Разработка конструкции устройства для исследования скважин

4.8 Мероприятия по борьбе с шумом, вибрацией

Шум и вибрации возникают в результате обработки инструментом заготовки, работы электродвигателя, зубчатых и ременных передачи передвижения подвижных частей оборудования. Шум и вибрации, даже когда они невелики, создают значительную нагрузку на нервную систему человека, что приводит к утомлению и снижению работоспособности, а также к ухудшению слуха.

В результате переутомления человек теряет внимательность, что может привести к травматизму или к браку в работе.Для уменьшения влияний этих факторов на человека предусмотрено следующее:

-придлительной работе на станке применяются индивидуальные средства защиты (по ГОСТ 12.4.051 - 09), наиболее удобными являются наушники или вкладыши;

-при работе рабочий находится на деревянных настилах;

-станки установлены на фундаментах;

-при работе зубчатых передач применяется смазка;

-электродвигатели и муфты закрыты шумозащитными кожухами.

4.9 План ликвидации чрезвычайных ситуаций

Компаниядоносит до сведения всех работников подразделений важность экологических проблем. Эти простые, но важные инструкции помогут сохранить окружающую среду.

Утечки рабочей жидкости для гидравлических систем и смазочных масел представляют собой опасность для окружающей среды. 2.2.Замена смазочных масел и рабочей жидкости для гидравлических систем, гидравлических шлангов и элементов фильтров гидросистемы также является потенциальной угрозой для окружающей среды.

Собирайте все разлитые рабочие жидкости и отработанные материалы (например, элементы масляных фильтров), загрязненные рабочими жидкостями. Утилизируйте их в соответствии с требованиями государственных нормативов.

Используйте биологически разлагаемые рабочие жидкости для гидравлических систем и смазочные масла везде, где это возможно.

Консистентная смазка может нанести вред окружающей среде. Собирайте все отходы и остатки и утилизируйте их в соответствии с требованиями государственных нормативов.

Батареи содержат кислоты и тяжелые металлы. Использованные батареи, следовательно, могут представлять угрозу для окружающей среды и Вашего здоровья. Избегайте любых контактов с кислотами и утилизируйте использованные батареи в соответствии с требованиями государственных нормативов. Для дополнительной информации см. также раздел 2.2.

Утилизируйте химические вещества, такие как добавки в буровой раствор, другие добавки, гликоль и т.д. в соответствии с инструкциями производителя и местными нормативами. Избегайте использования очищающих средств, содержащих хлорированные растворители. Сегодня на рынке имеются более безопасные для окружающей среды альтернативные продукты. Выполняйте требования государственных стандартов в отношении обращения с отходами и их утилизации.

Использованные компоненты должны утилизироваться в соответствии с государственными нормативами и перерабатываться там, где для этого предусмотрены местные программы. [23]

5. Охрана окружающей среды

5.1 Анализ воздействия нефтегазопромысла на компоненты биосферы

В результате предыдущей производственной деятельности на территории месторождения и вокруг него образовалась искусственная биогеохимическая провинция с комплексным типом загрязнения компонентов окружающей среды радиусом до 15 км от границы месторождения, сопоставимая по площади с ареалом возможного распространения загрязнения при чрезвычайной ситуации (разрыв системы сбора, транспорта, аварийного фонтанирование скважины и т.п). Фактическую интенсивность влияния на организм человека совокупности химических веществ при разработке месторождения определяет реальная химическая нагрузка (РХН), так как в реальных условиях человек подвергается одновременному воздействию комплекса опасных агентов, поступающих одновременно из различных сред (воздуха, воды, почвы, растений).

Существует ряд методов суммарной количественной оценки степени влияния загрязнения компонентов окружающей среды на персонал и население. Ряд авторов оценивает окружающую среду по сумме произведений показателей загрязнения на длительность воздействия их на человека. Другие - суммируют отношения отдельных показателей загрязнения компонентов окружающей среды к ПДК воды, почвы, воздуха.

В настоящем проекте использован нашедший одобрение и утвержденный в уполномоченных органах эколого-гигиенический подход, позволяющий оценить степень опасности загрязнения компонентов окружающей среды по комплексному показателю *Р* с учетом аддитивности по классам опасности, как наиболее объективный. [15]

Для оценки загрязнения атмосферного воздуха используются две ПДК-среднесуточную и максимально разовую. В случае оценки аварийного загрязнения следует использовать только максимально разовую концентрацию (фонтанирование, разрыв системы сбора и транспорта) считая ее мгновенной, действительно максимально-разовой, не интерполируя на отрезок времени. Это особенно важно для оценки возможных последствий физиологического действия вредных веществ (хлор, сероводород, оксиды азота и др.). Для оценки загрязнения воды и почвы используют как максимально - разовые, так и средние по сезонам года концентрации. При оценке тяжести отдаленных последствий, причиняемых здоровью населения и окружающей среде, на первом месте стоят тяжелые металлы, количество которых в объектах окружающей среды региона месторождения превышает предельно-допустимые значения. Помимо высокой токсичности (1,2 классы опасности), металлы, присутствующие в объектах окружающей среды, обладают мутагенным, кацерогенным, эмбриогонадотоксическим и кумулятивным действием. На участках геохимических аномалий, определенных на территории месторождения и в зоне его влияния, их концентрации значительно превышают предельно-допустимые. Нейротоксическим действием на человека обладают: таллий, ртуть, серебро, барий, кадмий, никель, цинк и др.

В условиях постоянного наличия в атмосфере месторождения, как минимум, пороговых концентраций сероводорода, также нейротоксического яда, проблема защиты персонала и населения приобретает особый смысл и значение. Поэтому состояние загрязнения компонентов окружающей среды излагается во взаимосвязи для создания объективной картины, позволяющей планировать соответствующие затраты и мероприятия.

5.1.1 Воздействие на атмосферу

Основными компонентами загрязнителей природы, выделяемых нефтегазодобывающими и перерабатывающими предприятиями, являются сероводород, сернистый ангидрид, окись углерода, углеводороды, окислы азота и другие, представляющие собой токсиканты III-IV классов опасности.

Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных условиях.

Сера может содержаться в виде соединения в угле, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые улетучиваются в атмосферу. Наибольший уровень загрязнения техногенной природы отмечается в населенных пунктах, расположенных с подветренной стороны месторождения и классифицируется как «сильный ».

5.1.2 Воздействие на гидросферу

Для оценки степени загрязнения вод рассчитывается средняя кратность превышения ПДК (К воды) делением фактической концентрации (С) на ПДК и на количество проб (П) по каждому классу опасности.

К воды =С/ПДК/П (5.1)

Среднюю кратность превышения ПДК (К воды) следует умножить на коэффициенты аддитивности для четырех классов опасности:

для 1 класса - на 1,0;

для 2 класса - на 0,5;

для 3 класса - на 0,3;

для 4 класса - на 0,25.

Среднее содержание веществ 4 класса опасности (хлориды, кадмий)составляет 2 ПДК, 3 класса (магний, железо)-6,67 ПДК.

Критерии уровня загрязнения воды представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Критерии уровня загрязнения воды

Уровень загрязнения воды	Суммарный показатель загрязнения (Ксумм.)
Допустимый	до 1
Слабый	1-3
Умеренный	3-10
Высокий	10-25
Очень высокий	25-100
Чрезвычайно высокий	Более 100

Некоторые наиболее характерные результаты исследований объективно освещают состояние загрязнения поверхностных вод в пределах контрактной территории и в зоне ее влияния и свидетельствуют как о локальном загрязнении водных объектов, так и о возможных путях миграции загрязнения.

Загрязнение поверхностных водоемов в зоне влияния КНГКМ достигло значений, когда техническое, технологическое или иное решение, сопряженное с нарушением сложившегося неустойчивого равновесия в окружающей среде, может привести к последствиям, ликвидация которых будет сопряжена со значительными непроизводственными затратами .

5.1.3 Воздействие на литосферу

Для оценки загрязнения почвы, как и в предыдущих случаях (воздух, вода), рассчитывают среднюю кратность превышения ПДК (Кпочвы) путем деления фактических концентраций (С) на ПДК и на количество проб (П) по каждому классу опасности.

К почвы =С/ПДК/П (5.2)

После этого, среднюю кратность превышения ПДК следует умножить на коэффициент аддитивности для четырех классов опасности (1,0; 0.5; 0.3; 0,25). Суммарный уровень загрязнения почвы (Ксумм.п.) определяется суммированием всех значений по классам опасности, а полученные результаты оцениваются по следующим критериям.

Критерии уровня загрязнения почвы представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Критерии уровня загрязнения почвы

Уровень загрязнения почвы	Суммарный показатель загрязнения
Допустимый	до 1
Слабый	1-3
Умеренный	3-10
Высокий	10-25
Очень высокий	25-50
Чрезвычайно высокий	Более 50

Почва в зоне влияния КНГКМ интенсивно загрязнена. Расчет суммарного показателя загрязнения подтверждает прямую зависимость техногенного загрязнения территории от розы ветров.

Земельные ресурсы контрактной территории используются населением для сельскохозяйственных нужд, в связи с чем, транслокационный перенос техногенного загрязнения представляет важную проблему.

5.2 Организационные мероприятия

Всесторонний анализ окружающей среды предусматривает оценку ее экологического состояния и влияния на нее естественных и антропогенных воздействий. Характер этих воздействий весьма специфичен. Лимитирующим показателем уровня естественных и антропогенных воздействий является предельно-допустимая экологическая нагрузка (ПДЭН), которая во многих странах установлена в связи с тем, что нормальное функционирование и устойчивость экосистем и биосферы возможны при не превышении определенных предельных нагрузок на них.

Состояние биосферы, непрерывно меняющееся под влиянием естественных факторов, обычно возвращается в первоначальное. Например, изменения температуры и давления, влажности воздуха и почвы происходят в пределах некоторых постоянных средних значений. Изменение состояния биосферы под влиянием антропогенных факторов происходит в более короткие временные сроки. [15]

Результаты ранее проведенных работ - «Экологического аудита» и «Экологического паспорта», позволили оценить существующее экологическое состояние предприятия, воздействие в период его эксплуатации на окружающую среду и послужили основой для разработки данной программы. Объектами мониторинга являлись атмосфера (мониторинг приземного слоя атмосферы), поверхностные воды суши и моря, подземные воды (мониторинг гидросферы), криосфера (мониторинг составляющих климатической системы).

Целью «Программы производственного мониторинга» является создание комплексной системы наблюдений за компонентами окружающей среды, основанной на принципах экологически безопасной деятельности месторождения, гарантирующей минимизацию экологического риска и предотвращения неблагоприятных или необратимых экологических последствий в соответствии с требованиями действующих законодательных и природоохранных документов РК.

При ведении экологического мониторинга решаются следующие задачи:

своевременное выявление изменений состояния природной среды на основе наблюдений;

оценка выявленных изменений окружающей среды, прогноз ее возможных изменений, сравнение фактических и прогнозируемых воздействий на природные объекты;

изучение последствий аварий и происшествий, приведших к загрязнению природной среды, уничтожению флоры и фауны;

проверка эффективности экологически обоснованных конструктивных решений и природоохранных мероприятий на основе получаемых результатов мониторинга;

проверка выполнения требований законодательных актов, нормативных и других подобных документов, предъявляемых к состоянию природных объектов;

выработка рекомендаций по предупреждению и устранению последствий негативных процессов.

Система комплексного мониторинга на предприятии предусматривает организацию наблюдений за состоянием следующих компонентов окружающей природной среды.

Мониторинг атмосферы должен быть направлен на контроль текущего состояния загрязнения атмосферного воздуха, оценку загрязнения и выработку мероприятий по его снижению. Прямыми инструментальными методами должны контролироваться основные источники организованных выбросов в атмосферу.

Мониторинг поверхностных и подземных вод заключается в изучении состояния водных объектов (включая временные), расположенных в непосредственной близости от технологических площадок. Он должен включать определение основных гидрохимических параметров - температура, цветность, прозрачность, химическое потребление кислорода (ХПК), биологическое потребление кислорода (БПК), содержание нефти и нефтепродуктов, минерализацию. При наличии риска загрязнения Каспийского моря должно, так же, вестись наблюдение за качеством подземных вод.

Литомониторинг заключается в контроле показателей состояния грунтов на участках, подвергнувшихся техногенному нарушению, на предмет определения их загрязнения нефтью, химреагентами, солями, тяжелыми металлами и т.д. В случае аварийных ситуаций, особое внимание необходимо обратить на места разливов нефти, пластовых вод и нефтепродуктов. Почвенные пробы анализируются на общие нефтяные и полиароматические углеводороды и тяжелые металлы.

Мониторинг состояния растительного и животного мира.

Мониторинг состояния растительного покрова основан на общем визуальном наблюдении участков месторождения с сохранившейся растительностью и рекультивированных площадях. Организация мониторинга за состоянием животного мира сводится, во-первых, к визуальному наблюдению за птицами в весенний и осенний период их перелетов с целью предотвращения попадания отдельных особей в «нефтяные ловушки» на месторождении; во-вторых, рекомендуется организовать визуальные наблюдения за появлением на территории месторождения млекопитающих животных для разработки специальных мероприятий по отпугиванию, недопущению их попадания в опасные зоны - разливы нефти, поля фильтрации и т.д.

Мониторинг обращения с отходами складывается из двух компонентов - мониторинг управления отходами, определяющий соответствие действующей системы утвержденным нормативно-методическим документам и мониторинг воздействия накопителей отходов на состояние компонентов природной среды.

5.3 Инженерные и природоохранные мероприятия по защите окружающей среды

5.3.1 Защита атмосферы

Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

-использование современного нефтяного оборудования и строительной техники с минимальными выбросами в атмосферу;

-автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;

- применение на всех резервуарах с нефтепродуктами устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

- применение прогрессивных технологий и материалов;

- при нарастании неблагоприятных метеорологических условий, необходимо снизить производительность от 15 до 50 %, вплоть до полной остановки добычи;

- обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;

- проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;

- усиление мер контроля работы основного технологического оборудования, целостностью трубопроводной системы нефтесбора и транспорта нефти, а также факельной системы;

- проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

5.3.2 Защита гидросферы

Подземная гидросфера представляет собой наиболее динамичную составляющую геологической среды, которая в условиях интенсивного хозяйственного освоения является индикатором экологического состояния. Подземные воды обладают особой «чувствительностью» к любым техногенным воздействиям, а изменения в режиме и качественном состоянии подземных вод приводят к изменениям различных компонентов природной среды. С учетом этих факторов, решение вопросов рациональной эксплуатации подземных вод и их охраны от истощения и загрязнения является одной из важнейших проблем.

Мероприятия по защите подземных вод от загрязнения подразделяются на:

- профилактические, направленные на сохранение естественного качества подземных вод;

- локализационные, препятствующие увеличению и продвижению создавшегося в водоносном горизонте очага загрязнения;

- восстановительные, проводимые для удаления загрязнителей из водоносного горизонта и восстановления природного качества подземных вод.

Опыт показывает, что для осуществления мероприятий по ликвидации загрязнения подземных вод требуются большие средства; кроме того, возникают технические трудности, связанные с необходимостью очистки откачиваемых загрязненных подземных вод из-за невозможности их использования или сброса в водоем. Поэтому основным направлением в борьбе с загрязнением подземных вод должно быть осуществление системы профилактических мер, учитывающих тесную связь подземных вод с поверхностными.

Главную роль в предупреждении загрязнения подземных вод играют мероприятия общего характера. К их числу, в первую очередь, следует отнести все меры по совершенствованию методов очистки промышленных и хозяйственно-бытовых сточных вод; создание производств с бессточной технологией и канализации; изоляцию коммуникации, несущих сточные воды; ликвидацию или очистку газодымовых выбросов на предприятиях; глубокое подземное захоронение особо вредных стоков, очистка которых экономически не оправдана. Профилактике загрязнения подземных вод способствует мониторинг качества подземных вод, т.е. научно обоснованная система длительных натурных наблюдений за основными динамическими характеристиками водоносного горизонта: уровнями, напорами, химическим и бактериологическим составом, температурой воды и т.п. Анализ этих данных позволит получить пространственно-временную картину загрязнения, объяснить произошедшие изменения, дать прогноз ожидаемых изменений качества подземных вод.

5.3.3 Защита литосферы

Учитывая, что участок месторождения находится на пустынной территории, где многие виды представлены сукуплентными формами, засухоустойчивыми (ксерофитами), многие имеют густое опущение, можно сказать, что большая часть представителей пустынной флоры газоустойчивы. К ним относятся все доминирующие виды пустынных ландшафтов: биюргун, сарсазан, поташники, гребенщики, жузгуны, полыни, итсигек, однолетние солянки.

Согласно статье 104 Указа Президента Республики Казахстан “О земле” собственники земельных участков и землепользователи обязаны проводить следующие мероприятия по охране земель и меры для облагораживания территории нефтепромысла:

- провести фитомелиоративные мероприятия по периметру буровых, вахтового поселка, полигонов хранения твердых отходов и т.д.;

- для дальнейшего прекращения уничтожения почвенно-растительного покрова упорядочить использование только необходимых дорог, по возможности обустроив их щебнем или твердым покрытием. На остальных неиспользуемых дорогах провести фитомелиорацию;

- в районе действующих и законсервированных скважин необходимо закрепить пески твердым или полимерным, в крайнем случае, битуминозным покрытием;

- строго регламентировать проведение работ, связанных с загрязнением почвенно-растительного покрова при эксплуатационном и ремонтном режиме работ;

- произвести посев многолетних и однолетних видов растений на рекультивированных землях, используя ассортимент видов местной флоры с учетом их эколого-биоморфологических особенностей;

- осуществить мероприятия по озеленению вокруг жилых и нефтеперерабатывающих объектов.

В случае аварийных ситуаций, в местах разлива нефти произвести снятие и вывоз верхнего слоя почвы, осуществить биологическую рекультивацию с последующей фитомелиорацией. [15]

6. Экономический раздел

6.1 Структура нефтегазодобывающих предприятий

В нефтегазодобывающей промышленности главным направлением технического прогресса является совершенствование технологии добычи, способствующее ускоренному росту объемов производства и улучшению качественных показателей разработки нефтяных месторождений.

Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст - эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин.

В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров.

Средняя глубина скважин и на подготовительно - заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований.

Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем принимаем равным 100 км в один конец.

В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий.

Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.

Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем принимаем равным 100 км в один конец.

Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований.

Тобщ. =Т пр. + Т иссл. (6.1)

где Т иссл. - норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора;

Тпр. - время затраченное на переезд от базы до скважины;

Т - норма времени на 1 км.

Т пр =T•2•S (6.2)

Тпр=0,027•2•100=5,4

где: S - путь в 1 конец (км);

Т ст1 - часовая тарифная ставка оператора 6 разряда;

Т - норма времени на 1 км.

Теперь определяем стоимость проведения гидродинамических исследований:

С общ. = С пр. + С иссл. (6.3)

Собщ=315•1,68+11000,134

С иссл. =Т ст1 ·Т общ. + Тст2 · Тобщ. (6.4)

Сисл=21,672•282+17,585•278=11000,134

где Сиссл - сумма затраченная для оплаты операторов

Как правило исследование проводят 2 оператора 4 и 6 разряда.

Т ст1 - часовая тарифная ставка оператора 6 разряда;

Т ст2 - часовая тарифная ставка оператора 4 разряда.

Определяем время затраченное на замер забойного давления при фонтанной эксплуатации

Тобщ=Тпр+Тиссл. =5,4•6,8=36,72

Собщ = Спр + С иссл. =209+71,7=281

Т ст1 - часовая тарифная ставка оператора 6 разряда;

Т ст. - часовая тарифная ставка для оплаты за аренду машины.

Определяем стоимость этого замера на авто Газ - 66

6.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятия

При расчетах экономической эффективности в качестве исходной информации используют величину текущих и капитальных затрат.

Текущие затраты - производимые постоянно в течение года, затраты живого и овеществленного труда при изготовлении продукции.

Капитальные затраты (инвестиции) - средства в форме капитальных вложений на создание производственных фондов и их расширенное воспроизводство, на техническое перевооружение производства.

Фонд оплаты труда определим по средней заработной плате работников:

Зпп = Nч?Sз/п?Фскв (6.5)

Зпп = 3?892 526?26 = 69 617 028 тг

где Nч - норматив численности на 1 скважину действующего фонда, чел/скв;

Sз/п - среднегодовая заработная плата работника, тг/чел;

Фскв - среднедействующий фонд скважин.

Отчисления работодателя на социальные страхование, пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31 % от ФОТ, т.е.

Зор = Зпп? 0,3 (6.6)

Зор = 69 617 028?0,31 = 21 581 278 тг

где Nч - норматив численности на 1 скважину действующего фонда, чел/скв;

Sз/п - среднегодовая заработная плата работника, тг/чел;

Фскв - среднедействующий фонд скважин.

Таблица 6.2 - Нормативы для подсчета эксплуатационных затрат

Наименование	Величина
Удельный расход электроэнергии на 1000 м3 добываемого газа, кВт?ч/м3	11,55
Удельный расход электроэнергии на закачку 1 м3 воды, кВт?ч/м3	10,5
Стоимость электроэнергии, тг/кВт?ч	3,56
Численность рабочих на 1 скважину действующего фонда, раб/скв	3
Оплата труда, тг/раб в год	892 526
Социальные страхования, пенсионный фонд, фонд занятости, % от ФОТ	31
Удельные затраты на сбор, транспортировку, подготовку 1000 м3 газа, тг/1000 м3 газа	493
Норма амортизации ОПФ, % от стоимости ОПФ	6,7
Текущий ремонт, % от стоимости ОПФ	1,2
Общие производственные затраты, % от суммы прямых и косвенных затрат	21
Внепроизводственные затраты, % от полной себестоимости	0,5

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации. Амортизационные отчисления по скважине начисляют по установленной норме 6,7 % от первоначальной стоимости скважины:

Аr = (Сп?Nа)/100 % (6.7)

где Сп - первоначальная стоимость скважины, тг;

Na - годовая норма амортизации скважины, %.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе расходы по подземному текущему ремонту скважин, включает в себя затраты связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования всех типов скважин, включая амортизационные отчисления от стоимости наземного и подземного оборудования, а также с текущим подземным ремонтом скважин. Расходы по текущему ремонту наземного и подземного оборудования включают ряд затрат (заработная плата, прокат транспортных средств и др.). Для укрупненного расчета затрат на данную статью примем затраты на текущий ремонт 1,2% от первоначальной стоимости скважин, т.е.:

Зтр=1,2%?С/100% (6.9)

Зтр = 1,2?417 036 010/100 = 5 004 432 тг

Общепроизводственные расходы включают затраты связанные с управлением предприятия и организации производства в целом.

Они относятся к накладным расходам и составляют 21% от суммы прямых и косвенных затрат, т.е.:

Зопр=21%*(Зэ+Ззв+Зпп+Зор+Аг+Зстп+Зтр)/100% (6.10)

Зопр=21·(592 728 716 + 781 324 217 + 69 617 028 + 21 581 278 + 27 941 412 +7106 747 830 + 5 004 432) / 100 = 1 807 038 432 тг.

Внепроизводственные затраты - это затраты связанные с коммерческой реализацией продукции. Удельный вес этих затрат составляет 0,5% от полной себестоимости. По результатам вычислений строим таблицу 6.2 куда сведены все затраты по статьям калькуляции, приходящиеся на одну скважину до внедрения мероприятия.

Звп = 0,5% * ?З/100% (6.11)

Звп = 0,5?8 604 944 914/100 = 43 024 724 тг

Таблица 6.3 - Годовые эксплуатационные затраты до внедрения исследования

Наименование статей калькуляции	Сумма, тг
Электроэнергия	592 728 716
ФОТ	69 617 028
Социальные отчисления (31 %)	21 581 278
Амортизация скважины	27 941 412
Сбор, транспортировка и подготовка газа	7 106 747 830
Текущий ремонт	5 004 432
Общепроизводственные расходы	1 807 038 432
Внепроизводственные расходы	43 024 724
Итого, млн. тг.	10 455,008

Исходя из результатов таблицы и вычислений, определим себестоимость 1000 м3 газа по скважине до внедрения мероприятия по повышению производительности скважины;

C1 = Зг/Q1, (6.12)

С1= 1,0488·1010/14415 = 725 271 тг

где Зг - сумма годовых эксплуатационных затрат по статьям калькуляции, тг.

Таким образом, себестоимость 1000 м3 газа без обработки скважины составит на конец года 725 271 тг.

По результатам сведены все затраты по статьям калькуляции, приходящиеся на одну скважину до внедрения мероприятия. Внепроизводственные затраты - это затраты связанные с коммерческой реализацией продукции.

6.3 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия

По результатам проведенных расчетов по определению затрат по статьям калькуляции до и после исследования скважин строим таблицу 6.9 для сравнения полученных результатов.

Эгод = (С1 - С2) ДQ = (725 271 - 641 567) * 9837·103 = 823 396 248 000 тг

Годовой экономический эффект от проведения мероприятия составит 823 396 248 тенге.

Таблица 6.10 - Технико-экономические показатели до и после внедрения мероприятия по исследованию скважин

Статьи затрат	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия	Изменение затрат
Расходы на электроэнергию по извлечению газа, тг	592 728 716	997 196 203	+404467487
Расходы по искусственному воздействию на пласт, тг	781 324 217	1 314 485 904	+533161687
ФОТ, тг	69 617 028	69 617 028	-
Социальные отчисления (31 %), тг	21 581 278	21 581 278	-
Амортизация скважины, тг	27 941 412	27 941 412	-
Сбор, транспортировка и подготовка газа , тг	7 106 747 830	11 956 236 000	+4849488170
Текущий ремонт скважины, тг	5 004 432	5 004 432	-
Общепроизводственные расходы, тг	1 807 038 432	2 862 965 148	+1055926716
Внепроизводственные расходы, тг	43 024 724	63 165 836	+20141112
Затраты по проведению обработки, тг	-	1 717 515	+1 717 515
Итого затрат, млн. тг	10 455,008	15 559,298	+5 104,29
Добыча газа, 1000м3	40,3	67,8	+27,5
Себестоимость 1000 м3 газа, тг/м3	725 271	641 567	- 83 704
Экономический эффект, млн. тг	823,396 248

скважина исследование лубрикатор

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Особенностью исследований и ремонтов скважин с помощью канатной техники, как известно, является то, что ремонтные работы проводятся без глушения скважины. В результате исключения операций по глушению скважин из цикла ремонтных работ не происходит ухудшения фильтрационных характеристик пласта, которое наблюдается при работе с помощью подъемных агрегатов.

Исследование и ремонт скважин относится к опасным производственным объектам из-за высокой вероятности возникновения газопроявлений, фонтанов и пожаров на устье скважин.

Недостатком использования канатной техники в настоящее время является то, что не все виды ремонтных работ можно проводить с их помощью. Основная причина - отсутствие необходимого инструмента и оборудования, спускаемого на проволоке, апробированных технологий ремонта скважин. Из всего вышеперечисленного следует, что для дальнейшего продвижения канатной техники в практику ремонтных работ необходимо разрабатывать и внедрять в производство новое оборудование, инструмент и технологии работ с помощью канатной техники.

Актуальным является и уменьшение металлоемкости оборудования, с сохранением ее прочностных характеристик, что приведет к уменьшению затрат. Все эти решения направлены на создание высококачественного, надежного, долговечного, безопасного и недорогого оборудования.

Кроме этого сокращается продолжительность ремонтных работ за счет уменьшения времени на монтаж установки и противовыбросового оборудования и отсутствия работ по глушению скважин. За счет этого сокращается и время нахождения скважины в бездействии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ю.В. Зайцев " Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением", М.,"Недра", 2002 г.

2. Молчанов А. Г., Чичеров В. Л., Нефтепромысловые машины и механизмы, М., «Недра», 1983.

3. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г., Машины и оборудование для добычи нефти и газа М., «Недра», 1984.

4. В.С. Кроль, А.К. Карапетов "Подземный ремонт скважин с помощью канатной техники ", М., "Недра", 1995 г.

5. «Нефтегазопромысловое оборудование». Под общей редакцией В. Н. Ивановского, 2006.

6. Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1889 г. 480 с.

7. Бухаленко Е.И. и др. Техника и технология промывки скважин.- М.: Недра, 1982.- 197 с.

8. Бухаленко Е.И. "Нефтепромысловые оборудования": "Справочник" - 2-е издание, - М., Недра, 1990 г.

9. Носырев А.М.; « Растепление нефтяных скважин с помощью каротажного кабеля в западной сибири »;ТГНУ; Тюмень 2005

10. Крец В.Г., Шмурыгин В.А. и др. Оборудование и инструменты для ремонта нефтяных скважин.- Томск: Изд. ТПУ, 1996 с.

11. Крец В.Г., Кольцов В.А., Лукьянов В.Г., Саруев Л.А. и др. Нефтепромысловое оборудование. Комплект Каталогов.- Томск: Изд. ТПУ, 1997.-822 С.

12. Справочник мастера по добыче нефти. Баку.- Азнефтеиздат, 1952.- 424 с.

13. Справочник на основании проведенных теоретических исследований, опытно-конструкторских и промысловых работ по исследованию скважин, в частности, с применением созданного во ВНИИ в 1986 году комплекса КСС_1 РНТЦ ВНИИнефть А.Б. Сулейманов " Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте", М., "Недра", 1997 г.

14. Г.Е. Панов " Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности ", М., "Недра", 1999 г.

15. Домин П.А. "Справочник по технике безопасности", 1985г.

16. Оркин К.Г. и др. "Расчеты в технологии и технике добычи нефти", М., Недра, 1967 г.

17. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов Москва "Недра" 1991

18. В. С. Бойко Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990г. - 619 с.

19. Каталог «Недракам» №43, 2012г. Стр.12

20. «Правило безопасности при геолого-разведочных работах» (М.1999 год),

21. «Правило безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (РД 08-200-98),

22. «Правило геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах». (М.1999 г),

23. «Инструкция № 31 по технике безопасности при проведении промыслово-геофизических работ в эксплуатационных скважинах»,

24. «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (РД 153-39.0-072-01), ОСП ОРБ-99.

25. .«Технологический регламент на производство промыслово-геофизических исследований при строительстве, капитальном и текущем ремонте скважин и при промысловых исследованиях» г. Иркутск; 2009 г

Размещено на Allbest.ru