Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Динамика дебитов жидкости и нефти после ГРП показывает, что лучшими, с точки зрения приростов, являются скважины со средней расчлененностью (от 15 до 20). Здесь, под средней расчлененностью понимается среднее количество пропластков, подвергнутых гидроразрыву. Причем, с ростом расчлененности до 15 - 20 наблюдается больший прирост дебитов жидкости и нефти (рисунок 4.12 и рисунок 4.13). Однако, для скважин с расчлененностью более 20, прирост дебита нефти меньше, чем для среднерасчлененных, причем и падение дебита нефти происходит быстрее, чем для среднерасчлененных. Это говорит о том, что рост обводненности скважин с высокими значениями расчлененности (более 20) происходит быстрее. Высокие значения расчлененности соответствуют скважинам, где проведен совместный гидроразрыв пластов Ач₂ и Ач₃. Так, 80% скважин с высокой расчлененностью работает также на пачку Ач₃. Таким образом, с одной стороны получая эффект от дополнительно вовлеченных запасов в виде прироста дебита нефти, с другой стороны имеем сокращение срока эффекта от ГРП на пластах Ач₂ и Ач₃ (рисунок 4.13) до 10 - 11 месяцев, в то время как эффект от ГРП на других скважинах продолжается.

Рисунок 4.12 - Динамика дебита жидкости скважин до и после ГРП с различной расчлененностью



Рисунок 4.13 - Динамика дебита нефти скважин до и после ГРП с различной расчлененностью

Анализ ГРП 2004 - 2005 г. Всего с 01.01.2004 по 01.01.2006 г. ГРП был проведен на 150 скважинах. Основные технологические проблемы при ГРП на пластах Ачимовского объекта:

- сложность достижения ширины трещины, достаточной для закачки крупнозернистого проппанта;

- неопределенность в предсказании значения давления смыкания,

- большое время закрытия трещины,

- неопределенность в конечной высоте и длине трещины.

Всё это приводит к возникновению «СТОПов» и сокращению массы закачиваемого проппанта более чем на 20%. Так, за 2004 - 2005 г., из 150 скважин, подвергнутых ГРП, 45 скважин (30%) имели обозначенные проблемы. На рисунке 4.14 представлена динамика дебита жидкости по таким скважинам в сравнении со скважинами, где гидроразрыв прошел по плану.



Рисунок 4.14 - Динамика дебита жидкости по группам скважин

Скважины, попавшие в оба класса, имеют схожие дизайны ГРП с одинаковыми средними размерами трещин и массой проппанта. Как мы видим, скважины с технологическими проблемами при проведении ГРП отличаются от остальных скважин с меньшим мгновенным приростом, а также более быстрым снижением дебита жидкости. Поэтому проблема уменьшения количества «СТОПов» и других технологических проблем при проведении ГРП важна для общего улучшения эффективности операций ГРП. Также анализ ГРП за 2004 - 2005 г. позволил определить оптимальную массу проппанта на 1 метр высоты трещины (удельная масса проппанта) (рисунок 4.15).

Как видно, на скважинах с удельной массой закачанного проппанта до 2 тонн и свыше 4 тонн, в течение первого года после ГРП мы имеем падение дебита жидкости до 40 - 50% от запускных. На скважинах, где удельная масса закачанного проппанта составляет от 2 до 4 тонн дебит жидкости, в течение первого года падает на 25 - 30%, стабилизируясь далее на отметке 70% от запускного. Таким образом, удельная масса проппанта 3 - 4 тонны на метр является оптимальной.



Рисунок 4.15 - Динамика падения дебита жидкости от удельной массы проппанта

4.6.6 Анализ результатов исследований на скважинах с ГРП

Акустические исследования геометрии трещины после ГРП (X-Mac). Для определения геометрических параметров трещины, азимутального расположения трещины, силами компаний «Шлюмберже» (прибор SonFracMap) и «Петроальянс», в 2006 году проведены исследования на четырех скважинах. По результатам исследований определены геометрические параметры трещины (X_f, W_f и h_f), количество проппанта в эффективной зоне пласта, географический азимут трещины, проверено соответствие утвержденного дизайна реальным результатам ГРП, уточнены механические свойства горных пород.

В таблице 4.9 представлены результаты дизайнов по исследованиям. В колонках представлены значения:

- по первоначальному дизайну;

- пересчитанный дизайн с учетом фактической массы проппанта;

- скорректированный дизайн по результатам исследований X-MAC.

Таблица 4.9 - Параметры трещин по дизайнам до и после гидроразрыва.

Скважина/ Куст (проппант план/ проппант факт)	Дизайн (по плану массы проппанта)	Дизайн (по факту массы проппанта)	Дизайн и расчет после Х-MAC
	xf	wf	Hf	xf	wf	hf	xf	wf	hf
	м	мм	м	м	мм	м	м	мм	м
3139/567А (130т/81,6т)	140	4,9	56	135	3,7	49	109	3,0	68
3803/562 (220т/92т)	160	7,1	56	111	5,1	50	90	3,0	94
3783/548 (180т/173т)	159	7,06	46	153	7,06	46	83	7,0	82
3107/565Б (145т/80т)	160	8,85	54	-	-	-	107	4,8	80

При пересчете дизайна с учетом результатов исследований X-MAC реальные длины трещин получились меньше длин по дизайну на 19-45%. Реальная ширина трещины также меньше на 30 - 60%.

Причиной этого являются: уменьшение массы закачиваемого проппанта по отношению к дизайну; рост трещины в высоту (по исследованиям).

Превышение высоты трещины по отношению к предсказанным по дизайну значениям говорит о недостаточно точном дизайне, что является следствием сложного геологического строения, большой расчлененности и сложности учета стрессов. С этой целью рекомендуется проведение исследований стрессов до проведения ГРП и учет данных выше рекомендаций по дизайну ГРП, позволяющих минимизировать технологические проблемы и неконтролируемое распространение трещин.

На рисунке 4.16 и в таблице 4.10 представлены результаты исследования азимутального расположения трещин.

Таблица 4.10 - Результаты исследования азимутального расположения трещин

Скважина	Географический азимут трещины
3139	35 градусов
3803	35 градусов
3783	350 градусов

Из результатов видно, что направление стресса меняется в зависимости от расположения скважины. Результаты исследований были сопоставлены с расположениями разломов. Сопоставление говорит о соответствии направления трещин с направлениями разломов. Особенно хорошее соответствие наблюдается на скважинах 3783 и 3803. Несовпадение направления на скважине 3139, скорее всего, связано с недостоверностью исследования, так как вместо плановых двух, была проведена одна спускоподъемная операция с измерением.

В таблице 4.11 приведены интервалы перфорации и интервалы трещины по дизайну и по результатам исследований. Во всех скважинах заметно превышение высоты трещины по отношению к значениям по дизайну. В скважинах 3783 и 3107 увеличение интервала трещины по отношению к расчетному произошло как вверх, так и вниз.

В скважине 3803 по результатам исследования произошло смещение трещины только вверх по отношению к дизайну. Как можно видеть, вскрытым оказался интервал, находящийся выше планируемого интервала разрыва. Согласно дизайну, прорыв в вышележащий интервал был невозможен без роста забойного давления.



Рисунок 4.16 - Схема расположения трещин по результатам исследований. (Синие линии показывают примерное направление трещин по результатам исследований X-MAC, красные - по результатам DSI).

Таблица 4.11 - Интервалы перфорации и интервалы трещины по дизайну и по результатам исследований

Скважина	Интервал реперфорации	Интервал трещины по дизайну	Интервал трещины по результатам X-MAC
3139	2780 - 2832	2732 - 2787	-
3803	2707 - 2745	2681 - 2737	2661 - 2725
3783	2820 - 2853	2795 - 2841	2784 - 2851
3107	2848 - 2894	2848 - 2901	2831 - 2906

Достоверность исследования вызывает сомнение, поскольку во время проведения ГРП рост забойного давления на скважине произошел лишь при преждевременном прекращении разрыва (при «СТОПе»). Можно предположить, что рост трещины вверх произошел одновременно со «СТОПом».

Исследование профиля напряжений и направления напряжений по данным дипольного акустического каротажа DSI.

По данным обработки данных DSI на скважине 5519 видно (рисунок 4.17), что азимут направления распространения быстрой поперечной волны, который говорит о наиболее вероятном направлении вектора максимального горизонтального стресса, составляет приблизительно по азимуту 320 - 330.

Рисунок 4.17 - Азимуты распространения поперечных волн по DSI на скважине 5519

Обработка данных DSI для скв. 4347 показывает, что преобладающий азимут направления распространения быстрой поперечной волны, который говорит о наиболее вероятном направлении вектора максимального горизонтального стресса, близок к направлению Север-Юг и составляет приблизительно по азимуту 10 - 20.

Схематичное расположение ориентации стрессов показано на рисунке 4.17. Так же как и для исследований X-MAC, наблюдается хорошее соответствие с расположением разломов.

Таким образом, в данном разделе рассмотрена технология проведения и наименования работ при осуществлении всего процесса ГРП до момента освоения скважины. Во многом успешность операции зависит от объема подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обеспечением ее технического состояния. Также спроектирован однократный гидроразрыв по скважине 5510 604 куста и получены основные параметры проведения работ и предполагаемая технологическая эффективность.

Проанализирована эффективность проведения ГРП по объекту БС_16-22 начиная с 1988 года, обработан большой объем статистических данных, в результате которого получены следующие выводы:

- средний прирост дебита нефти после ГРП по объекту БС_16-22 составил 35 т/сут. После этого в течение 14 месяцев дебит снижался и стабилизировался с приростом 20 т/сут.

- первые 2 - 3 месяца уменьшение дебита на 13% связано с выходом скважины на установившийся режим притока, дальнейшее снижение продуктивности следует связывать с ухудшением проводимости трещины и падением пластового давления в зоне дренирования скважин.

- после проведения ГРП в пласте идет нормальное вытеснение без прорыва воды. Также при гидроразрыве в разработку вовлекаются дополнительные неперфорированные нефтенасыщенные интервалы.

- статистический анализ повторного ГРП показывает, что средний установившийся дебит по нефти увеличился на 24 т/сут., при увеличении обводнённости на 10% в течение года. Повторный ГРП может быть рекомендован для дальнейшего внедрения на месторождении.

- при планировании ГРП необходимо осуществлять опережающее увеличение закачки воды вблизи скважин претендентов. Особое внимание стоит уделить скважинам вертикальных рядов.

- дизайны ГРП компании «Катконефть» наиболее близки к оптимальным, однако, ввиду рисков, связанных со сложностью осуществления таких трещин и данных по добыче, рекомендуемая длина трещин не должна превышать 160 м.

- мгновенный дебит жидкости и величина последующего его спада, имеют тенденции к увеличению с повышением числа проппанта Np и могут быть представлены в виде зависимостей. Наибольший установившийся прирост дебита жидкости и нефти достигается при 1 < N_p < 5.

- наиболее эффективными, с точки зрения прироста дебита нефти и продолжительности эффекта, являются ГРП на скважинах, вскрывающих от 15 до 20 пропластков.

- Размер проппанта и проницаемость коллектора влияют на время выхода дебита на постоянную величину.

- трещина имеет диагональное направление распространения относительно сетки скважин или около 300 - 310 градусов. Это накладывает ограничения на длину трещин, планируемых на диагональных рядах.

- технологические остановки процесса образования трещин (СТОПы) негативно сказываются на приросте и динамике дебита нефти. На основе анализа ГРП, проведенных в Западной Сибири, предложены рекомендации для дизайна ГРП, позволяющее минимизировать количество «СТОПов»: загрузка геля 30# (3,5 кг/м³) и отказ от использования проппанта 10/14, дизайн объема подушки с превышением давления смыкания на 10 - 20%, увеличение концентрации проппанта 16/20 до 20%, концентрация проппанта до 1000 кг/м³ с использованием проппанта 12/18, использование методов, направленных на снижение эффекта закупорки (контроль забойного давления).

- рекомендовано закачивать от 2 до 4 тонн проппанта на 1 метр высоты трещины.

- получены данные по несоответствию реально получаемой геометрии трещины расчетной. Ошибка по высоте трещины для Мало-Балыкского месторождения составляет от 39 до 88%, по полудлине - от 19 до 45%.

- получен оптимальный интервал полудлины для Ачимовских пластов (полудлина трещины 80 - 120 м), который согласуется с реальными данными. Для проблемных зон рекомендуется полудлина трещины 100 метров, что также подтверждается анализом скважин, обводнившихся после ГРП.

5. Экономическая эффективность проекта

5.1 Характеристика производственно - хозяйственной деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Производственное объединение «Юганскнефтегаз было образовано в феврале 1966 года в г. Нефтеюганск, одном из первых северных городов ХМАО. Своим рождением город обязан богатейшим запасам нефти уникального Усть-Балыкского месторождения, открытого в 1961 году на острове между рекой Обь и протокой Юганская Обь. До 1991 года производственное объединение «Юганскнефтегаз» входило в состав «Главтюменьнефтегаз». В связи с упразднением последнего, производственное объединение получило статус самостоятельного государственного предприятия. Преобразование из государственного производственного объединения «Юганскнефтегаз» в акционерное общество открытого типа произошло в июле 1993 года в соответствии с планом приватизации. До сентября 2004 года ОАО «Юганскнефтегаз» являлось дочерним обществом нефтяной компании «Юкос», но в конце 2004 года, в результате продажи на аукционе, ОАО «Юганскнефтегаз» стал частью государственной нефтяной копании «Роснефть». В 1993 году было создано государственное предприятие на базе бывшего Министерства нефтяной промышленности СССР, а уже в 1995 году произошло преобразование в ОАО «НК «Роснефть».

В настоящее время ООО «РН-Юганскнефтегаз» разрабатывает 25 месторождений. Общие извлекаемые запасы компании составляют 1 млрд. 557 млн. тонн нефти. С начала промышленной разработки нефтяных месторождений в ХМАО добыто более 7 млрд. тонн нефти. Из них - в Нефтеюганском регионе добыто более 1,3 млрд. тонн нефти.

Наиболее перспективные месторождения - Приразломное, Мало-Балыкское, Угутское, Киняминское, Приобское, Мамонтовское месторождения.

Основная деятельность компании: разведка, добыча, переработка и сбыт нефти и газа.

Управление добычи нефти и газа не имеет своего акционерного капитала, оно входит в состав ООО «РН-Юганскнефтегаз», акции которого в настоящее время практически полностью представлены акциями головной компании «Роснефть». Компания проводит политику единой акции.

Хозяйственная деятельность Управления добычи нефти и газа: добыча, замер и учёт нефти и попутного добываемого газа. На все направления деятельности в организации имеются соответствующие лицензии.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» - самое крупное нефтедобывающее предприятие компании, годовой объем добычи нефти которого составляет примерно 61% общей нефтедобычи компании.

Предприятие занимается разработкой нефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа, осуществляет добычу нефти, газа, ведет геолого-поисковые, поисково-разведочные, маркшейдерские, топографо-геодезические, картографические работы, занимается обустройством месторождений. Самый перспективный проект - Приобское нефтяное месторождение, доказанные запасы которого оцениваются в 3,5 млрд. баррелей (около 480 млн. тонн).

Основные виды деятельности:

- текущая (основная) деятельность - получение выручки от реализации, авансы, уплата по счетам поставщиков, получение краткосрочных кредитов и займов, выплата заработной платы, расчеты с бюджетом, выплаченные/полученные проценты по кредитам и займам;

- инвестиционная деятельность - движение средств, связанных с приобретением или реализацией основных средств и нематериальных активов;

- финансовая деятельность - получение долгосрочных кредитов и займов, долгосрочные и краткосрочные финансовые вложения, погашение задолженности по полученным ранее кредитам, выплата дивидендов.

В таблице 5.1 приведены основные технико-экономические показатели Мало-Балыкского месторождения.

Таблица 5.1 - Основные технико-экономические показатели Мало-Балыкского месторождения

Показатели	Год
	2004	2005	2006
Добыча нефти всего, тыс. т	5077,3	5072,8	5615,7
В том числе из: переходящих скважин	4918,3	4846,0	5277,0
новых скважин	133,2	197,1	304,6
механизированных скважин	4963,8	4994,0	5487,5
Ввод новых добывающих скважин, всего, ед.	21,0	26,0	33,0
Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м	2906,9	2981,4	3082,8
В т.ч. - добывающие скважины	2147,4	2171,0	2230,2
- вспомогательные и специальные скважины	39,6	58,3	64,9
Выбытие добывающих скважин, ед.	751,0	785,0	799,0
Фонд добывающих скважин на конец года, ед.	801,0	807,0	825,0
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед.	661,0	664,0	685,0
Перевод скважин на механизированную добычу, ед.	16,0	10,0	11,0
Фонд механизированных скважин, ед.	655,0	660,0	655,0
Ввод нагнетательных скважин, ед.	13,0	14,0	13,0
Выбытие нагнетательных скважин, ед.	0,0	0,0	0,0
Фонд нагнетательных скважин на конец года, ед.	267,0	278,0	291,0
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, ед.	13,0	14,0	13,0
Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.	50,0	54,2	55,9
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, %	58,7	62,0	60,7
Средняя обводненность продукции новых скважин, %	58,9	35,7	79,2
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.	20,6	20,6	22,0
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут.	36367,5	41433,5	51658,5
Добыча жидкости, всего, тыс. т	18081,5	20015,8	25211,7
В т.ч. из переходящих скважин	11978,7	12987,0	13691,1
из новых скважин	323,8	306,8	1460,9
механизированным способом	11728,9	12952,8	13706,8
Добыча жидкости с начала разработки, тыс. т	113923,6	133939,4	159151,0
Добыча нефти с начала разработки, тыс. т	51164,2	56237,0	61852,8
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,053	0,059	0,065
Текущие затраты на: обслуживание добывающих скважин, тыс. руб.	1145929,2	1180497,2	1211608
- капитальный ремонт добывающих скважин, тыс. руб.	196115,4	202031,4	207355,8
- обслуживание нагнетательных скважин, тыс. руб.	88401	95115	101456
- капитальный ремонт нагнетательных скважин, тыс. руб.	11850	12750	13600
- закачка воды, тыс. руб.	114574,2	124246,7	129736,8
- сбор и транспорт нефти, тыс. руб.	130358,16	137884,88	143337,5
- электроэнергия на извлечение нефти, тыс. руб.	69204,2	78368,2	84014,3
- технологическая подготовка нефти, тыс. руб.	83667,4	89205,6	92855,5
- методы повышения нефтеотдачи, тыс. руб.	208520	135520	174810
Платежи и налоги: единый социальный налог, тыс. руб.	18318,0	18870,5	19367,9
- плата за землю и аренду, тыс. руб.	9215,7	9493,7	9743,9
- налог на добычу полезных ископаемых, тыс. руб.	2728248,9	3038577,8	3515563,8
Амортизационные отчисления, тыс. руб.	379286,5	518326,5	665325,8
Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб/т	1351,1	1320,1	1341,8

5.2 Расчет дополнительной добычи нефти

Расчет дополнительной добычи нефти произведем по скважинам переходящего фонда Мало-Балыкского месторождения с ГРП в 2006 году, приведенным к единой дате, используя экспоненциальный характер падения базы и эффекта от ГТМ, а соответственно прироста добычи нефти. Так как эффект от ГРП в среднем длится 4 года, то дополнительную добычу нефти посчитаем за 2006, 2007, 2008 и 2009 года. Причем расчет проводится с учетом потерь от простоя скважин во время проведения операции. Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Исходные данные для расчета дополнительной добычи нефти

Исходные данные
Показатель	Единица измерения	Значение
Средний процент прироста дебита нефти	%	206
Средний дебит нефти до проведения работ	т/сут.	16
Процент воды	%	44
Количество скважин в периоде	ед.	55
Цикл ремонта	сут.	14
Коэффициент эксплуатации по 2006 году	доли ед.	0,8

Расчет произведен в электронных таблицах Microsoft Excel. Дополнительная добыча по годам представлена в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Дополнительная добыча нефти и жидкости по годам

Год	2006	2007	2008	2009
Дополнительная добыча нефти, тыс. т	401,8	221,6	115,78	58,74
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т	964,9	945,2	945,2	945,2

Также для определения в дальнейшем срока окупаемости затрат [24] ГРП произведем расчет дополнительной добычи нефти по месяцам за первый год (таблица 5.4).

Таблица 5.4 - Дополнительная добыча нефти и жидкости по месяцам

Месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Дополнительная добыча нефти, тыс. т	43,9	37,4	39,6	36,7	36,2	33,5	33,0	31,5	29,1	28,6	26,4	25,9
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т	100	72,5	80,3	77,7	80,3	77,7	80,3	80,3	77,7	80,3	77,7	80,3

5.3 Расчет показателей оценки экономической эффективности ГРП

Экономическая эффективность ГТМ на добывающей скважине оценивается стандартными методами проектного анализа [25] с помощью следующей системы показателей, рассчитываемых на основании денежного потока:

чистый доход (ЧД, NV);

чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV);

индекс доходности затрат (ИД, R)

срок окупаемости проекта;

Основным критерием экономической эффективности ГТМ является неотрицательное значение чистого дисконтированного дохода (ЧДД).

Чистый доход характеризует превышение денежных поступлений (выручка от реализации дополнительно добываемых углеводородов) над суммарными дополнительными затратами (капитальные, текущие затраты, налоги, платежи и отчисления). Чистый доход рассчитывается по следующей формуле:

, (5.1)

где: ДВ_i - выручка от реализации дополнительной продукции скважины на временном шаге, тыс. руб.;

Т - расчетный период оценки (Т = 10 лет или рентабельный срок);

К - единовременные затраты на проведение ГТМ (предполагается, что указанные затраты осуществляются на первом шаге расчета), тыс. руб.;

ДЭ_прi - дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с проведение ГТМ на шаге, тыс. руб.;

ДН_i - дополнительные налоговые платежи, связанные с проведением ГТМ на шаге, тыс. руб.

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих годовых значений чистого дохода (ЧД) за расчетный период, приведенных к начальному году. Расчет ЧДД производится по следующей формуле:

, (5.2)

где Е_н - норма дисконтирования, доли ед.

Индекс доходности затрат ИД (R) определяется отношением накопленных дисконтированных денежных поступлений к накопленным дисконтированным затратам за расчетный период:

, (5.3)

Индекс доходности затрат измеряется в долях единицы. Индекс доходности затрат больше единицы, если ЧДД имеет положительное значение.

Срок окупаемости затрат ГТМ характеризует период, за пределами которого накопленный чистый доход ГТМ становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Срок окупаемости (T_ок) с учетом дисконтирования может быть определен из следующего равенства:

, (5.4)

Эксплуатационные затраты включают в себя текущие производственные затраты, непосредственно связанные с добычей и реализацией нефти, налоги и платежи, относимые на себестоимость продукции скважины в соответствии с действующим налоговым законодательством РФ.

Для более точного расчета себестоимости добычи нефти целесообразно использовать принятый принцип разделения текущих затрат на две группы: условно-постоянные и условно-переменные расходы [26].

К группе условно-переменных расходов относятся затраты на извлечение жидкости из скважин, расходы по сбору и транспорту нефти и газа, расходы на технологическую подготовку нефти, а также расходы по искусственному воздействию на пласт. Величина расходов этой группы зависит главным образом от объема извлекаемой из недр жидкости, который в значительной степени подвержен влиянию природных факторов.

С целью более точного распределения текущих затрат по отдельным скважинам на условно-переменные и условно-постоянные расходы необходимо рассмотрение комплексных статей расходов калькуляции в разрезе элементов затрат:

1 Расходы на энергию по извлечению нефти включают оплату затрат за потребленную энергию и относятся к условно-переменным затратам. Формула расчета дополнительных расходов на энергию по извлечению нефти для отдельной скважины принимает следующий вид:

, (5.5)

где: Р_зэ -. расходы за потребленную энергию, руб/т;

Дq_ж - дополнительный объем добычи жидкости по скважине, тыс. т.

2 Расходы по искусственному воздействию на пласт включают затраты на материалы, энергию, транспортные расходы, связанные с повышением нефтеотдачи пластов, которые относятся к условно-переменным затратам. С учетом указанного распределения по группам затрат, формула расчета дополнительных текущих расходов по искусственному воздействию на пласт для отдельной скважины (без учета амортизации) принимает следующий вид:

, (5.6)

где: Р_в - расходы по искусственному воздействию, руб/т.

3 Расходы по сбору и транспорту нефти и газа представляют собой комплексную статью затрат, часть из которых являются условно-переменными (расходы на материалы, энергетические затраты, транспортные затраты) и рассчитываются исходя из объема добываемой жидкости.

, (5.7)

где: Р_тр - расходы по сбору и транспорту нефти, руб/т;

Дq_н - объем добычи нефти по скважине, тыс. т;

4 Расходы на технологическую подготовку нефти представляют собой комплексную статью, часть из которой (материалы, топливо, электроэнергия, транспорт) относится к условно-переменным затратам. Расходы по статье распределяются пропорционально добыче нефти:

, (5.8)

где Р_нм - расходы на технологическую подготовку нефти, руб/т.

Текущие затраты по эксплуатации скважин (без амортизационных отчислений) рассчитываются по формуле:

З_тек = З_эл + З_в + З_тр + З_тех, (5.9)

В составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа в соответствии с действующим налоговым законодательством РФ учитываются следующие дополнительные налоговые платежи и отчисления, включаемые в эксплуатационные затраты [24]:

Дополнительный налог на добычу полезных ископаемых, начиная с 2005 г., исчисляется в размере 16,5% выручки от реализации добытых полезных ископаемых, за вычетом НДС, экспортной пошлины, транспортных расходов на внешнем рынке:

Н_добi = В_чi · а_добi, (5.10)

где: Н_добi - налог на добычу полезных ископаемых, тыс. руб.;

В_чi - выручка от реализации продукции скважины в году за вычетом НДС (на внутреннем рынке), экспортной пошлины, транспортных расходов на внешнем рынке, тыс. руб.;

а_добi - ставка налога на добычу полезных ископаемых, %.

Плата за землю рассчитывается в зависимости от площади отчуждаемых земель, приходящейся на долю 1 скважины, и ставки налога:

Н_земi = (S_мест /N_i) · а_зем, (5.11)

где: Н_земi - плата за землю в году, тыс. руб.;

S_мест - площадь месторождения, га;

N_i - число добывающих скважин в году, скважин;

а_зем - ставка земельного налога, тыс. руб/га.

В составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа рассчитываются суммарные налоги и платежи Н_налi:

Н_налi = Н_добi + Н_земi, (5.12)

Итоговые дополнительные эксплуатационные затраты на скважину рассчитываются по формуле:

Э_i = Э_прi + Н_налi, (5.13)

Выручка от реализации нефти и газа рассчитывается исходя из условий реализации продукции скважины и цен на ее продукцию на внешнем и внутреннем рынках [24]:

Д В_i = Ц_внутi · Д Q_внутi + Ц_внешi · Д Q_внешi · к^м_i (5.14)

где: В_i - дополнительная выручка от реализации продукции скважины, тыс. руб.;

Ц_внутi - цена реализации нефти на внутреннем рынке, руб/т;

Ц_внешi - цена реализации нефти на внешнем рынке, долл/т;

ДQ_внутi - дополнительный объем реализации нефти скважины на внутреннем рынке в году, т;

ДQ_внешi - дополнительный объем реализации нефти скважины на внешнем рынке, т;

к^м_i - валютный курс рубля, руб/долл.

После определения выручки от реализации дополнительной продукции скважины рассчитываются налоги и пошлина, зависящие от объема реализованной продукции:

Вывозная таможенная пошлина на нефть устанавливается дифференцированно в зависимости от уровня цены нефти на внешнем рынке:

ДН_тпi = ДQ_внеш·а_тпi·к^м_i, (5.15)

где: ДН_тпi - дополнительная вывозная таможенная пошлина на нефть, тыс. руб.;

а_тпi - ставка вывозной таможенной пошлины на нефть, исчисляемая в зависимости от цены нефти на внешнем рынке в году, долл/т;

к^м_i - валютный курс рубля, руб/долл.

Вывозная таможенная пошлина на нефть при цене нефти выше 109,5 долл./т и до 182,5 долл/т. устанавливается в размере 35% от разницы между сложившейся за два предшествующих месяца средней цены нефти (долл./т) марки "Юралс" и 109,5 долл/т.

Вывозная таможенная пошлина на нефть при цене нефти выше 182,5 долл./т определяется в размере 40% от разницы между ценой, действующей на момент оценки, и предельным уровнем (182,5 долл/т.), с учетом ставки, равной 25,5 долл/т [25].

Выручка от реализации дополнительной продукции скважины за вычетом НДС (на внутреннем рынке), вывозной таможенной пошлины и транспортных расходов на внешний рынок рассчитывается по формуле:

ДВ_чi = ДВ_i - ДН_тпi - ДЗ_трi, (5.16)

где: ДВ_чi - выручка от реализации продукции скважины в году, без НДС (на внутреннем рынке), вывозной таможенной пошлины и транспортных расходов на внешнем рынке, тыс. руб.;

ДЗ_трi - дополнительные транспортные расходы при поставках на внешний рынок в году, тыс. руб.

Дополнительная прибыль от реализации дополнительной продукции скважины определяется на основе выручки от реализации за вычетом эксплуатационных затрат:

ДП_i =Д В_чi - Д Э_i, (5.17)

Дополнительная налогооблагаемая прибыль определяется исходя из прибыли от реализации продукции скважины.

Налог на прибыль составляет 24% от прибыли, остающейся от выручки от реализации нефти и газа после вычета эксплуатационных затрат и выплаты налогов:

Н_прi = П_нi ·а_пр, (5.18)

где: Н_прi - налог на прибыль, тыс. руб.;

а_пр - ставка налога на прибыль, %

Чистая прибыль от реализации дополнительной продукции определяется исходя из налогооблагаемой прибыли за вычетом налога на прибыль [24]:

ДП_чi = ДП_нi - ДН_прi (5.19)

где: ДП_чi - дополнительная чистая прибыль, тыс. руб.

Денежный поток от реализации дополнительной продукции скважины представляет собой зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации ГТМ. Поступления денежных средств (приток) состоят из чистой выручки от реализации дополнительной продукции скважины. Платежи (отток) состоят из единовременных и условно-переменных затрат на проведение ГТМ.

Дополнительный денежный поток от реализации дополнительной продукции скважины рассчитывается по формуле:

ДЧД_i = ДВ_чi - К - ДЭ_прi - ДН_i, (5.20)

где Н_i - все дополнительные налоговые платежи и отчисления, включаемые в себестоимость продукции, а также налоги, выплачиваемые из прибыли, тыс. руб.

На основе рассчитанного денежного потока определяются показатели эффективности инвестиций в строительство новых скважин и объектов обустройства: ЧД, ЧДД, ИД, срок окупаемости затрат на ГТМ [27].

Цена нефти на внутреннем рынке принята на уровне 8000 руб/т с учетом НДС, на внешнем рынке 55 долл/барр.

Доля реализации нефти на внешнем рынке 50%.

Курс доллара 28 рублей за 1 доллар США.

Исходные данные для расчета показателей оценки экономической эффективности ГРП представлены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Исходные данные

Исходные данные	Значение
Расходы за потребленную энергию, руб/т	15
Расходы по искусственному воздействию, руб/т	8,6
Расходы по сбору и транспорту нефти, руб/т	3,3
Расходы на технологическую подготовку нефти, руб/т	5,8
Ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб/т	2071
Площадь месторождения, га	930
Ставка земельного налога, тыс. руб/га	27,4
Цена реализации нефти на внутреннем рынке, руб/т	8000
Цена реализации нефти на внешнем рынке, долл/т	345
Ставка вывозной таможенной пошлины, долл/т	90,5
Ставка налога на прибыль, %	24
Число скважин, ед.	55
Ставка дисконтирования, доли ед.	0,15
Количество добывающих скважин в году, ед.	825
Дополнительные транспортные расходы при поставках на внешний рынок, руб/т	588
Единовременные затраты на ГРП, тыс. руб.	8300

В электронных таблицах Microsoft Excel были рассчитаны основные показатели оценки экономической эффективности, а также промежуточные показатели, по которым считаются основные. Результаты расчета по годам представлены в таблице 5.6.

Анализируя полученные показатели можно сказать, что экономические результаты проведения ГРП - благоприятны.

Таблица 5.6 - Результаты расчета основных показателей эффективности ГРП

Год	2006	2007	2008	2009
Расходы на энергию по извлечению нефти Зэл, тыс. руб.	14473,74	14178,69	14178,69	14178,69
Расходы по искусственному воздействию Зв, тыс. руб.	8298,27	8129,11	8129,11	8129,11
Расходы по сбору и транспорту нефти Зтр, тыс. руб.	1326,01	731,15	382,06	193,85
Расходы на технологическую подготовку нефти Зтех, тыс. руб.	2330,57	1285,06	671,50	340,71
Текущие затраты по эксплуатации Зтек, тыс. руб.	26428,61	24324,02	23361,37	22842,36
Дополнительный налог на добычу полезных ископаемых Ндоб, тыс. руб.	832175,3	458857	239774,2	121657,6
Плата за землю Нзем, тыс. руб.	30,88	30,88	30,88	30,88
Суммарные налоги и платежи Ннал, тыс. руб.	832206,2	458887,9	239805,1	121688,5
Дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с проведением ГТМ, ?Эпр, тыс. руб.	858634,8	483211,9	263166,4	144530,8
Выручка от реализации дополнительной продукции скважин ?В, тыс. руб.	3548097	1956401	1022311	518704,3
Вывозная таможенная пошлина Нтп, тыс. руб.	509109,7	280720,3	146689,5	74427,89
Дополнительные транспортные затраты на экспорт нефти Зтп, тыс. руб.	118135,9	65139,53	34038,44	17270,56
Налог на прибыль Нпр, тыс. руб.	494923,2	270554,3	138817,5	67792,72
Дополнительная прибыль П, тыс. руб.	2062180	1127310	578406,2	282469,7
Чистая прибыль (ЧП) Пч, тыс. руб.	1567257	856755,4	439588,7	214677
Дисконтированная чистая прибыль (ДЧП), тыс. руб.	1110757	745004,7	332392,2	141153,6
Накопленная ДЧП (НДЧП), тыс. руб.	1110757	1855761	2188154	2329307
ЧДД, тыс. руб.	2329307
Индекс доходности (ИД)	6,1

Для определения срока окупаемости (Т_ок) затрат на ГРП, то есть периода, за пределами которого накопленный чистый доход от ГРП становится и в дальнейшем остается неотрицательным, воспользуемся данными расчета дополнительной добычи нефти и жидкости по месяцам. По дополнительной добыче, так же как и для дополнительной добычи по годам, определим ЧД, ЧДД и построим график изменения этих показателей по месяцам (рисунок 5.3).

Рисунок 5.3 - Изменение ЧДП, НЧДП по месяцам первого года анализируемого периода

Как видно из рисунка срок окупаемости затрат на ГРП составляет около четырех месяцев.

5.4 Анализ чувствительности

Анализ чувствительности основан на последовательно-единичном изменении всех проверяемых на рискованность переменных плана: на каждом шаге меняет свое значение на прогнозное число процентов, что приводит к пересчету значения чистого дисконтированного дохода от проведения всех мероприятий повышения нефтеотдачи пластов.

Целью анализа чувствительности является определение степени влияния каждого из варьируемых факторов на результат оптимального плана проведения геолого-технических мероприятий. В целом при проведении данного анализа выделяют две основных категории факторов по их влиянию: на объем поступлений и на размеры затрат. В качестве значимых факторов при выполнении разработанного плана выберем следующие:

- цена на нефть, руб/т;

- текущие производственные затраты, тыс. руб.;

- единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.;

- ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб/т;

- вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.;

- курс доллара, руб/долл.;

- транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т;

- объем дополнительно добытой нефти, тыс. т.

Для проведения данного анализа зададим диапазон изменения всех факторов в пределах ± 10% [27]. Наиболее информативным методом в анализе чувствительности является графический метод анализа, который визуально позволит оценить, какой из факторов оказывает наибольшее влияние на выполнение разработанного плана. В данном проекте будет построен нормированный график ЧДД. Базовые значения данных факторов приведены в таблице 5.7, по которым рассчитан исходный вариант разработанного плана, чистый дисконтированный доход которого равен 2329307 тыс. руб.

Рассчитывая новое значение любого отобранного фактора (например, цена реализации нефти), диапазон изменения которого составляет ± 10% от базисного уровня, и при этом, фиксируя другие факторы на базисном уровне рассчитываем новые значения ЧДД разработанного плана. Данную операцию проводим 8 раз, так как рассматриваются 8 факторов.

Таблица 5.7 - Базовые значения изменяемых факторов

Показатель	Значение
Цена на нефть, руб/т	8000
Объем дополнительно добытой нефти, тыс. т	797,9
Текущие производственные затраты, тыс. руб.	96956,4
Единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.	456500
Ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб/т	2071
Вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.	1010947
Курс доллара, руб/долл.	28
Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т	588

Данный вид анализа из-за большей наглядности проводят в графическом виде. Для удобства построим график чувствительности в отклонениях (рисунок 5.4) по данным таблицы 5.8.

Таблица 5.8 - Результаты расчета отклонений ЧДД от базового значения в процентах при изменении рассматриваемых факторов на ± 10%

Показатель	-10%	Базовый	10%
Цена на нефть, руб/т
ЧДД, тыс. руб.	-10,3	0	10,3
Объем дополнительно добытой нефти, тыс. т
ЧДД, тыс. руб.	-14	0	14
Текущие производственные затраты, тыс. руб.
ЧДД, тыс. руб.	0,3	0	-0,3
Единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.
ЧДД, тыс. руб.	2	0	-2
Ставка налога на добычу полезных ископаемых, %
ЧДД, тыс. руб.	5,1	0	-5,1
Вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.
ЧДД, тыс. руб.	3,2	0	-3,2
Курс доллара, руб/долл.
	-8,9	0	8,9
Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т
	0,7	0	-0,7

На рисунке 5.4 представлен график нормированной чувствительности ЧДД разработанного плана.

Рисунок 5.4 - Нормированная чувствительность ЧДД плана к исследуемым факторам

Таким образом, в данной главе произведен расчет и анализ экономических показателей эффективности по скважинам переходящего фонда с прогнозом на 4 года. Получено, что срок окупаемости затрат на проведение ГРП составляет около четырех месяцев, а чистый дисконтированный доход проекта за 4 года составит - 2,329 млрд. руб. Также выполнен анализ чувствительности проекта при изменении на ± 10% основных экономических факторов. Получено, что проект наиболее чувствителен к изменению дополнительной добычи нефти (ЧДД изменяется на 14%), цены на нефть (ЧДД изменяется на 10,3%), курса доллара (ЧДД изменяется на 8,9%) и ставки налога на добычу полезных ископаемых (ЧДД изменяется на 5,2%).

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

Процесс ГРП характеризуется повышенной опасностью из-за наличия большого количества техники, нахождения людей в опасной зоне, высокого давления, применения в качестве рабочего агента горючих жидкостей, шума от спецтехники. Кроме того, все работы по ГРП ведутся на больших скоростях закачки жидкости [28].

Жидкости гидроразрыва, как и углеводородное сырье, на котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека относятся к IV классу опасности. При попадании жидкости на кожу и другие части тела ее следует удалить с помощью ветоши, а загрязненные участки промыть водой с мылом [29].

Все эти факторы требуют от всех участников процесса предельного внимания, осторожности, соблюдения техники безопасности, пожарной безопасности.

Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности принимаются в соответствии с таблицей 6.1 по НПБ 105-03.

Таблица 6.1 - Категория помещения по взрывобезопасности

Категория помещения	Характеристика веществ и материалов, находящихся (обращающихся) в помещении
Б взрывопожароопасная	Горючие пыли или волокна, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки более 280С, горючие жидкости в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа
В1 - В4 пожароопасные	Горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть, при условии, что помещения, в которых они имеются в наличии или обращаются, не относятся к категориям А или Б

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются опасные различные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей. Показатели пожароопасности и токсичности сырья сведены в таблицу 6.2. Категории молниезащиты и тип зоны защиты для рассматриваемого объекта по РД 34.21.122-87 представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Категории молниезащиты и типы зоны защиты

Здания и сооружения	Местоположение	Тип зоны защиты при использовании стержневых и тросовых молниеотводов	Категория молниезащиты
Здания и сооружения или их части, помещения которых согласно ПУЭ относятся к зонам классов В - I и В - II	На всей территории	Зона А	I
То же классов В - Iа, В - Iб, В - IIа	В местностях со средней продолжительностью гроз 10 ч в год и более	При ожидаемом количестве поражений молнией в год здания или сооружения N > 1 - зона А; при N 1 - зона Б	II

6.2 Мероприятия по технике безопасности

Рассмотрим сначала мероприятия по электробезопасности. На объектах нефтедобычи существует опасность поражения электрическим током. Приводные двигатели станков - качалок, дизель - генераторы, линии электропередач (ЛЭП), трансформаторы, ТЭНы (трубчатые - электронагреватели) - вот возможные источники поражения электротоком. Напряжение промысловой сети 380В. Напряжение трансформаторов ТМП и ТМПН (применяемых для повышения напряжения для УЭЦН) до 6000 В.

В качестве мер для защиты от высокого напряжения на промысле широкое применение получили: защитное заземление, защитное зануление, защитное отключение по ГОСТ 12.1.030-81.

Устранение опасностей достигается, если токопроводящие части достаточно изолированы или защищены от прикосновения.

При выходе горячей воды, в случае негерметичности или повреждения, может быть оказано отрицательное влияние на работоспособность приборов КИПиА, вследствие этого необходимо регулярно производить контрольные обходы с проверкой герметичности труб отопления.

Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные металлические экраны, костюмы из металлизированной ткани, снабженные гибким проводом для заземления. При работе в зоне воздействия электрического поля необходимо соблюдать нормы пребывания работающих в зоне влияния. На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов при производстве ремонтных работ. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только после полного снятия напряжения.

При дистанционном управлении электродвигателями в наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны применяться резиновые боты [33, 31].

На месторождениях используется электрооборудование класса II (для внутренней и наружной установки). Потребители электроэнергии центральный пульт управления, дозаторы, смесители, имеют контур заземления, подключаемый к заземлению кустового оборудования для исключения поражения персонала электрическим током. Данные точки оснащены порошковыми или углекислотными огнетушителями, которые могут тушить объекты под напряжением.

Операция по ГРП относятся к категории опасных, для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности используют целый комплекс мероприятий.

Установленный пакер и НКТ проверяют на герметичность давлением Р = 30 МПа для предупреждения выбросов при ГРП, так же проверяют превентор при давлении Р = 10 МПа. Закончив работы в скважине, проводят подготовительные работы на поверхности: очищают от нефти и грязи устье скважины, мостки буровой, технологическое оборудование. Площадку для размещения техники и оборудования, в случае ее замазученности, засыпают песком и профилируют (выравнивают). Автомобили располагают в соответствии с требованиями техники безопасности по утвержденной схеме.

Емкости на пневмоходу для приготовления и хранения жидкостей разрыва (сырая нефть, дизельное топливо, гелеобразное дизтопливо и так далее), учитывая их повышенную пожароопасность, располагают на некотором удалении от агрегатов. Емкости с большим объемом устанавливают (до 60 м) на специальные «лапы», имеющие жесткую связь и большую площадь опоры для предотвращения потери устойчивости при наполнении.

В целях пожарной безопасности все емкости сверху облиты теплоотражающим материалом, имеют защитное заземление связанное с контуром заземления кустового оборудования. Помимо этого они оборудуются: герметичной крышкой с предохранительным клапаном для регулирования давления внутри резервуара; пожарным щитом с оборудованием; ящиком с песком; противоупорами; лестницей и площадкой с перилами для исключения падения обслуживающего персонала во время контроля за уровнем заполнения. Перед гидроразрывом линию от резервуаров к смесителям и скважине проверяют на отсутствие утечек [31].

В целях противопожарной защиты выхлопные трубы работающих двигателей и установок оборудуются искрогасителями. Если данных мер недостаточно (ветер, близость расположения емкостей с горючими веществами и так далее), монтируют специальные выкидные линии для отвода выхлопных газов за пределы опасной зоны. В процессе работы насосов необходимо постоянно контролировать параметры работы двигателей (температуру, давление, число оборотов и так далее). Все контрольные приборы установлены непосредственно на силовой установке.

Во время подготовки и самого процесса ГРП на кустовой площадке постоянно дежурит пожарная машина, готовая в любой момент приступить к тушению пожара. В частности при проведении ГРП можно встретить 2 класса зон: зона класса В-1А - замерное устройство «Спутник» и зона класса В-1Г - устье скважины, пространство у предохранительных и дыхательных клапанов, емкостей и технологических аппаратов с легковоспламеняющимися жидкостями. Работники пользуются только исправными инструментами, приспособлениями, и приборами, не дающими искр. Нельзя отогревать нефтяное оборудование открытым огнем. Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости хранятся в специально отведенном месте. При организации ремонтных работ следует строго придерживаться Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности по ППБО-0137085.

Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения» [28]. В качестве огнегасящих средств на предприятии используется вода, химическая и воздушно-механическая пены, песок и другие материалы. Многие объекты добычи, сепарации и транспортирования нефти и газа обеспечиваются углекислотными огнетушителями и набором простейшего противопожарного инвентаря. Огнетушители, получившие распространение на объектах нефтяной и газовой промышленности:

ОХП-10 (огнетушитель химической пенный);

ОВП-5, ОВП-10 (воздушно-пенные огнетушители);

ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8 (ручные углекислотные огнетушители);

ОА-1, ОА-3 (аэрозольные огнетушители);

ОУБ-3, ОУБ-7 (углекислотно-бромэтиловые огнетушители);

ОПС-6 и ОПС-10 (порошковые огнетушители).

Используемые средства индивидуальной защиты для оператора по исследованию скважин, оператора по добыче нефти и газа, слесаря КИПиА, помощника бурильщика, бурильщика ПКРС, машиниста А-50 и ИТР следующие: костюм хлопчатобумажный (летний) по ГОСТ 17222-1 (тн), комбинезон по ГОСТ 12.4.039-78, сапоги кирзовые (пробитые медными заклепками) по ГОСТ 5394-74 (3), очки защитные; костюм ватный (зимний) по ГОСТ 18235-2 (тн), рукавицы меховые, валенки на резиновой подошве по ТУ 17 РСФСР 11-39-20 (МВ), шапка меховая, рукавицы хлопчатобумажные по ГОСТ 12.4.010-75, пуховик по ГОСТ 4432-71, подшлемник по ТУ 17-08-149-81, каска защитная по ОСТ 39-124-82, респиратор фильтрующий «лепесток» ГОСТ 12.4.010, аптечка медицинская.

При проведении ГРП должны применяется следующие правила техники безопасности. В соответствии с правилами проведения работ к работе допускаются лица, достигшие 18 лет, прошедшие медицинское обслуживание, инструктаж, производственное обучение, стажировку, проверку знаний комиссией, назначенной для данного подразделения приказом по предприятию. Рабочие перед проведением ГРП должны пройти инструктаж по технике безопасности и электробезопасности.

Агрегаты, применяемые на ГРП, рассчитаны на давления, превышающие максимальные рабочие. Механизмы, устройства и измерительные приборы должны иметь удобный и безопасный доступ. Все движущиеся части механизмов агрегата обеспечиваются металлическими ограждениями. Площадки агрегатов, с которых обслуживается оборудование, ограждаются на высоту не менее одного метра. Для подъема на платформу агрегата предусматривается лестница с перилами или подножки.

Обвязка из труб должна быть рассчитана на высокое давление. Запорная аппаратура на трубопроводах обвязки должна быть легко управляемой усилием одного человека. Вблизи гидравлической части насоса на нагнетательном трубопроводе размещают предохранительный клапан с отводной трубкой для сброса жидкости. Отвод от предохранительного устройства установленного на насосе, закрывается кожухом и выводится под агрегат. Агрегаты для ГРП устанавливаются на расстоянии не менее десяти метров от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее одного метра, а кабины не были обращены к устью скважины. На насосных скважинах отключают привод, затормаживают редуктор и вывешивают плакат «Не включать! Работают люди» [32].

Использование импульсных трубок позволит расположить манометры на расстоянии, безопасном для наблюдения за их показаниями. Если при ГРП есть возможность повышения давления выше допустимого для эксплуатационной колонны данной скважины, то проводится пакерование колонны. Нагнетательные трубопроводы подвергаются опрессовке на давление, в 1,5 раза больше ожидаемого максимального давления при гидроразрыве. При опрессовке люди должны быть удалены за пределы опасной зоны.