2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

- старение оборудования;

- увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

- рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рисунка 5.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

- обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений и применение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

- применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

- применение механических скребков для борьбы с

парафиноотложениями.

4. Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима оптимизация режимов их работы. Анализ этих режимов показал, что по большинству скважин наблюдаются завышенные глубины спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы скважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты расчета показали, что только за счет оптимизации режимов работы этой скважин можно получить увеличение дебита нефти и за счет уменьшения глубины спуска ЭЦН сэкономить НКТ и кабель.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

6.1 Оптимизация режима работы скважин

Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение рекомендаций.

Критериями оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦН с меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1 было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем - 12 месяцев 2003 года.

Таблица 6.1 Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС.

№ п/п	Показатели	Ед. измерения	Абсолютные значения
1.	Объем внедрения	Скважина	1
2.	Дополнительная добыча нефти	Тыс. тонн	13,87
3.	Цена нефти (за 1т.)	Руб.	1468
4.	Стоимость одного ремонта	Тыс. руб.	105
6.	Условно-переменные затраты на добычу 1т нефти	%	42
7.	Себестоимость добычи 1тонны нефти	Руб.	835
8.	Налог на прибыль	%	24
9.	Коэффициент инфляции	%	14
10.	Ставка дисконта	%	10

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

Основным показателем оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потока денежной наличности на всех этапах мероприятия определяется по формуле:

ДПДНt =ДВt-ДИt-Кt-ДНt., ( 6.1 )

где ДВt - прирост выручки от проведения мероприятий в t-ом году, тыс.руб.

ДИt - прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.руб.

К t- капитальные затраты в t-ом году связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

ДНt - прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна:

ДВ(Q)t = ДQt * Цt, ( 6.2 )

где Цt - цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

ДИt - текущие издержки в году t,

ДИt = Идопt + Имерt, ( 6.3 )

где Идопt - текущие затраты на дополнительную добычу,тыс.руб.

Имерt - текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

Имерt = Ср *n, ( 6.4 )

где Ср - стоимость одного ремонта

n - количество оптимизаций.

Идопt = ДQt * Упер., ( 6.5 )

где Упер. - условно-переменные затраты, тыс.р/т.,

К - капитальные затраты за расчетный период,т.руб.(К=0)

Все затраты и результаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году ( tр ), в качестве которого берется год,предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования:

tр - t

d=( 1+Ен.п. ), ( 6.6 )

где Ен.п. - нормативный коэффициент приведения.

t р - расчетный год, к которому приводятся затраты и результаты.

Чистую прибыль рассчитываем по формуле:

Пчис. = Пвал. - налоги.

Где Пвал. - прирост прибыли от реализации дополнительной добычи

Налоги - - 24 % от реализации.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ДНПДН) определяется за все годы расчетного периода:

ДНПДН =ПДНк

где t -тек. год

t Т

Т - расчетный период по мероприятиям НТП.

К - годы, предшествующие текущему году включительно

ДПДНк-прирост потока денежной наличности в к-том году, тыс.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени,то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования производится по формуле указанной выше. Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ДДПДНt) и чистой текущей стоимости (ДЧТСt) определяются по следующим формулам:

ДДПДНt =ДПДНt * at

ЧТСt=ДПДНк

Исходные данные для расчетов НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.1.

Согласно этой методике все расчеты представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Расчет экономической эффективности от проведения оптимизации в НГДУ « Когалымнефть» ЦДНГ-1
№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,3	1561,952	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	290,68	285,31	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	920,5	903,49	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30
7	НПДН	тыс.руб.	920,5	1823,99	2824,29	3792,31	4792,61	5760,64	6760,94	7761,23	8729,26	9729,56	10697,59	11697,88
8	Коэф.дисконтирования		1,0	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	920,5	901,69	994,29	958,35	985,29	948,67	970,29	960,28	919,63	945,28	909,95	930,28
10	ЧТС	тыс.руб.	920,5	1822,18	2816,48	3774,83	4760,12	5708,79	6679,07	7639,36	8558,99	9504,27	10414,21	11344,49

Рисунок 6.1 Профиль накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

6.2 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными, то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта.

Для анализа чувствительности выбираем интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:

дополнительная добыча (-30%; +10%),

цены на нефть (-20%; +20%),

текущие затраты (-10%; +10%),

налоги (-20%; +20).

Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТС(Qд.д.); ЧТС(Ц); ЧТС(И); ЧТС(Н). Результаты расчетов приведены в таблицах 6.3 - 6.10.

Таблица 6.3 Изменение ЧТС от дополнительной добычи -30 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	0,825	0,745	0,825	0,798	0,825	0,798	0,825	0,825	0,798	0,825	0,798	0,825
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1210,51	1093,37	1210,51	1171,46	1210,51	1171,46	1210,51	1210,51	1171,46	1210,51	1171,46	1210,51
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	394,19	261,20	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	289,19	261,20	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	195,92	199,72	221,12	213,99	221,12	213,99	221,12	221,12	213,99	221,12	213,99	221,12
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	620,41	632,45	700,21	677,62	700,21	677,62	700,21	700,21	677,62	700,21	677,62	700,21
7	НПДН	тыс.руб.	620,41	1252,85	1953,06	2630,68	3330,89	4008,51	4708,72	5408,92	6086,54	6786,75	7464,37	8164,58
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	620,41	631,18	696,01	670,84	689,70	664,07	679,20	672,20	643,74	661,70	636,96	651,19
10	ЧТС	тыс.руб.	620,41	1251,59	1947,59	2618,44	3308,14	3972,21	4651,41	5323,61	5967,35	6629,05	7266,01	7917,20

Таблица 6.4 Изменение ЧТС от дополнительной добычи +10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,296	1,170	1,296	1,254	1,296	1,254	1,296	1,296	1,254	1,296	1,254	1,296
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1902,23	1718,15	1902,23	1840,87	1902,23	1840,87	1902,23	1902,23	1840,87	1902,23	1840,87	1902,23
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	559,44	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	454,44	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	322,27	313,85	347,47	336,26	347,47	336,26	347,47	347,47	336,26	347,47	336,26	347,47
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	1020,53	993,84	1100,33	1064,83	1100,33	1064,83	1100,33	1100,33	1064,83	1100,33	1064,83	1100,33
7	НПДН	тыс.руб.	1020,53	2014,37	3114,69	4179,53	5279,85	6344,68	7445,01	8545,34	9610,17	10710,49	11775,33	12875,65
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	1020,53	991,86	1093,72	1054,18	1083,82	1043,53	1067,32	1056,31	1011,59	1039,81	1000,94	1023,30
10	ЧТС	тыс.руб.	1020,53	2012,38	3106,11	4160,29	5244,11	6287,64	7354,96	8411,27	9422,86	10462,67	11463,61	12486,92

Таблица 6.5 Изменение ЧТС от цены -20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1383,44	1249,56	1383,44	1338,82	1383,44	1338,82	1383,44	1383,44	1338,82	1383,44	1338,82	1383,44
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	207,68	210,34	232,88	225,36	232,88	225,36	232,88	232,88	225,36	232,88	225,36	232,88
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	657,64	666,08	737,44	713,65	737,44	713,65	737,44	737,44	713,65	737,44	713,65	737,44
7	НПДН	тыс.руб.	657,64	1323,72	2061,16	2774,81	3512,26	4225,91	4963,35	5700,79	6414,45	7151,89	7865,54	8602,99
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	657,64	664,74	733,02	706,52	726,38	699,38	715,32	707,94	677,97	696,88	670,83	685,82
10	ЧТС	тыс.руб.	657,64	1322,39	2055,40	2761,92	3488,30	4187,68	4903,00	5610,95	6288,92	6985,80	7656,63	8342,46

Таблица 6.6 Изменение ЧТС от цены +20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	2075,16	1874,34	2075,16	2008,22	2075,16	2008,22	2075,16	2075,16	2008,22	2075,16	2008,22	2075,16
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	373,69	360,29	398,89	386,02	398,89	386,02	398,89	398,89	386,02	398,89	386,02	398,89
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	1183,35	1140,91	1263,15	1222,40	1263,15	1222,40	1263,15	1263,15	1222,40	1263,15	1222,40	1263,15
7	НПДН	тыс.руб.	1183,35	2324,26	3587,41	4809,82	6072,97	7295,37	8558,52	9821,67	11044,07	12307,22	13529,63	14792,78
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	1183,35	1138,63	1255,57	1210,18	1244,20	1197,96	1225,26	1212,62	1161,28	1193,68	1149,06	1174,73
10	ЧТС	тыс.руб.	1183,35	2321,98	3577,55	4787,73	6031,93	7229,89	8455,15	9667,77	10829,05	12022,73	13171,79	14346,52

Таблица 6.7 Изменение ЧТС от текущих затрат -10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,30	1561,95	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	466,31	335,83	371,81	359,82	371,81	359,82	371,81	371,81	359,82	371,81	359,82	371,81
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	303,12	294,27	325,80	315,29	325,80	315,29	325,80	325,80	315,29	325,80	315,29	325,80
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	959,87	931,85	1031,69	998,41	1031,69	998,41	1031,69	1031,69	998,41	1031,69	998,41	1031,69
7	НПДН	тыс.руб.	959,87	1891,73	2923,42	3921,83	4953,53	5951,94	6983,63	8015,33	9013,74	10045,44	11043,85	12075,54
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	959,87	929,99	1025,50	988,43	1016,22	978,45	1000,74	990,43	948,49	974,95	938,51	959,48
10	ЧТС	тыс.руб.	959,87	1889,86	2915,37	3903,80	4920,01	5898,46	6899,20	7889,63	8838,12	9813,07	10751,58	11711,06

Таблица 6.8 Изменение ЧТС от текущих затрат +10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,30	1561,95	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	569,94	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	278,25	276,36	305,97	296,10	305,97	296,10	305,97	305,97	296,10	305,97	296,10	305,97
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	881,12	875,13	968,90	937,64	968,90	937,64	968,90	968,90	937,64	968,90	937,64	968,90
7	НПДН	тыс.руб.	881,12	1756,25	2725,15	3662,80	4631,70	5569,34	6538,24	7507,14	8444,78	9413,68	10351,32	11320,22
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	881,12	873,38	963,09	928,27	954,37	918,89	939,83	930,14	890,76	915,61	881,39	901,08
10	ЧТС	тыс.руб.	881,12	1754,50	2717,59	3645,86	4600,22	5519,11	6458,94	7389,09	8279,85	9195,46	10076,84	10977,92

Таблица 6.9 Изменение ЧТС от налогов -20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,3	1562,0	1729,3	1673,5	1729,3	1673,5	1729,3	1729,3	1673,5	1729,3	1673,5	1729,3
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	232,55	228,25	252,71	244,55	252,71	244,55	252,71	252,71	244,55	252,71	244,55	252,71
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	978,63	960,56	1063,47	1029,17	1063,47	1029,17	1063,47	1063,47	1029,17	1063,47	1029,17	1063,47
7	НПДН	тыс.руб.	978,63	1939,19	3002,66	4031,83	5095,30	6124,47	7187,94	8251,42	9280,58	10344,06	11373,22	12436,70
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	978,63	958,64	1057,09	1018,88	1047,52	1008,58	1031,57	1020,93	977,71	1004,98	967,42	989,03
10	ЧТС	тыс.руб.	978,63	1937,27	2994,36	4013,24	5060,76	6069,34	7100,91	8121,84	9099,55	10104,53	11071,95	12060,98

Таблица 6.10 Изменение ЧТС от налогов +20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,30	1561,95	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	348,82	342,38	379,06	366,83	379,06	366,83	379,06	379,06	366,83	379,06	366,83	379,06
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	862,36	846,43	937,12	906,89	937,12	906,89	937,12	937,12	906,89	937,12	906,89	937,12
7	НПДН	тыс.руб.	862,36	1708,79	2645,91	3552,80	4489,92	5396,81	6333,93	7271,05	8177,94	9115,06	10021,95	10959,07
8	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	862,36	844,74	931,50	897,82	923,06	888,75	909,01	899,63	861,55	885,58	852,48	871,52
10	ЧТС	тыс.руб.	862,36	1707,10	2638,59	3536,42	4459,48	5348,23	6257,24	7156,87	8018,42	8904,00	9756,47	10627,99

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображены на рисунке 6.2. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединены между собой, образуя фигуру, напоминающего «паука».

Изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, то есть проект риска не имеет.

Рисунок 6.2 Диаграмма ПАУК

ВЫВОД

Внедрение мероприятий научно-технического прогресса имеет большое значение для рационального использования сырьевых, топливно-энергетических и других материальных ресурсов.

Результаты расчета накопленного потока денежной наличности (НПДН) и чистой текущей стоимости (ЧТС) показали, что внедрение такого мероприятия как оптимизация режима работы скважины экономически выгодно, поскольку:

Прирост добычи нефти составил 13,87 тыс.тонны.

Накопленный поток денежной наличности 11697,88 тыс.руб.

Чистая текущая стоимость составила 11344,49 тыс.руб.

Срок окупаемости от внедрения данного мероприятия составляет 0,5 - месяца.

Эти показатели отражены на графике накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости. Так же на графике хорошо заметно период окупаемости ( Ток ).

Вышеизложенные результаты показали, что внедрение такого мероприятия, как оптимизация режима работы скважины экономически выгодно.

 7 ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

Всякая деятельность происходит из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Деятельность - активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По различным причинам только в России на производстве травмируются ежегодно 650-700 тысяч человек, плюс 15-16 тысяч с летальным исходом. Шесть миллионов человек работает во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий не отвечает требованиям безопасности, в среднем ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров. Основными причинами этих негативных явлений являются недостаточный уровень обучения и квалификации персонала, несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности, недостаточное оснащение производств системами очистки выбросов, устаревшее оборудование. Эксплуатация, обслуживание и меры по технике безопасности при работе с оборудованием в цехах добычи нефти должны выполняться в соответствии с « Правилами безопасности в нефтяной промышленности».

На основе этого документа на предприятии разрабатываются мероприятия по обеспечению безопасности труда.

При оценке экологичности руководствуются правилами и нормами, предложенными в санитарных предохранительных законодательных документах.

Наиболее объективным критерием, используемым при оценке экологичности проекта является ущерб, наносимый народному хозяйству загрязнением окружающей среды.

Рассчитывается ущерб трех видов:

- фактический ущерб

- возможный ущерб

- предотвращенный ущерб

Критерием экологичности объекта, новой техники, технологического процесса производства служит количество отходов, образующихся при производстве готовой продукции с учетом их токсичных свойств.

Технологический процесс считается безопасным, экологическим и рекомендованным к внедрению, если количество выбросов при эксплуатации новой техники, меньше чем при эксплуатации старой.

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства

Все работы в нефтяной промышленности связаны с высокой энерговооруженностью, механизацией, химизацией и т.д., которые представляют большую опасность для обслуживающего персонала.

В процессе добычи нефти промышленно-производственный персонал низшего производственного звена - операторы по добыче нефти подвергаются воздействию неблагоприятных метеорологических условий, выделяющихся в атмосферу легких фракций нефти и попутных газов. При выбросе в атмосферу большого количества попутного газа содержание кислорода в воздухе резко снижается, атмосфера насыщается парами нефти и сопутствующих веществ. Такое загрязнение воздушной среды может привести к интоксикации организма. Парафин, содержащийся в нефти, вызывает раздражение кожи и ряд серьезных кожных заболеваний.

Таблица 7.1 Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе на рабочих местах (согласно СН-245-71)

ВЕЩЕСТВО	ПДК, мг/м3
Углеводороды	300
Пары соляной кислоты	10
Н 2S с углеводородами	3

Большое значение имеет герметизация оборудования, исключающая загрязнение рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений. Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействием, коррозии, низким температурам, что приводит к нарушению прочностных характеристик конструкций и их преждевременному разрушению.

Технологическим процессам присущи высокие давления, в них используются большие массы горючих жидкостей, агрессивные и токсичные вещества.

В условиях Западной Сибири, кроме технологических факторов, на работу оператора в первую очередь влияют специфические климато-географические условия. К ним относятся низкие температуры, болотистая местность, а также отравления, взрывы, пожары.

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН обслуживающий персонал подвержен следующим опасностям:

Поражение электрическим током.

Отравление газом.

Поражение в результате взрыва.

Поражение в результате аварийной утечки нефти.

Высокий уровень электрификации промыслов и жесткие условия эксплуатации электрооборудования (влажность, перепад температур, наличие горючих, взрывчатых и агрессивных веществ) могут привести к электротравмам, возникающим при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нормально токонепроводящих частях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов. Основными источниками высокого напряжения на месторождении являются установки ЭЦН и ШГН, оборудование по подготовки нефти. Вероятность того или иного поражения и его исход зависит от сочетания многих факторов: силы тока, пути тока в организме, времени действия, электрического сопротивления и состояния человека. Смертельно опасным являются переменный ток промышленной частоты силой более 100 мА. Электробезопасность может быть обеспечена только строгим выполнением требований действующих электротехнических нормативов. Все токоведущие части изолированы или помещены на достаточной высоте для защиты от возможного поражения электрическим током.

Опасность поражения человека взрывом, либо отравление газами или поражение при выбросе нефти возможны из-за неисправности арматуры скважины или сборного коллектора. Также возникновению взрыва может предшествовать искра, образовавшаяся в результате замыкания кабеля.

Таким образом, из проведенного анализа основных опасностей при эксплуатации скважин с ЭЦН наиболее опасным является поражение электрическим током.

7.1.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

На основании проведенного анализа и расчета заземления для безопасного обслуживания скважин с УЭЦН нами предусмотрены следующие мероприятия:

Все рабочие, ИТР, работающие на кустовых площадках могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по ТБ, пожарной безопасности, газобезопасности, стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний.

Обслуживающий персонал должен быть обучен и аттестован на соответствующую квалификацию.

Кроме того, работники, обслуживающие кустовые площадки должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, которые должны выдаваться по установленным нормам. Регулярно должны обеспечиваться молоком, моющими средствами. Раз в два года работники должны проходить медосмотр.

Станция управления скважинами, при установке наземного оборудования, на площадке обслуживания должна размещаться с расчетом обеспечения свободного входа и выхода наружу. Дверцы станций управления должны запираться на замок.

Бронированный кабель к устью скважины прокладывается по специальным опорам. По трассе, через каждые 50 м устанавливаются предупредительные знаки. Работы по монтажу, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станциях управления, а также переключений ответвлений в трансформаторах осуществляются двумя лицами электротехнического персонала при выключенной установке, блоке-рубильнике и со снятым предохранителем.

Замена блока рубильник-предохранитель и его ремонт непосредственно на станции управления могут выполняться при отключении напряжения сети 380 В от станции управления.

Во время работы установки и пробного ее пуска запрещается прикосновение к кабелю, не допускается проведение каких-либо работ на кабеле при спуско-подъемных операциях. В случае длительных перерывов в эксплуатации скважин с нее должно быть полностью снято напряжение.

Во избежании отравления газами необходимо следить за герметичностью устьевой арматуры, сборных коллекторов.

Для предотвращения взрыво- и пожароопасности необходимо следить за исправностью электрооборудования.

Необходимо строгое соблюдение графиков ППР приборов.

Строгое соблюдение норм технологического режима.

Осуществление систематического контроля выполнения должностных инструкций, о соблюдении правил безопасности.

Своевременное выполнение мероприятий по подготовке к весеннему паводку.

Соблюдение мер по пожарной безопасности при эксплуатации, проведении пожаро - взрывоопасных работ.

Таким образом, намеченные мероприятия по охране труда обеспечивают и будут способствовать безопасному обслуживанию скважин, оборудованных УЭЦН.

Основные показатели по охране труда и технике безопасности по НГДУ «Когалымнефть» приведены в таблице 7.2

Таблица 7.2 Показатели охраны труда по НГДУ «Когалымнефть» за 2001 год

Показатели	Количество
Производственный травматизм и аварийность
Несчастные случаи, связанные с производством	-
Количество пострадавших	-
Коэффициент частоты	-
Коэффициент тяжести	-
Установлено случаев профессиональных заболеваний дни нетрудоспособности по общей заболеваемости	- 614
Аварий	837
Ущерб аварий, неполадок, тыс.руб	-
Состояние условий труда
Обеспеченность санитарно-бытовыми помещениями, гардеробные (мест), %	100
Работа постоянно-действующей комиссии
Комплексные проверки	9
Целевые проверки	47
Выявлено нарушений	638
Устранено	636
в стадии исполнения	2
Издано приказов по От и ТБ	20

7.1.4 Средства индивидуальной защиты

Средства защиты применяют для предотвращения или уменьшения воздействия на работающих опасных и вредных факторов.

К средствам индивидуальной в ТПП «Когалымнефтегаз» предъявляются очень высокие требования. Проводятся тендерные комиссии по определению поставщика СИЗ, проводится входной контроль поступающих СИЗ, разрабатываются модели спецодежды в расчете на удобство эксплуатации, с учетом требований ОАО «ЛУКОЙЛ».

К средствам индивидуальной защиты работающих на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» относятся спецодежда, спец обувь, головные уборы, рукавицы, перчатки, приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки, антифоны).

Защитные свойства спецодежды определяются тканями, из которых они изготовлены. К тканям предъявляются такие требования, как хорошие теплозащитные свойства, воздухопроницаемость, малая влагоёмкость.

Спецобувь предназначена для предохранения ног от механических повреждений и от действия кислот, щелочей, воды. Кроме того, она должна иметь хорошие теплоизоляционные свойства.

Защитные очки предохраняют глаза от механических повреждений и от попадания пыли, кислот, щелочей, лучистой энергии, вредных испарений.

Респираторы предназначены для очистки вдыхаемого человеком воздуха от пыли и капель жидкостей посредством фильтрации. Противогазы защищают человека от пыли, капель жидкости и вредных газов.

Таблица 7.3 Перечень СИЗ, рекомендуемых для рабочих основных профессий предприятия НГДУ «Когалымнефть»

Профессия рабочего	Рекомендуемые средства индивидуальной защиты из ассортимента	Сроки исполнения месяцы
Оператор по добыче	Костюм брезентовый (ГОСТ12.4.098-78) Костюм хлопчатобумажный (ГОСТ12.4.109-82) Костюм нефтяника зимний (ТУ1708.124-80) Комплект мужской одежды для операторов (ТУ17-08-136-81) Сапоги резиновые (ГОСТ17.4.137-84) Сапоги утеплённые (ГОСТ17.4.137-84) Рукавицы брезентовые (ГОСТ12.4.109-82)	24 24 24 дежурный 12 18 2
Оператор по исследованию скважин	Костюм брезентовый (ГОСТ12.4.098-78) Костюм хлопчатобумажный (ГОСТ12.4.109-82) Костюм нефтяника зимний (ТУ1708.124-80) Комплект мужской спецодежды для операторов (ТУ 17-08-136-81) Сапоги резиновые (ГОСТ 17.4.137-84) Сапоги утепленные (ГОСТ 17.4.137-84) Рукавицы брезентовые (ГОСТ 12.4.109-82)	24 24 24 12 18 2

7.2 Оценка экологичности проекта

7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

В соответствии с Федеральным Законом от 10 января 2002 года во всех проектах требуется планировать мероприятия по охране окружающей среды. Поэтому нами предусмотрены соответствующие мероприятия.

Основной целью природоохранной деятельности является снижение отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду. Принцип комплексности в управлении включает вопросы определения источников и масштабов загрязнения окружающей среды; оценки экономического ущерба; внедрения природоохранных мероприятий и определения их экономической эффективности; общей оценки природоохранной деятельности управления; разработки эффективных путей снижения отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду.

Опасность загрязнения водоемов, земель и воздушного бассейна на значительных территориях и нанесения ущерба большому числу предприятий, расположенных на территории нефтегазодобывающего района усиливает специфика нефтегазодобывающего предприятия. Территориальная разбросанность промысловых объектов, большая протяженность нефтепроводов и водоводов, создают экологическую опасность применяемых материалов и химреагентов, нефтепромысловых сточных вод и отходов производства для окружающей среды.

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН возможны опасности для природной среды. При аварийных разливах нефти она проникает в почву. В лесной местности от нефти сохнут корни деревьев, кустарников и травяного покрова. В результате этого образуется сухость и сухая трава, что ведет к пожароопасной ситуации.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов и их утечках через неплотности и негерметичности в промысловом оборудовании.

Загрязнение больших площадей почвы возможно при аварийном фонтанировании нефти.

Попадая в почву нефть опускается вертикально вниз и распространяется вширь. Скорость продвижения нефти зависит от ее свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазной движущейся среде. Движение нефти прекращается при достижении 10-12 % насыщения почвы нефтью, либо при достижении нефти уровня грунтовых вод. Далее нефть перемещается в направлении уклона поверхности грунтовых вод. Наличие нефти в почве и на поверхности вод вызывает опасные экологические последствия.

В результате загрязнения происходит разрушение структуры почвы, изменение ее физико-химических свойств. Следственно, снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом ( за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв. Начинается кислородное голодание почв, что нарушает корневое питание растений.

Таким образом, в результате проведенного анализа можно сделать вывод, что основной причиной загрязнения природной среды является разлив нефти и нефтепродуктов на почву и поверхность вод.

7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин

Масса выбросов вредных веществ на кустах ( Мкс) вследствие неплотности фланцевых соединений на добывающих скважинах и сепараторах замерных устройств, а также испарения нефти из дренажной емкости определяются:

Мскв.= 325 * Nскв.* 10^-4 * 4/Ко * (Р * V)^0.8 * Nсеп. * 10 ^-3 + Мgе, кг/час (7.2.1)

где:Nскв.- число скважин на одном кусту, шт.

Nсеп.- число сепараторов на кусту, шт;

Р - абсолютное давление в сепараторе замерной установки, Р=15 кг/см²;

V - объем сепаратора замерной установки, V=0.89 м³;

Мgе - масса выбросов вредных веществ из дренажной емкости, Mge= 0.001 кг/час;

Ко - коэффициент,зависящий от средней температуры кипения жидкости и средней температуры в емкости (325 - для добывающих скважин ЭЦН, для ШГН необходимо взять коэффициент 234.)

Пример расчета для куста 24:

Количество ЭЦН = 8, количество сепараторов = 1 шт.

Мкс = 325*8*10^-4+4/1,24*(15*0,89)^0,8*1*10^-3+0,001= 0,287 кг/ч = 0,08 г/сек = 2,523 т/год

Количество ШГН = 2, количество сепараторов = 1 шт.

Мкс = 234*2*10^-4+4/1,24*(15*0,89)^0,8*1*10^-3+0,001= 0,073 кг/ч = 0,02 г/сек = 0,631 т/год

7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания

Через свечу рассеивания удаляются растворители в виде газообразных углеводородов (метан).

Расчет производился по формуле:

Пмет = 0,0416*Qb*Вгв*Ргв, кг/час (7.2.1)

где Qb - объем сеноманской воды, м³/сут

Qb = 3281 тыс м3/год = 8989 м³/сут (по данным предприятия)

Вгв - выделение газа, растворенного в воде м³/м³;

Ргв - плотность газа кг/м³ (данные предприятия)

Время работы - 8760 часов в год.

Пмет = 0,0416*8989*1*0,778 = 290,927 кг/час = 2548,52 т/год = 80,813 г/сек

Таблица 7.4 Характеристика выбросов в атмосферу на Южно-Ягунском месторождении

Источник загрязнения	Наименование вредного вещества	Количество вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу, т/год	Класс опасности Санитарные концентрации, предельно допустимые в атмосфере, мг/м3
1	2	3	4
Сепараторы	Метан	36,56	300(4)
Конденсато-сборники	Метан	2,61	300(4)
Отстойники	Метан	10,34	300(4)
Печи ПТБ -10	СО NO2	33,523 26,963	20(4) 5(2)
Котлы	Метан CO NO2	33,523 13,808 5,091	300(4) 20(4) 5(2)
Кусты скважин	Метан	61,055	300(4)
Свеча рассеивания	Метан CO NO2	1605,64 7,6 2,815	300(4) 20(4) 5(2)
Факел	NO2 CO Сажа Бенз(а)пирен	9,117 1139,7 136,761 3,65*10-7	5(2) 20(4) 4(4) 0,00015(1)

7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды

Учитывая ранее рассмотренные опасности для окружающей среды предусматривается ряд мероприятий, направленных на защиту природной среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.

На территории нефтепромыслов регулярно проверять состояние обваловок вокруг кустов.

Не допускать разливов нефти из мерников и тралов сборных установок.

Не допускать разливов нефти. Применяемых реагентов вокруг скважин и загрязнения приустьевой зоны.

Регулярно проводить проверку технического состояния всего фонда скважин.

Добиться полной герметизации систем сбора, сепарации нефти.

Установить регулярный контроль за герметичностью резьбовых и фланцевых соединений.

При применении химреагентов строго соблюдать технологию проведения работ.

Таким образом, намеченные мероприятия будут способствовать безопасному, с точки зрения охраны окружающей среды. Отбору нефти из нефтедобывающих скважин. Предложенные мероприятия разработаны на основе СН-245-76.

7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

На основании закона 1985г. по охране недр и окружающей среды и в соответствии с правилами разработки нефтяных и газовых месторождений нами проведен анализ и предложены мероприятия по обеспечению охраны недр.

Основными опасностями, с точки зрения охраны недр, при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, является нарушение герметичности колонн, которое может привести к образованию межпластовых перетоков, открытому фонтанированию и другим последствиям. Основными причинами негерметичности являются: коррозия, неплотные резьбовые соединения, некачественный цементаж колонны труб, температурные напряжения, наклонно-направленный профиль скважин.

Одна из эффективных мер защиты эксплуатационных колонн - пакерование межколонного пространства и заполнение его буферной жидкостью с добавками ингибиторов коррозии. Среди прочих мер можно выделить исключение контакта закачиваемых вод с внутренней поверхностью обсадных колонн и использование для этой цели НКТ.

Следующей мерой можно назвать герметизацию резьбовых соединений НКТ смазкой УС-1.

Установлено, что основная причина потери герметичности обсадных колонн - электрическая коррозия наружной поверхности труб. Для предотвращения коррозийного разрушения в настоящее время применяется цементирование колонны до устья, а также применение катодной защиты.

Таким образом, в результате анализа и применения данных конкретных мер, направленных на охрану недр, можно обеспечить надежную работу скважин, оборудованных ЭЦН.

7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций

7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций

Чрезвычайная ситуация (ЧС) - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте, определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, народному хозяйству и окружающей природной среде (ГОСТ Р22.0.05-94).

В наших суровых природно - климатических условиях в системе добычи нефти и газа могут возникнуть следующие чрезвычайные ситуации:

а) природного характера:

- паводковые наводнения

- лесные и торфяные пожары

- ураганы

- сильные морозы (ниже -40С)

- метели и снежные заносы

б) техногенного характера:

- пожара

- розлива нефти

- отключение электроэнергии и др.

Нарушение технологического режима:

- увеличение давления и температуры в аппаратах выше нормы, резкое сокращение потоков в сырья через печи, сброс нефти на очистные сооружения с отстойников;

- отказ регуляторов на печах, аппаратах, повышение давления на выкиде насосов;

- нарушение герметичности аппаратов и трубопроводов, пропуск сальников насосов, арматуры, что приводит к загазованности, возможности отравления нефтепродуктами, пожару, взрыву;

- низкая квалификация обслуживающего персонала;

- низкая производственная дисциплина;

- несоблюдение основных мер безопасности согласно требований инструкции при проведении огневых, газоопасных работ, при выполнении погрузочно - разгрузочных работ;

- несоблюдение мер безопасности при работе с деэмульгаторами, кислотами, щелочами и другими вредными веществами.

При возникновении чрезвычайной ситуации проводятся мероприятия по локализации аварийного процесса и ликвидации последствий. Мероприятия как правило, включают в себя спасательно-неотложные и аварийно-восстановительные работы, оказание экстренной медицинской помощи, мероприятия по восстановлению нормальной жизнедеятельности в зоне поражения, в том числе восстановление систем жизнеобеспечения и охрану общественного порядка, локализацию и ликвидацию экологических последствий.

Создание поражающих факторов для людей (а также техники, промышленной инфраструктуры, экологии или финансового положения предприятия) возможно при реализации запасенных на объекте, в данном случае ДНС, энергии и веществ.

Для исчерпывающего выявления и описания опасностей - источников поражающих факторов, необходимо:

- выявить и описать все запасы энергии и вредных веществ на объекте;

- выявить и описать, как - т.е. насколько часто, в каком виде и с какими

последствиями, эти запасы могут разрушительным образом реализоваться;

- выявить и описать существующие и планируемые организационно - технические меры, способные предупредить (т.е. не дать возникнуть; и/или снизить ожидаемую частоту возникновения; и/или уменьшить последствия) существующие опасности;

- выявить и описать существующие и планируемые организационно - технические меры, направленные на подготовку к действиям в случаях, когда существующие опасности реализуются;

- выявить и описать необходимые изменения в существующей системе менеджмента (управлением) безопасностью на объекте - ДНС, которые практически влияют на существующие опасности.

Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования аварии, инициирующего события аварии, аварийного процесса и чрезвычайной ситуации, потерь при аварии, - включая специфические количественные характеристики событий аварии, их пространственно-временные параметры и причинные связи.

Рассмотрим подробнее составляющие сценария:

- фаза инициирования аварии - это период времени, в течение которого происходит накопление отказов оборудования (например - заклинивание задвижки, разрушение торцевого уплотнения), отклонений от технологического регламента (например - скачкообразное повышение давления, возникновение неконтролируемых химических реакций), ошибок персонала (например - нарушение правил безопасной эксплуатации) и внешних воздействий (например - отключение электроэнергии), совокупность которых приводит к возникновению инициирующего события аварии;

- инициирующие событие аварии, состоит в разгерметизации системы хранения и/или переработки опасных веществ (углеводородов, вредных химических соединений);

- аварийный процесс - процесс при котором, сырье, промежуточные продукты, продукция предприятия и отходы производства, установленное на промышленной площадке оборудование вовлекаются в результате возникновения инициирующего события аварии в не предусматриваемые технологическим регламентом процессы (прежде всего физико-химические) на промышленной площадке предприятия - взрывы, пожары, токсические выбросы, разлития и т.д.; и создают поражающие факторы - ударные, осколочные, тепловые и токсические нагрузки; для населения, для персонала, окружающей среды и самого промышленного предприятия.

Анализ технологических особенностей ДНС показал, что на ДНС могут реализоваться опасности, приведенные (см. таблицу 7.5).

Таблица 7.5 Анализ технологических особенностей ДНС

Опасность	Инициирующие события (принципы и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий)
Пожар (взрыв) в резервуарном парке	Удар молнии в резервуар; Нарушение регламента ремонтных работ; Перелив резервуара; Коррозия, свищ стенки, брак сварки, усталость металла.
Пожар (взрыв) в производственных помещениях:
- пожар (взрыв) технологического трубопровода	Нарушение регламента работ; Коррозия, свищ в трубопроводе
- пожар (взрыв) в технологического аппарата	Коррозия, свищ в трубопроводе; Нарушение регламента работ
Пожар (взрыв) на установке	Удар молнии; Нарушение регламента работ; Механическое повреждение; Коррозия, свищ в трубопроводе

Соответствующий сценарий (типовой) возможной аварии (с учетом данных таблице 7.5), может включать в себя следующие события:

-истечение из отверстия в резервуаре (трубопроводе,установке, аппарате);

-растекание жидкости при квазимгновенном разрушении резервуара;

-образование разлития;

-образование и дрейф облака топливо-воздушной смеси (т.е. движение

облака вследствие воздействия ветра) (если не произошло мгновенного

воспламенения);

-безопасное рассеяние облака;

-взрыв паровоздушного облака с образованием воздушной ударной волны;

-разрушение окружающих аппаратов, несущих конструкций, трубопроводов (эффект “домино”);

-образование горящих разлитий и факелов;

-вскипание нефтепродуктов в резервуарах;

-пожар, с последующим вовлечением окружающих аппаратов, несущих

-конструкций, трубопроводов (эффект “домино”).

Авария может сопровождаться полной разгерметизацией резервуаров (трубопроводов, установок, аппаратов).

При расчетах учитывалось, что количество опасных веществ, участвующих в аварии может составлять:

При разрушении насосного агрегата объем разлива нефти может достигать нескольких тонн за счет нефти, содержащейся в насосном агрегате (~ 0,5 т), и дополнительного притока перекачиваемой нефти (до 30 m в зависимости от условий и времени перекрытия потока нефти). Однако следует отметить малую вероятность больших разливов нефти на насосных станциях вследствие возможности быстрого реагирования персоналом на аварийный разлив и принятия по локализации аварии.

При аварии с разгерметизацией сепаратора газа объем выброса нефти

составит 68 т и газа 0,4 т.

7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС

В целях защиты рабочих и служащих предусматриваются следующие мероприятия:

1.Развитие, совершенствование и поддержание в готовности объектовых и локальных систем оповещения рабочих и служащих об угрозе взрыва, распространения пожара, радиоактивного и химического заражения, угрозе катастрофического затопления, возможности возникновения стихийных явлений, а также обеспечение подключения указанных систем к местным системам оповещения населения.

2.Организация наблюдения и контроля в случаях реальной угрозы за радиоактивным и химическим заражением природной среды, продуктов питания и питьевой воды.

3.Поддержание в готовности фонда защитных средств сооружений гражданской обороны (убежищ и противорадиационных укрытий) для их использования в случае ЧС.

4.Установка защитных сооружений для дежурного персонала предприятий, работа которых не может быть прекращена по сигналу о возможной опасности возникновения ЧС.

5.Накопление средств и специального снаряжения для рабочих и служащих на случай ЧС, требующих их использования.

6.Организация частичной или полной эвакуации рабочих и служащих в безопасное место.

7.Проведение мероприятий по подготовке к оказанию до врачебной помощи и медицинскому обслуживанию рабочих и служащих в условиях ЧС.

8.Подготовка и поддержание в готовности сил и средств для проведения аварийно-спасательных и аварийно-восстановительных работ в очагах поражения и бедствий в зоне возникновения ЧС.

9.Совершенствование форм, методов и организации обучения рабочих и служащих действиям и способам защиты от поражающих факторов при ЧС.

10.Для обеспечения устойчивого снабжения продовольствием и предметами первой необходимости рабочих и служащих в условиях ЧС совместно с предприятиями торговли и общественного питания предусматривать:

11.Осуществление мероприятий по бесперебойному снабжению питанием и предметами первой необходимости рабочих и служащих, занятых работами по ликвидации последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий.

12.Проведение мероприятий по созданию специальных групп (подразделений)для обеспечения личного состава военизированных и невоенизированных формирований продовольствием и предметами первой необходимости, а также подготовку этих подразделений для работы в полевых условиях.

13.Строительство складов и холодильников для хранения продовольственных товаров с четом обеспечения защиты этих товаров от поражающих факторов при ЧС.

14.Организацию контроля за зараженностью продовольственных товаров и питьевой воды, а также работ по их обеззараживанию.

15.Заключение договоров с предприятиями торговли и общественного питания об осуществлении необходимого снабжения в условиях ЧС.

В целях подготовки к оказанию доврачебной помощи и к медицинскому обслуживанию рабочих и служащих в условиях ЧС совместно с органами здравоохранения предусматривать:

Проведение санитарно-гигиенических, противоэпидемических и лечебно-эвакуационных мероприятий.

Оказание всех видов скорой медицинской помощи.

Создание запасов медицинского и специального имущества для дополнительного развертывания и оснащения медицинских формирований.

ВЫВОД

В НГДУ «Когалымнефть» ежегодно, в зависимости от времени года, ведется подготовительная работа по предупреждению возникновения поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций природного характера. Разрабатываются мероприятия по работе в весенне-летний и осенне-зимний период года. Поэтому чрезвычайные ситуации природного характера на деятельность предприятия не оказывают большого воздействия.

Проблемы обеспечения технической безопасности и противоаварийной устойчивости промышленных производств и объектов повышенной опасности при рыночных отношениях имеют решающее значение. От их решения зависит успешная работа и экономическая устойчивость предприятия или отрасли народного хозяйства.

Благополучное положение с обеспечением технической безопасности и противоаварийной устойчивости на объектах Южно-Ягунского месторождения и в целом на объектах ТПП «Когалымнефтегаз» позволяет надеяться на то, что в ближайшее время ситуация будет динамично улучшаться.

Анализ ситуаций с травматизмом и аварийностью, за последние несколько лет, показывает усиление общей тенденции улучшения (несмотря на снижение объемов производства) технической безопасности и противоаварийной устойчивости промышленных производств и объектов.

Основные причины аварий и травматизма на производстве - грубейшие нарушения специалистами и персоналом требований правил безопасности, отступление от установленных технологий и регламентов, неверные инженерные решения, а также конструктивные недостатки и неисправности оборудования.

Состояние промысловой территории и суровые природно-климатические условия Западной Сибири предъявляют жесткие требования к добыче нефти: минимальные капитальные затраты и металлоемкость, минимальные затраты на обслуживание, высокая надежность.