Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

Скважинная продукция месторождения Восточный Молдабек относятся к тяжелым и, кроме этого, характеризуется повышенным содержанием механических примесей в виде песка. Поэтому для выбора рациональной схемы сбора и транспорта нефти и газа на месторождении были предусмотрены несколько вариантов. В результате сравнения рассматриваемых вариантов, к реализации была принята система сбора нефти и газа, состоящая из четырех нефтегазосборных трубопроводов с размещением на одном из трубопроводов многофазной насосной станции для снижения давления на устьях добывающих скважин. В основу этой схемы положено совмещение процессов сбора и подготовки при максимальном концентрированном размещении основного технологического оборудования на ЦПС.

На месторождении Восточный Молдабек применяется напорная однотрубная система сбора нефти, газа и воды, разработанная институтом Гипровостокнефть.

Высокопарафинистая и высокосмолистая нефть месторождения Восточный Молдабек при снижении температуры ее вязкость существенно возрастает и затрудняет пуск нефтепровода после его остановки, что требует применения насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования таких высоковязких и застывающих нефтей их подогревают, понижая вязкость пристенных слоев нефти.

Сбор продукции производят от группы скважин на групповые замерные установки (ГЗУ). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты, где частично производится обработка нефти.

Выбор пунктов размещения комплексного объекта подготовки нефти основывался на том, что ЦПС месторождения Восточный Молдабек является крупным нефтепромыслом, узлом больших концентрации нефти и подходящим местом расположения головных сооружении магистральных нефтепроводов. Поскольку темпы разработки месторождения резко увеличиваются, сокращается период эксплуатации его. Поэтому может оказаться уже невыгодным строительство промышленных узлов, которым предстоит работать небольшие сроки.

При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума(0,2%).

Рассмотрено два варианта сбора и транспорта продукции скважин до центрального пункта сбора (ЦПС). По первому варианту продукция с нескольких десятков скважин собирается на площадку замерной установки. Вся поступающая продукция подогревается и поступает в пустотелую емкость, установленную наклонно. В емкости происходит разделение продукции скважин на газ, нефть и воду с песком. Из емкости газ поступает а подогреватель, вода с песком - в трубопровод для транспорта водо-песчаной пульпы, нефть с оставшимся газом подается в трубопровод для транспорта газонефтяной смеси.

В емкости, разделяющую многофазную смесь, не требуется четкого разделения продукции по трубопроводам. При разделении свободная вода не должна попадать в трубопровод, транспортирующий совместно газ и водонефтяную эмульсию, а небольшое количество водонефтяной эмульсии может попадать в трубопровод, транспортирующий водо-песчаную пульпу (при этом несущей средой всегда должна оставаться вода).

Входы, выходы и конструктивные особенности емкости требуют специальной разработки.

На площадке замерной установки кроме подогревателя продукции, поступающей со скважин, и разделительной емкости располагаются аппараты самой замерной установки. Они должны представлять собой вертикальные емкости с вводом продукции в средней части, выводом газа сверху, а жидкость и песка снизу. Поскольку на измерение поступает продукция скважин до подогрева, замерные емкости должны быть теплоизолированы (и возможно с электроподогревом в зимнее время).

Замерные установки предполагают специальную конструктивную разработку. Опорожнение аппарата замерной установки предполагается проводить в разделительную емкость.

Продукция из разделительной емкости транспортируется по двум системам трубопроводов до ЦПС самым коротким направлением, с целью максимальной экономии механической и тепловой энергии. Окончательное разделение продукции скважин на фазы и компоненты происходит на ЦПС.

Во втором варианте сбор продукции скважин до расположения замерных установок осуществляется как и в первом. Далее вся подогретая продукция скважин по трубопроводам собирается с нескольких замерных установок на одну из установок предварительного сброса воды, где разделяется на газ, водонефтяную эмульсию и воду. С установок предварительного сброса воды газ, неизрасходованный на подогрев, транспортируется по газопроводу на ЦПС. Вода после отделения механических примесей закачивается в продуктивные пласты.

При соотношении парафинов и смол в нефти отложения парафина не ожидается, что также следует из промысловых наблюдений за отложениями в промысловых трубопроводах. Это также следует из рассмотрения данных исследований реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсии. Несмотря на огромную разницу в вязкостях нефти и водонефтяных эмульсии при разных температурах, движущаяся система остается ньютоновской.

Главным и плохо изученным вопросом для месторождения Восточный Молдабек является выпадение песка в сборных трубопроводах. Поэтому чрезвычайно важны промысловые наблюдения за количеством выносимого песка из скважин, его гранулометрическим составом и влиянием на гидравлические сопротивления сборных трубопроводов.

Система сбора должна быть герметизирована, т.е вся продукция скважин доведена до центрального пункта сбора и там разделена на газ, нефть, воду и механические примеси.

Основными особенностями продукции скважин являются высокие вязкости нефти и особенно водонефтяной эмульсии, а также наличие песка, выносимого из пластов.

Проектом разработки не предусмотрено тепловое воздействие на пласты. Нарастание обводненности до точки обращения фаз, согласно проекту разработки будет происходить около 6-7 лет. Температура продукции в пластовых условиях около 20 ⁰С. Температура продукции при проектных дебитах жидкости в выкидных трубопроводах будет приближаться к температуре грунта на глубине заложения трубопроводов на нулевой изотерме (заглубление около 1 метра). Это создает большие гидравлические сопротивления по длине трубопровода, что приведет к возрастанию давления на устье скважин до нескольких МПа.

Количество песка в продукции скважин по промысловым данным приведено в таблице 2.8. Из таблицы следует, что количество выносимого песка колеблется в пределах 10-560 г/т. Такой процент песка в водонефтяной эмульсии не может существенно повлиять на ее вязкость. Количество песка, выносимого из скважин месторождения Восточный Молдабек представлено в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Количество песка, выносимого из скважин месторождения Восточный Молдабек

№ скважины	2692	2082	2080	2100	2108
Количество выносимого песка, г/т жидкости	500	560	70	60	10

Для уменьшения гидравлических сопротивлений на участке скважина - замерная установка возможно использование теплоизоляцией выкидных трубопроводов, а также монтирования печей, предназначенных для нагрева скважиной продукции.

2.3 Специальная часть по выбору и обоснованию технологии ППД при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

2.3.1 Общая характеристика системы поддержания пластового давления

Поддержание пластового давления - процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или избирательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 7-точечное, 9-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины - коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

Институт НИПИ в работе рекомендовал осуществить по всем пластам месторождения Восточный Молдабек площадную 9 - точечную систему заводнения с соотношением числа добывающих и нагнетательных скважин равным 3(рисунок 2.19).

Необходимость площадного заводнения обосновывается прежде всего невысокой гидропроводностью продуктивных пластов и необходимостью ввода в пласт специальных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов. Для маловязких нефтей при квадратной сетке скважин наиболее эффективна пяти - точечная система, для вязких нефтей, которые имеются в нашем случае - 9 точечная система, где на каждую нагнетательную скважину приходится 3 добывающих. Имеются и свои недостатки.

При любой системе площадного заводнения интенсивность и охват пласта процессом заводнения в каждом из элементов определяется работой единственной нагнетательной скважины и здесь велика роль случайности.

При 9 - точечной системе площадного заводнения добывающие скважины одновременно дренируют 4 элемента системы.

Так как в реальных условиях каждый из элементов, дренируемых скважиной, разрабатывается с различной скоростью асинхронно, то приток жидкости в скважину будет различным. Прорыв нагнетаемой воды из элемента будет наиболее быстрым, и наоборот, из элемента, скорость разработки которого мала, может длительное время осуществляться приток безводной нефти, но доля этого элемента в общей добыче пограничной скважины будет очень мала.

Описанная асинхронность, неравномерность выработки отдельных элементов системы площадного заводнения обуславливает ухудшения динамики обводнения добывающих скважин.

Указанные недостатки можно избежать, осуществляя необходимое регулирование.

Для этого нужно стремиться к равноскоростной или синхронной разработке каждого из элементов площадного заводнения.

В проекте эксплуатации месторождения Кенбай участка Восточный Молдабек запланировано проводить закачку вод в продуктивные пласты с целью повышения эффективности разработки данного месторождения.

В условиях продуктивных пластов, содержащих газовые шапки различных размеров, площадная система заводнения будет также обеспечивать поддержание давления на всей территории залежи на уровне начального пластового давления, что предотвратит расширение газовых шапок, а, следовательно, перемещение ГНК.

Месторождение нуждается в постоянном поддержании пластового давления путем заводнения горизонтов.

Для закачки используются подтоварная вода месторождения Кенбай, вода водозаборных скважин 6, 7 нижней юры и скважин 3-Г, 4-Г, 1-ВД, 2-В, 3-В, 4-В, 10-ЭЦН, 11-н-РЭ, 12-н-РЭ, 9-РЭ, 18-в-РЭ, 7-РЭ, 8-РЭ верхнеальбского яруса нижнего мела участка Северный Котыртас.

Для нагнетания в 2001 году переведены из эксплуатационного фонда под закачку скважины: 1209 - на нижнемеловой горизонт М-II., 2094,2091 на среднеюрский горизонт Ю-II., 2113,284,264,267 на среднеюрский горизонт Ю-II., 624 - на среднеюрский горизонт Ю-VI.

Для системы ППД участка Восточный Молдабек в 2002 году переведены под нагнетание 24 скважины: 2063, 299- Ю-I., 2093, 2072, 2109, 2080, 243, 249, 263, 233н, 2043н- Ю-II., 425, 460н, 411н, 421н, 423н, 604н, 447, 449н, 433н, 435н - Ю-IV+V., 613н, 602н, 626н - Ю-VI+VII. Из бурения введены 4 скважины: 2047н, 2069н, 2067н - Ю-I., 617 - Ю-VI.

В 2003 году переведены под нагнетание 12 скважин: 2084 - на нижнемеловой горизонт М-II., 2016н, 2001н, 2014н -на среднеюрский горизонт Ю- I., 204н, 218н, 220н, 213н, 208н, - на среднеюрский горизонт Ю-II., 409н, 402н - на среднеюрский горизонт Ю-IV+V. Из бурения введена скважина 635н - на среднеюрский горизонт Ю-VI+VII.

В 2004 году введены из бурения и переведены под нагнетание 14 скважин: 1173н, 1177н - М-I., 1225н, 1250н, 1223н, 1227н - М-II.,2041н-М-III., 420н, 2020, 2033, 2007, 239н- Ю- I., 206н,2003н- Ю-II.

В 2005 году по месторождению В.Молдабек введены из бурения 14 скважин 1264, 1115, 1275, 1038, 1136, 1012, 1281, 1260, 1277, 1266, 9а, 1113, 1103, 1048.

В 2006 году из бурения введены 12 нагнетательных скважин 1010н,1020н,1036н, 1066н,1099н,1144н, 1169н,1184н,1188н,1197н,1199н, 2066н.

Переведены под нагнетание 2 нагнетательные скважины находящиеся в отработке на нефть 1260н, 1272н.

В 2007 году введены из бурения 4 скважины: 2508н, 2516н, 2529н, 2522н. Переведены под нагнетание из нефтяного фонда 8 скважин: 1278, 407, 1248н, 1015, 400, 457н, 1101, 1081.

За отчетный 2008 год фактический закачено 1063,5тыс.м³, нарастающая закачка составляет 4791,3 тыс.м³. Добыто 913,4 тыс.м³ жидкости за год.

Накопленная жидкость 5007,05тыс.м³. Текущая компенсация 92%, с начала разработки 95,7%.

Рисунок 2.19 Карта размещения опытных участков с различной плотностью сетки скважин

За отчетный 2009 год фактический закачено 1100,0тыс.м³, нарастающая закачка составляет 5891,6тыс.м³. Добыто 1006,91 тыс.м³ жидкости за год.

Накопленная жидкость 5882,8889тыс.м³.Текущая компенсация 109,2%, с начала разработки 98%.

По состоянию на 01.01.2012 г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин, в том числе:

На I объекте (М-I) - 25 скв.

На II объекте (М-II) -22 скв.

На III объекте (М-III+Ю-I) -17скв.

На IV объекте (Ю-II) - 21 скв.

На V объекте (Ю-IV+V) - 15 скв.

На VI объекте (Ю-VI+VII) -9 скв.



Рисунок 2.20 Динамика показателей разработки участка Восточный Молдабек месторождения Кенбай

Продуктивный пласт Ю-III пока эксплуатируется без поддержания пластового давления.

За отчетный 2011 год фактический закачено 1110,0тыс.м³, нарастающая закачка составляет 8081,537тыс.м³. Добыто 983,878 тыс.м³ жидкости за год. Накопленная жидкость 8042,999тыс.м³. Текущая компенсация 114,3%, с начала разработки 104,6% (рисунок 2.20).

2.3.2 Расчет технологических параметров закачки воды в системе ППД

Поддержание пластового давления - эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды.

Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость.

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова [4,12]:

, (2.1)

где - стоимость нагнетательной скважины, тг.;

-з - КПД насосного агрегата;

- - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м³/(сутЧМПа);

- - время работы нагнетательной скважины, год;

- - энергетические затраты на нагнетание 1 м³ воды при повышении давления на 1 МПа, кВтЧч/(м³ЧМПа) (=0,19);

- - стоимость 1кВтЧч электроэнергии, тг/(кВтЧч) ( 0,04);

- - гидростатическое давление воды в скважине глубиной , Мпа

, (2.2)

где - среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа; - потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины

(2.3)

Величину можно принять равной 1,5 МПа.

Рассчитываем необходимое количество закачиваемой воды (в м³/сут)

, (2.4)

-где - объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м³/сут;

- - объем свободного газа в пласте при и , который добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут;

- - объем добываемой из залежи воды, м³/сут.

Объем нефти в пластовых условиях

, (2.5)

Объем свободного газа

, (2.6)

Объем воды

V_ВПЛ = 10³ х b_ВПЛ x p_В (2.7)

-где , - соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут;

-, - соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях;

- - газовый фактор, м³/м³;

- - средний коэффициент растворимости газа в нефти, м³/(м³ЧМПа).

Рассчитать основные показатели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти = 3,4 т/сут; воды = 6,1 т/сут газовый фактор = 11,01 м³/м³; среднее пластовое давление меньше давления насыщения = 2,575 МПа; пластовая температура Т_пл=297 К; объемный коэффициент нефти = 1,09; плотность дегазированной нефти = 881,7 кг/м³; объемный коэффициент пластовой воды = 1,01. Стоимость нагнетательной скважины Сс= 200000 долл.; коэффициент приемистости нагнетательной скважины = 33,6 м³/(сутЧМПа); время работы нагнетательной скважины t = 12 лет; КПД насосного агрегата = 0,6. Глубина скважины = 390 м; плотность нагнетаемой воды = 1118кг/м³. Коэффициент сверхсжимаемости газа принять: = 0,87 (Приложение В).

Решение. По формуле (2.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:

= 10,3580,205= =10,1523МПа.

При этом гидростатическое давление воды в скважине

=4,28 МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины

= =12,9323 МПа.

Рассчитываем , и :

= 4,2 Ч10³м³/сут;

= 996,61 м³/сут;

м³/сут;

По формуле (2.4) найдем суточный объем закачки воды

= 6242,544 м³/сут.

Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 6242,544 м³ при давлении на устье нагнетательной скважины =10,1523 МПа.

Расчет числа нагнетательных скважин

Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину

q_вн = (). (2.8)

Тогда число нагнетательных скважин

n = / q_вн. (2.9)

Для условий предыдущей задачи рассчитать число нагнетательных скважин, если коэффициент приемистости их одинаков.

Решение. Рассчитываем приемистость одной скважины:

q_вн = Ч() = 348 м³/сут.

Число нагнетательных скважин n = 6242,544/348 = 18

2.3.3 Расчет с помощью компьютерных программ

Таблица 2.9 Исходные данные для расчета

Дано:
Дебит нефти, Qнд т/сут	3,4
Дебит воды, Qв т/сут	6,1
Газовый фактор, Go м3/м3	11,01
Среднее пластовое давление, Pпл МПа	2,575
Пластовая температура, Тпл К	297
Объемный коэффициент нефти, bнпл	1,09
Плотность дегазированной нефти,снд кг/м3	881,7
Объемный коэффициент пластовой воды, bвпл	1,01
Стоимость нагнетательной скважины, Сс долл.	200000
Коэффициент приемистости нагнетательной скважины Кпрм м3/(сутЧМПа)	33,6
Время работы нагнетательной скважины, t лет	12
КПД насосного агрегата, з	0,6
Глубина скважины, Lc м	390
Плотность нагнетаемой воды, свкг/м3	1118
Коэффициент сверхсжимаемости газа, z	0,87
б - средний коэффициент растворимости газа в нефти, м3	1,585



Рисунок 2.21 Расчёт с помощью компьютерной программы Microsoft Excel.



3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения Восточный Молдабек

Экономические показатели разработки нефтяного месторождения определяются в строгом соответствии с проектируемыми по вариантам уровнями технологических показателей.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможного полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

- обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

- поддержание пластового давления;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- технологическая подготовка нефти;

- капитальный ремонт скважин;

- амортизация скважин.

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

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

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

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается исходя из удельного расхода электроэнергии и стоимости 1 кВтЧч электроэнергии.

Выбор варианта, рекомендуемого к реализации

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи.

Алгоритм расчета экономических показателей

Эксплуатационные затраты

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

Тоб_i = ТобЧNд_iЧС_i, (3.1)

где Тоб - затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн. тг/скважин год; Nд_{i -} действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв., С_i - коэффициент инфляции.

Обслуживание нагнетательных скважин:

Тнаг_i = Тнаг ЧNнаг_iЧС_i, (3.2)

где Тнаг - затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн. тг/скважин год; Nнаг_i - действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв., С_i - коэффициент инфляции.

Сбор и транспорт нефти и газа:

Тсбт_i = ТсбтЧ Qж_iЧ Сi,(3.3)

где Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. тг/т жид.; Qж_i - добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т., С_i - коэффициент инфляции.

Технологическая подготовка нефти:

Ттп_i = ТтпЧ Qжп_iЧ С_i, (3.4)

где Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, тыс. тг/т жидкости; Ожн_i - объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс. т., С_i - коэффициент инфляции.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Тэни_i = ВмехЧ СкВтЧчЧ Qмех_iЧ С_i, (3.5)

где Вмех - удельный расход электроэнергии при добыче жидкости механическим способом, кВт Ч ч/т жид.; СкВт Ч ч - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс. тг.; Qмех_i - добыча жидкости механическим способом в году i, тыс. т., С_i - коэффициент инфляции.

Энергетические затраты на закачку воды:

Тэнз_i = (ВзакЧСкВтЧ ч + Св)Ч Qзак_iЧ С_i,(3.6)

где Взак - удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт Ч ч/м³; Св - стоимость воды, тыс. тг/м³; Qзак_i - объем закачиваемой воды в году i, тыс. м³., С_i - коэффициент инфляции.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, млн. тг.:

Э_i = Ттек_i + Аоф_i (3.7)

Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс. тг.:

Сн_i=Э_i/ Qн_i (3.8)

В настоящем разделе анализируются технико-экономические показатели вариантов разработки участка Молдабек Восточный и рассматривается экономическая эффективность применения метода поддержания пластового давления.

Оценка эффективности разработки определена с учетом реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках. Выручка от реализации определялась с учетом 1процента потерь нефти.

Существует три базовых элемента или три группы исходных параметров, необходимых, как для определения экономических показателей, так и определения доходов государства Республики Казахстан и ТОО "Казахойл-Эмба".

- характеристика добычи;

- финансовые показатели;

- эксплуатационные расходы.

Характеристика добычи

По I варианту предусмотрено бурение 17 новых и расконсервация 9 разведочных скважин. Фонд добывающих скважин - 28 ед. Максимальные среднегодовые дебиты по нефти на проектный период составляют 4,59 т/сут, по жидкости - 14,94 т/сут. Проектный уровень добычи нефти составляет 36,88 тыс. т, жидкости 119,95 тыс. т. За проектный срок разработки отбирается 77,64 тыс. т нефти и 244,72 тыс. т жидкости. В конце опытно-промышленной разработки нефтеотдача достигает 10,13%.

По II варианту предусмотрено бурение 17 новых, расконсервация 9 разведочных скважин, и перевод 3 скважин под закачку. Фонд добывающих скважин - 25, нагнетательных - 3 единицы. Максимальные среднегодовые дебиты по нефти за проектный период - 5,0 т/сут, по жидкости - 17,99 т/сут, приемистость нагнетательных скважин - 94,16 м³/сут. Проектный уровень добычи нефти составляет 37,42 тыс. т, жидкости - 137,55 тыс. т, закачка воды - 92,79 тыс. м³. За проектный срок разработки отбирается 82,4 тыс. т нефти и 306,26 тыс. т жидкости. Суммарный объем закачки воды составит 134,1 тыс. м³. Конечная нефтеотдача достигает 10,48%.

По III варианту предусмотрено бурение 14 добывающих и 3 нагнетательных, расконсервация 9 разведочных скважин, а также перевод одной скважины по закачку. Фонд добывающих скважин - 24, нагнетательных - 4 единицы. Максимальные среднегодовые дебиты по нефти за проектный период - 5,67 т/сут, по жидкости - 18,81 т/сут, приемистость нагнетательных скважин - 73,39 м³/сут. Проектный уровень добычи нефти составляет 38,26 тыс. т, жидкости - 130,94 тыс. т, закачка воды - 83,33 тыс. м³. За проектный срок разработки отбирается 84,98 тыс. т нефти и 274,19 тыс. т жидкости. Суммарный объем закачки воды составит 160,35 тыс. м³. Конечная нефтеотдача достигает 10,67%.

Финансовые показатели

Рассматриваются долговременные цены на продукты и стоимость транспортировки всех продуктов. Из остальных основных экономических показателей рассматриваются дата начала оценки, пределы экономической целесообразности, налоги, амортизация.

Общие административные расходы

В фиксированные расходы также включаются общие административные расходы, как обеспечение штата компании, договорные услуги, обучение персонала, так и расходы на содержание офиса, прочих объектов и т.п. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение затрат для поддержания финансовой эффективности. Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химреагенты и другие расходные материалы, которые являются функцией от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание скважин, связанные с капитальным восстановительным ремонтом добывающих скважин.

Как и для существующего оборудования и объектов, эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти. Цель учета фиксированных и переменных расходов заключается в том, чтобы наиболее точно определить расходы, на момент, когда наступает истощение месторождения или когда оборудование начинает производить меньше, чем позволяют его производственные мощности. Переменные расходы относятся на расходы по эксплуатации, связанные непосредственно с фактической пропускной способностью. Также, хотелось бы заметить, что для случаев закачки воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее обработка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для эксплуатационных расходов, которые приходятся на существующие расходы для оборудования. Развернутая форма технико-экономических нормативов расчета эксплуатационных затрат по месторождению Восточный Молдабек представлена в таблице 3.1.



Таблица 3.1 - Технико-экономические нормативы расчета эксплуатационных затрат

Нормативы	Значения, ед.
Удельный вес потерь нефти, всего	2,00%
в т.ч. в добыче	0,50%
Нормативы	Значения, ед.
при подготовке продукции	1,00%
Удельный вес расхода на собственные нужды	0,00%
Нефти	0,00%
Газа	0,00%
Удельный вес потерь газа, всего	0,00%
Стоимость 1 КРС (капитальный ремонт скважин)	459,00тыс. долл.
Нормативы	Значения, ед.
Стоимость 1 ПРС (подземный ремонт скважин)	32,20тыс. долл.
Среднегодовая оплата труда 1го работника ППП (включая подоходный налог и пенсионные выплаты)	6,00тыс. долл.
Затраты на подготовку 1 тонны жидкости	7,22долл./т
Нормативы вспомогательных материалов в добыче нефти
в расчете на 1 скважину среднегодового действующего фонда (трубы, задвижки, насосы глубинные, запчасти, прочие материалы) - всего	3,991 тыс. долл. /скв
Нормативы вспомогательных материалов при подготовке нефти всего	0,243 долл./т
в т.ч. трубы, задвижки, запчасти и другие материалы	0,129 долл./т
Химреагенты, и т.п.	0,00 долл./т
Расход электроэнергии на 1 тонну жидкости добытой	25,50кВт. ч./т
Расход эл. энергии на 1 м3 закачки	1,90кВт. ч./м3
Затраты электроэнергии на подготовку 1 тонны жидкости	1,83кВт. ч./т
Прочие затраты эл. энергии на 1 скважину среднегодового действующего фонда (добывающие + нагнетательные скважины)	4,20тыс. кВт. ч/скв.
Средняя цена 1000 кВт. ч. электроэнергии	52,00 долл./1000 кВт. ч
Средняя цена 1м3 воды технической (морской)	0,01 долл./м3
Средняя цена 1м3 воды питьевой (волжской)	0,24 долл./тыс. м3
Средняя цена 1м3 воды питьевой (бутилированной)	0,24долл./м3
Удельные затраты по транспортировке грузов на 1тонну жидкости	5,50 долл./т
Удельные затраты по прочим услугам производственного характера на 1 действующую скважину (добывающие + нагнетательные), долл.	- тыс. долл./скв.
Прочие затраты при добыче нефти - всего на 1 скважину действующего фонда (добывающие + нагнетательные), тыс. долл.	- тыс. долл./скв.
Средняя остаточная стоимость 1 скважины	тыс. долл./скв. 127,00
Средняя остаточная стоимость прочих основных фондов, из расчета на 1 скважину	789,17тыс. долл./скв
Услуги сторонних организаций не производственного характера	4,65долл./т нефть
Прочие расходы общепроизводственного характера(подписка, хозяйственные расходы, на охрану природной среды, на охрану труда, подъемные, повышение квалификации, административные расходы и т.п.)	32-37% от прямых затрат
Стоимость 1 обработки призабойной зоны при проведении работ по интенсификации притока	5555,55 долл./1обработку
Количество обработок при проведении работ по интенсификации притока на 1 скважину	2 Скв -операций

3.2 Расчет экономической эффективности системы ППД

месторождение нефть пластовый давление

Эффективность применения методов поддержания пластового давления определяется за квартал, год или с начала разработки месторождения, и измеряется:

- увеличением добычи нефти;

- повышением производительности труда рабочих на промыслах;

- снижением себестоимости добытой нефти;

- экономией капитальных вложений.

Эффективность применения указанных методов оценивается путем сравнения показателей разработки нефтяного месторождения с поддержанием и без поддержания пластового давления.

При расчете эффективности используются следующие исходные данные.

- фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления;

- возможная добыча нефти без поддержания пластового давления;

- численность рабочих на промыслах;

-добыча нефти на одного рабочего при поддержании пластового давления;

- удельная численность промысловых рабочих на одну скважину;

- фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти;

- фактическая себестоимость 1 т нефти;

- капитальные вложения в промысловое хозяйство;

- стоимость строительства одной скважины;

- стоимость промыслового обустройства одной скважины;

- стоимость капитальных вложений для поддержания пластового давления;

- число отработанных скважино-месяцев;

- средний коэффициент эксплуатации скважин;

- стоимость разведки на одну эксплуатационную скважину.

Среднесуточная добыча нефти без поддержания пластового давления и темп ее снижения определяются при помощи гидродинамических методов расчета или по кривым падения добычи нефти.

Прежде чем определить уровень производительности труда рабочих на промысле, необходимо из общей численности рабочих исключить то число их, которое занято в конторе (цехе) поддержания пластового давления, а также на транспорте, хранении и деэмульсации нефти, добытой за счет поддержания давления.

Производительность труда без поддержания пластового давления определится делением годовой добычи нефти без поддержания давления на соответствующую этой добыче численность рабочих.

Путем сопоставления найденной производительности одного рабочего в год без поддержания давления с фактической производительностью его при поддержании давления находят процент повышения производительности труда.

Кроме того, в результате поддержании пластового давления сократится потребность в рабочей силе, так как при этом уменьшится необходимый фонд эксплуатационных скважин. Число рабочих, на которое уменьшится потребность в рабочей силе, определяется путем умножения удельной численности промысловых рабочих на одну скважину без поддержания давления на число дополнительных скважин, необходимых для получения прироста добычи нефти, равного количеству ее, полученному за счет поддержания пластового давления.

Для определения себестоимости добычи нефти без поддержания пластового давления надо предварительно определить эксплуатационные затраты без поддержания давления, которые вычисляются как разность между общими эксплуатационными затратами и затратами, связанными с поддержанием пластового давления. Путем деления эксплуатационных затрат без поддержания пластового давления на рассчитанную годовую добычу находят себестоимость 1т нефти без поддержания давления.

Фактическая себестоимость 1т нефти с поддержанием давления известна. По разности находят экономию от снижения себестоимости 1т нефти, а путем умножения полученной разницы на общую годовую добычу определяют общую экономию эксплуатационных затрат.

Для расчета экономии капитальных вложений находят средний дебит на скважино-месяц путем деления годовой добычи нефти без поддержания пластового давления на количество отработанных скважино-месяцев. Делением дополнительно полученной за год нефти за счет поддержания давления на средний дебит за скважино-месяц и на средний коэффициент эксплуатации определяют число скважин, которое необходимо было бы пробурить для получения дополнительной добычи нефти без поддержания пластового давления.

Далее находят дополнительные капитальные вложения в разведку, бурение и обустройство этих скважин путем умножения стоимости этих вложений на одну скважину на найденное по расчету число скважин.

Сумма капитальных вложений в промысловое хозяйство и указанных дополнительных капитальных вложений определит общий объем капитальных вложений без поддержания давления.

По разности между этим общим объемом капитальных вложений и капитальными вложениями в промысловое хозяйство при поддержании давления находят экономию средств, полученную за счет поддержания пластового давления.

1. Увеличение добычи нефти. Фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления составляет 380434 т в год.

Возможную добычу нефти без поддержания пластового давления находят по графику (рисунок3.10). Кривая 1 характеризует изменение добычи нефти с поддержанием пластового давления, а кривая 2- темп падения добычи нефти без поддержания пластового давления (строится по фактической добыче за время, предшествующее поддержанию давления, или при помощи корреляционной таблицы по среднему коэффициенту падения добычи).

Заштрихованная площадь выражает прирост добычи нефти за все время эффективности процесса поддержания давления.

Рисунок 3.1 График для определения эффективности методов поддержания пластового давления.

Добыча нефти: 1- с поддержанием пластового давления, 2- теоретическая кривая без поддержания пластового давления.

Для определения общего прироста добычи нефти пользуются планиметром. Замеренная заштрихованная область АВС равна 1500 мм², что в принятых масштабах Q и t соответствует 1500 тыс. т за весь период или 1500Ч10³Ч12/50=360Ч10³ т/год, где 50 мес. - общая продолжительность эффекта. Следовательно, годовой эффект составит 360Ч10³Ч100/ 380434=94,63% фактической добычи нефти.

2. Повышение производительности труда рабочих. Допустим, численность рабочих на промыслах составляет 320 человек, в том числе занято на транспорте, хранении и деэмульсации нефти 50 чел.

Добыча нефти, приходящаяся на одного рабочего при разработке с поддержанием пластового давления: 380434/320=1189 т.

Удельная численность промысловых рабочих на одну скважину без цеха поддержания пластового давления (ППД) 3 чел.

Для определения производительности труда необходимо найти численность рабочих при работе без поддержания пластового давления. Для этого следует из общей численности рабочих исключить то число их, которое занято транспортом, хранением и деэмульсацией нефти, дополнительно полученной за счет поддержания давления. В данном случае следует исключить 50 челЧ0,95=48 чел.

Следовательно, численность рабочих при разработке месторождения без поддержания пластового давления составит: 320-48=272 чел., а производительность труда=75,125 т на 1 чел. в год.

Таким образом, производительность труда при поддержании пластового давления будет выше на=94,3%.

Кроме того, в результате поддержания пластового давления будет сокращена численность рабочих в размере, необходимом для обслуживания дополнительно пробуренных скважин, которые потребовались бы для получения такого же прироста добычи нефти без поддержания пластового давления: 3 челЧ111=333 чел.

3. Снижение себестоимости добычи нефти. Фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти составляют 26835980тг. в год, в том числе:

а) на закачку воды в пласт402543,4 тг.

б) на транспорт, хранение и деэмульсацию всей нефти 1423475тг.

Зададимся продолжительностью эффекта Т_э=1 год, в течение которого скважина работает со стабильным повышенным дебитом q₂=2,8 тонн/сутки. Дебит скважины до внедрения составляет q₁=1,1 тонн/сутки. Коэффициент эксплуатации скважины составляет К_э=0,95.

Количество нефти, полученной за один год, после использования системы ППД для одной скважины определим по формуле:

Q₂ = q₂ЧТ_эЧК_э (3.9)

Q₂ = 2,8Ч365Ч0,95 =970,9 тонн/год

Дебит за то же время без использования системы ППД составил бы:

Q₁ = 1,1Ч365Ч0,95 = 381,425 тонн/год

Определим общий прирост добычи нефти, полученной в результате обработки по формуле:

ДQ = Q₂ - Q₁(3.10)

ДQ= 970,9 - 381,425 = 589,475тонн/год.

Фактическая себестоимость 1т нефти с поддержанием пластового давления:

С₁ = З_г / Q₁ (3.11)

С₁=26835980/970,9 =27640,313тг.

Для определения эксплуатационных затрат на добычу нефти без поддержания пластового давления надо исключить из фактических эксплуатационных затрат те затраты, которые связаны с закачкой воды, а также затраты по транспортировке, хранению и деэмульсации нефти в той доле, которая связана с поддержанием пластового давления, т.е.:

1423475Ч0,9463=1347034 тг.

Таким образом, на добычу без поддержания пластового давления относятся затраты:

26835980-(402543,4+1347034)=25086403 тг.

Поэтому себестоимость добычи 1т нефти без поддержания пластового давления будет:

25086403 /381,425 =65770 тг.

Экономия от снижения себестоимости 1т нефти составит:

65770 - 27640,313=38129,687тг.

Общая экономия эксплуатационных затрат на всю добычу будет:

38129,687Ч970,9= 37020113,1 тг.

Таблица 3.2 - Годовые эксплуатационные затраты после использования системы ППД

Наименование статей калькуляции	Сумма, тг
Электроэнергия	497986,22
Затраты на ППД	402543,4
Фонд оплаты труда	4778256,2
Социальные отчисления (31%)	1433476,86
Амортизация скважины	7245980
Сбор, транспортировка и подготовка нефти	1423475
Текущий ремонт	3556290
Общепроизводственные расходы	6907998
Внепроизводственные расходы	158205
Итого	26835980

Таблица 3.3 - Годовые эксплуатационные затраты до использования системы ППД

Наименование статей калькуляции	Сумма, тг
Электроэнергия	412486,22
Фонд оплаты труда	4118256,2
Социальные отчисления (31%)	1235476,86
Амортизация скважины	7245980
Сбор, транспортировка и подготовка нефти	1365935
Текущий ремонт	3556290
Общепроизводственные расходы	6504690
Внепроизводственные расходы	158205
Итого	25086403

Результаты по расчетам экономической эффективности системы ППД для месторождения Восточный Молдабек представлены в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Показатели экономической эффективности от внедрения системы ППД

Наименование статей калькуляции	Экспл. затраты до использования системы ППД, тг	Эксп. затраты после использования системы ППД, тг	Изменение затрат
Электроэнергия, тг	412486,22	497986,22	85500
Затраты на ППД, тг		402543,4	402543,4
Фонд оплаты труда, тг	4118256,2	4778256,2	660000
Социальные отчисления (31%), тг	1235476,86	1433476,86	198000
Амортизация скважины, тг	7245980	7245980	0
Сбор, транспортировка и подготовка нефти, тг	1365935	1423475	57540
Текущий ремонт, тг	3556290	3556290	0
Общепроизводственные расходы, тг	6504690	6907998	403308
Внепроизводственные расходы, тг	158205	158205	0
Добыча нефти, т/сут	1,1	2,8	1,7
Себестоимость, тг	65770	27640,313	38129,687
Годовой экономический эффект, тг	1845022,787

Ожидаемый экономический эффект от использования системы ППД можно вычислить по следующей формуле:

Э=Е_нЧ(С₁-С₂) ЧQ (3.12)

Э=0,15Ч(65770-27640,313) Ч1,7=1845022,787 тг,

где Е_н- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (Е_н=0,15), Q- количество дополнительно добываемой нефти в год.

Из расчетов видно, что годовой экономический при проведении мероприятия на одну скважину составляет 1845022,787тг.

4. Безопасность и охрана труда

4.1 Опасные и вредные факторы

Факторы производственной опасности и профессиональной вредности на нефтегазодобывающих промышленных объектах это: неблагоприятное метеорологическое условие (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества и так далее.

Климат района на месторождения Восточный Молдабек, резко континентальный, где лето жаркое и сухое с песчаными бурями, температура воздуха достигает плюс 45-50 С, а зима снежная с сильными ветрами, нередко буранами, температура воздуха зимой понижается до минус 30-35 С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Углерод и водород являются основными элементами нефти. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжёлых и лёгких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 82,6% метана; 2,04% этана; 1,96% пропана; 0,4% бутана; 0,1% углекислоты, азота и другие инертные газы. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10%, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Анализ возможных аварийных ситуаций

Добыча нефти и газа относятся к экологически опасным видам хозяйственной деятельности, сопряжена с высоким риском для населения и персонала в результате возникновения аварийных ситуаций.

С учетом вероятности возникновения аварийных ситуаций одним из эффективных методов минимизации ущерба от потенциальных аварий является готовность к ним. Наиболее вероятными аварийными ситуациями, могущими возникнуть при разработке месторождения Восточный Молдабек и существенным образом повлиять на сложившуюся экологическую ситуацию, являются:

- неуправляемые нефтегазопроявления;

- аварии технологического оборудования.

Физические воздействия

Вибрация

Вибрация это колебания твердых тел или образующих их частиц. Вибрация, также как, и шум приводит к снижению работоспособности, нарушает деятельность центральной и вегетативной нервной системы, приводит к заболеваниям нервной и сердечно-сосудистой системы. Вибрация отличается от звука тем, что воспринимаются различными органами и частями тела. При низкочастотных колебаниях, вибрации воспринимаются отолитовым и вестибулярным аппаратами человека, нервными окончаниями кожного покрова, а вибрации высоких частот воспринимаются подобно ультразвуковым колебаниям, вызывая тепловое ощущение.

Вибрации возникают, главным образом, вследствие вращательного или поступательного движения неуравновешенных масс двигателя и механических систем машин.

Акустическое воздействие

Технологические процессы являются источником сильного шумового воздействия на здоровье людей, непосредственно участвующих в технологических процессах. Интенсивность внешнего шума зависит от типа оборудования, его рабочего органа, вида привода, режима работы и расстояния от места работы. Сильный внешний шум создается при работе компрессоров, насосов, транспорта и другой техники.

Электромагнитное воздействие

Нерегулируемый постоянное увеличение числа источников электромагнитных излучений (ЭМИ), увеличение их мощности приводят к тому, что возникает электромагнитное загрязнение окружающей среды. Высоковольтные линии электропередач, трансформаторные станции, электрические двигатели, персональные компьютеры (ПК), широко используемые в производстве - все это источники электромагнитных излучений. Беспокойство за здоровье, предупреждение жалоб должно стимулировать проведение мероприятий по электромагнитной безопасности. В этой связи определяются наиболее важные задачи по профилактике:

- заболеваний глаз, в том числе хронических;

- изменения в опорно-двигательном аппарате;

- кожно-резорбтивных проявлений;

- стрессовых состояний;

- изменений мотивации поведения;

- неблагополучных исходов беременности;

- эндокринных нарушений и т.д.

Электромагнитное излучение при эксплуатации может быть связано с воздействием воздушных линий электропередач, работой систем связи и функционированием трансформаторных подстанций и генераторов.

Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий регламентируется норма температуры, влажности, скорости движения воздуха в производственных помещениях, плюс 1622 С. в холодный и переходной период года плюс 1825 С. в тёплый период года. Влажность воздуха при этом составляет 3060%, скорость его движения 0,20,7 м/с.

Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицы 4.1, 4.2. В отношении пожарной безопасности цех ППД относится к категориям производства «Б» III степени (огнеопасности) огнестойкости.

Причинами возникновения пожара могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества.



Таблица 4.1 - Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество	ПДВК	Вещество	ПДВК
	об.%	мг/м3	мг/л.		об.%	мг/м3	мг/л.
Аммиак	0,75	5500	5,50	Н - пентан	0,07	2050	2,05
Бензол	0,07	2250	2,25	Пропан	0,11	1900	1,90
Бутан	0,09	2250	2,25	Метан	0,30	4600	4,60
Метан	0,25	1650	1,65	Этан	0,15	1800	1,80
Керосин	0,07	3700	3,70	Этилен	0,15	1700	1,70

Таблица 4.2 - Пределы взрываемости некоторых газо-воздушных смесей

Название смеси	Предельные нормы, %	Предел взрываемости, %
Бензин	1,1	5,4
Бензол	1,4	9,5
Ацетилен	1,5	82,0
Водород	4,1	75,0
Метан	5,0	16,0

В целях пожарной профилактики между отдельными объектами предусмотрены противопожарные размеры. Например: от устья скважины до ГУ, котельных, нефтесборных резервуаров, насосных станций расстояние 40 м., до компрессорных 60 м., до товарных резервуаров свечей для сжигания газа 120 м., до жилых и общественных зданий 500 м.

Высокий уровень электрификаций нефтяных промыслов и тяжёлые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры наличие взрывоопасных и агрессивных веществ), требует основного внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность, внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода.