

Очень важным, с точки зрения профилактики травматизма, является выполнение требований ГОСТ 12.0.004-90 по обучению и проведению инструктажа работающих.

Большинство несчастных случаев происходит в результате определенных действий и движений, которые можно назвать ошибочными. Ошибочные действия вызываются различными причинами, наиболее общими из которых являются: утомленность и усталость, отсутствие или недостаточность знаний и навыков, несоответствие индивидуально-психологических качеств требованиям трудовой деятельности, неправильное устройство оборудования, аварийное изменение обстановки, неудовлетворительная санитарно-гигиеническая среда и др.

Если предупредить неблагоприятные последствия ошибочных действий техническими средствами невозможно, то необходимо осуществить другие мероприятия: изменить режим труда, если причиной ошибочного действия является утомление, обучить персонал, если ошибочное действие вызвано отсутствием навыка и т.п. Если устранить ошибочные действия все же не удается, то лица, допускающие такие ошибочные действия, должны быть отстранены от работы.

К травматизму на нефтегазовом предприятии так же могут привести и механические опасности. К механическим опасностям вообще следует относить опасности, которые могут возникнуть у любого объекта, способного причинить травму в результате не спровоцированного контакта объекта или его части с человеком.

Такой контакт может наблюдаться при взаимодействии человека с объектом в трудовом процессе и при случайном нахождении человека в пределах действия объекта. С последним связано также и понятие об опасной зоне. Условия существования потенциальной опасности механического воздействия объекта на человека можно рассматривать как:

1) предусмотренные самим технологическим процессом в зависимости от его назначения (например, работа с подъемно-транспортным оборудованием, станками, прессами и т.д.);

2) приводящие к опасности из-за недостатков в монтаже и конструкции объекта (например, обрывы конструктивных элементов и их падение, разрушение от коррозии и т.п.);

3) возникающие вновь при изменении технологического процесса и применении другого типа оборудования (по сравнению с ранее принятым в проекте).

К опасностям, механически воздействующим на организм человека, относятся:

1) движущиеся машины и механизмы;

2) подвижные части производственного оборудования;

3) передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;

4) разрушающиеся конструкции;

5) острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхности заготовок;