Во время работы вибросита запрещается:

Снимать и поправлять ограждения;

Надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять приводные ремни;

Вставать для очистки сеток на элементы его конструкции.

Проем основания гидроциклонной установки должен быть огражден по периметру бортовой планкой высотой не менее 15см.

При работе гидроциклонной установки необходимо следить, чтобы корпус шламового насоса постоянна, находился в растворе.

Необходимо регулярно очищать фильтр насоса и следить за исправностью сальниковых уплотнений шламового насоса.

Перед пуском в работу гидроциклонной установки нужно убедиться в том, что нижние конуса его не зашламлены.

Пусковые устройства должны быть установлены так, чтобы механизмы очистки находились в прямой видимости работника, включающего их.

На пусковых устройствах должны быть сделаны надписи о их назначении.

Компенсатор бурового насоса (батарейный, сферический) предназначен для выравнивания подачи и давления нагнетания бурового раствора.

Буровой насос может быть пущен в работу только после заправки всех пневмокомпенсаторов.

Запрещается работа буровых насосов: при падения давления воздуха в пневмоконденсаторах ниже 10атм; при неполном креплении шпильками основания компенсаторов к насосу; в случае, если не все три компенсатора полностью заряжены.

Бурильщик обязан:

Следить за тем, чтобы в предохранительном устройстве насоса были установлены диафрагмы, шпильки, срабатывающие при давлении, превышающее на 5-10% рабочее давление насоса, при соответствующем диаметре цилиндровых втулок;

Не допускать нахождение людей у оборудования, работающего под давлением (бурового шланга, гидравлических частей насоса, манифольда, задвижек, фланцевых соединений, сливных линий предохранительных узлов);

Следить за циркуляцией промывочной жидкости, в установленные сроки проверять ее параметры.

Буровые насосы. Запрещается работа насоса при открытых окнах против насосных крейцкопфов. На насосе должен быть установлен исправный манометр с указателем предельного рабочего давления и маслинным компенсатором.

Запрещается эксплуатация буровых насосов и их обвязки:

При отсутствии или неисправности ограждения движущихся частей;

При давлении, превышающем максимально допустимое для данных цилиндровых втулок;

При пропусках промывочной жидкости во фланцевых и резьбовых соединений;

При отсутствии давления в пневмокомпенсаторах;

При неисправности кип и дзу, без масляных разделителей под манометром;

Без проведения гидравлического испытания на полуторок ратное максимальное рабочее давления перед пуском в эксплуатацию, при отсутствии паспорта на насосы и обвязку;

Без смонтированной на нагнетательном манифольде предохранительной диафрагмы;

Нагнетательная линия должна укладываться с уклоном не менее 3° от стояка до выкида крайнего насоса.

Запрещается вовремя работы производить какие-либо работы на участке манифольда, отделенных от находящихся под давлением линии только одной задвижкой.

При работе с блоком приготовления промывочного раствора запрещается любая работа в зоне подвижной части емкости при не зашплинтованных фиксаторах.

Запрещается оставлять без надзора работающий бпр и производить ремонтные работы при работающем бпр.

При работе с гидромешалками запрещается превышать рабочее давления выше 40атм, работа гидромешалки от двух насосов, блокировать предохранительный узел гидромешалки даже при установленной на насосе.

Бурильщик является руководителем буровой вахты и обеспечивает правильную и безопасную организацию работ, эксплуатацию оборудования, выполнение членами вахты инструкций по охране труда, соблюдение ими трудовой и производственной дисциплины.

При приготовлении и обработке глинистого раствора бурильщик обязан руководствоваться требованиями `'инструкции по охране труда при приготовлении и обработке буровых растворов'', знать меры безопасности при обращении с химимическими реагентами.

При погрузочно-разгрузочных работах бурильщик должен:

До начала работ проверить наличие и исправность приспособлений и инструментов, необходимые для предстоящей работы;

Следить за действием своих помощников и напоминать им требования правил безопасности.

Помощник бурильщика должен производить пуск насосов при полностью открытых пусковых задвижках.

При приготовлении, утяжелении и химической обработки глинистых растворов помощник бурильщика перед пуском насоса на гидромешалку должен проверить наличие и исправность полов, переходных площадок, трапов, ограждений, манометров.

Предохранительных устройств и в ночное время - освещения.

При работе с промывкой глиной, утяжелителем и химреагентами, пользоваться исправными средствами индивидуальной защиты (респиратором, прорезиненным фартуком, перчатками, сапогами, защитными очками).

В обязанности помощника бурильщика входит отбор проб и произведение замеров параметров промывочной жидкости.

Ремонтные работы в гидромешалки следует проводить после полной остановке насосов, открытой пусковой задвижки, закрытой выкидной задвижки на гидромешалку и вывешивания плаката `'не включать - работают люди'' на краны включения насосов и пусковых задвижек.

У буровых насосов проводят гидравлические испытания на полутократное максимальное рабочее давления.

До начала буровых работ, после окончания монтажа буровой установки и проведении ремонтных работ пневмокомпенсаторы, вместе с буровым манифольдом опрессовываются на1.5-кратное ожидаемое рабочее давления с оформлением акта.

Для того, чтобы убедится в прочности фланцевых соединений, манифольная линия предварительно должна быть отпрессована на давление в 100атм.

Перед опрессовкой все люди должны быть удалены с буровой в культбутку (кроме экипажа заливочного агрегата и членов комиссии по опрессовки).

Перед пуском в эксплуатацию обвязка гидромешалки должна быть отпрессована на полутора кратное максимальное рабочее давления с оформлением акта об опрессовке, который хранится в пусковой документации.

Бурильщик является руководителем работ в своей вахте, несет ответственность за:

Правильную организацию работ в своей вахте;

Выполнение всеми членами требований производственных инструкций по безопасному ведению работ, инструкций по безопасной эксплуатации оборудования и сооружений.

Соблюдение всеми членами вахты производственной и технологической дисциплины, правил технической эксплуатации оборудования и инструментов, правил внутреннего трудового распорядка.

Неправильные действия и неудовлетворительное выполнение своих обязанностей, предусмотренных инструкцией, независимо от того, привело или не привело это к аварии, или к несчастному случаю.

Непринятия мер по устранению нарушений, допускаемых членами вахты.

В зависимости от характера нарушений все ответственные должностные лица несут ответственность по линии общественного воздействия, административного, дисциплинарного и уголовного порядка.

Постоянный профилактический контроль за состоянием условий труда на рабочих местах является одним из средств предупреждения п.т. и осуществляется путем оперативного выявления отклонений от требований правил и норм безопасности с принятием необходимых мер по их устранению.

Основной принцип контроля за состоянием условий труда - это регулярные проверки, проводимые руководителями разных уровней управления производства.

Для осуществления регулярного контроля за состоянием условий труда и рассмотрение других вопросов охраны труда на крупных предприятиях и в объединениях соответствующими приказами должны создаваться постоянно действующие комиссии по безопасности труда под председательством главных инженеров.

Постоянно действующие комиссии по безопасности труда осуществляют целевые и комплексные проверки состояния условий труда в подразделениях, цехах, объектах и рассматривают результаты этих проверок, рассматривают проекты планов улучшения условий труда, планов ликвидации возможных аварий и осложнений, результаты паспортизации объектов.

Паспортизация санитарно-технического состояние объектов осуществляется руководителями подразделений - ответственными за их санитарно-технического состояние.

Они же несут ответственность за достоверность данных, заносимых в паспорт.

Основной принцип контроля за состоянием условий труда - регулярные проверки.

Контроля за состоянием условий труда осуществляется:

Руководителем первого звена управления - непосредственными руководителями работ (начальниками участков, цехов, мастерскими, механиками, энергетиками, технологами и др.);

Руководителями второго звена управления - начальниками цехов и других производственных подразделений.

Руководители первого звена управления ежедневно в начале работы или перед выездом на объект работы (буровую, скважину, трассу и т.п.) И в дальнейшем в процессе работы должны проверять техническое состояние оборудования (машин, агрегатов, станков), инструментов приспособлений, состояние рабочих мест, соблюдение рабочими правил и норм безопасности и принимать оперативные меры по устранению выявленных нарушений и недостатков.

Выявленные при проверки нарушения и недостатки должны быть немедленно устранены.

Нарушения, которые не могут быть устранены силами бригады, смены, вахты (требуют определенных сроков для их устранение не входит в компетенцию руководителя работ), то регистрируются в `'журнале проверки состояния условий труда''.

Производство ремонтных работ узлов нагнетательного трубопровода находящегося под давлением, категорически запрещается.

Перед ремонтом насоса необходимо отключить его от общего нагнетательного трубопровода путем закрытия проходной задвижки на выпуск.

Работу по извлечению прижимного стакана следует производить специальным приспособлением.

Использовать для этих целей кратковременный пуск насосов запрещается.

Также запрещается пуск насосов для вытаскивания поршня со штоком.

Очистку полости гидравлической коробке от осадков глины и выбуренной породы производить металлической щеткой с одновременным смыванием.

Снятие и установка гидравлической коробки с помощью трактора категорически запрещается.

Для надевания кленовых ремней на шкивы необходимо, расслабить крепления эл. Двигателя, подать его в перед при помощи натяжных винтов надеть клиновые ремни на шкивы, после чего выбрать соответствующей натяг ремней и закрепить болтовое соединение электродвигателя.

Смазывать или чистить движущие части во время работы насоса категорически запрещается.

Ремонтные работы с пневмокомпенсатором должны производится только под руководством мастера.

Перед снятием компенсаторного колпачка или крышки сферического компенсатора для замены резинового баллона или резиновой диафрагмы, необходимо убедится в отсутствии воздуха в компенсаторе.

После замены диафрагмы в гнезде под пробойник должна быть установлена новая прокладка из мягкой меди.

Для снятия колпака верхней крышке сферического компенсатора необходимо использовать средства механизации.

Для ремонта гидромешалки необходимо отключить пусковую задвижку и стравить давления из манифольда, на пусковых устройствах насоса вывесить плакат ''не включать - работают люди''.

Устранение пропусков в соединении размывных труб и манифольда производится при остановленном насосе.

Ответственность за осуществление первого этапа контроля наряду с мастерами, руководителями работ, несет также и их непосредственной руководитель, который определяет ответственных исполнителей или лично организует устранения выявленных нарушений и недостатков.

Руководитель второго звена управления (начальник цеха, другого производственного подразделения, приравненного к цеху), не реже чем два раза в месяц должен проверять работу руководителя первого звена управления по проведению первого этапа контроля, состоянию условий труда на объектах и принимать оперативные меры по устранению выявленных нарушений и недостатков.

В крупных цехах (с большим количеством подразделений, бригад, объектов) для обеспечения регулярности проверки всех объектов и полного проведения второго этапа контроля руководитель второго звена управления может привлечь к проверке объектов своих заместителей, главных специалистов и других итр подразделения с тем, чтобы объекты и рабочие места проверялись не реже двух раз в месяц.

При безцеховой структуре организации производства, например, когда бригады или производственные участки непосредственно подчинены руководству предприятия, объекты, участки должны проверятся не реже одного раза в месяц специалистами и итр предприятия.

Ответственность за проведения второго этапа контроля несет руководитель второго звена управления.

Работники предприятия в целях обеспечения коллективной защиты обязаны соблюдать следующие правила.

Соблюдать противопожарный режим установленный на предприятии.

Соблюдать знаки, плакаты вывешенные на, территории, оборудовании и т. Д. Не снимать и не перевешивать их.

Пользоваться специально оборудованными пешеходными дорожками.

Пользоваться оборудованными переездами, переходами через траншеи, рельсовые пути, наземные коммуникации трубопроводов.

Не проникать за ограждение, в различные типы шкафов, распредустройства.

Не подходить к местам производства работ с грузоподъемными механизмами, земляных, сварочных, электромонтажных, сборочных др. Работах.

Будьте внимательны, так как на предприятии эксплуатируется большое количество объектов повышенной опасности, работа на которых требует особых навыков поведения во время ведения работ, а в некоторых случаях выдачи специальных разрешений.

Пуск механизмов в работу осуществляется только после установки и крепления ограждений и удаления за пределы опасной зоны рабочих и лишь после подаче установленного сигнала.

При работе механизмов запрещается:

Ремонта или крепления, чистки и смазки узлов и деталей оборудования;

Снятие ограждений или отдельных их частей и проникновение за ограждения;

Направления, надевания, сбрасывания, натягивания или ослабление ременных, клиномерных и цепных передач;

Торможение движущихся частей механизмов подкладывания труб, ваг, других предметов, а также непосредственно руками и ногами;

Переходить через приводные ремни и цепи или пол ними.

Перед пуском насоса необходимо проверить наличие и состояние ограждений, исправность манометров, установленных на нагнетательной линии, отсутствие посторонних предметов около движущихся частей насоса, наличие воздуха в пневмокомпенсаторе и предохранительного колпака на вентиле, соответствие давление с работки предохранительного узла диаметру втулок.

На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть конструктивно предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления (буровой насос, вибросито, циклон).

Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, механизмов и т.п. Ограждаются или заключаются в кожух.

Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающие пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении (буровой насос, вибросито).

Ограждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должно превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожарного продукта.

Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаются на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны быть максимально приближены к насосу (компрессору) и находится в удобной и безопасной для обслуживания зоне.

На нагнетательном трубопроводе центробежных насосов и компрессоров должна предусматриваться установка обратного клапана или другого устройства для предотвращения перемещения транспортируемых веществ в обратном направлении и, при необходимости, предохранительного клапана.

Перевозка работающих производится в салонах автобуса, кабинах автомашин (кроме перевозящих опасные и крупногабаритные грузы), оборудованных кузовах бортовых машин, оборудованных будках санного типа.

При перевозке людей, ответственный за транспорт (вписан в путевом листе), лично руководит перевозкой.

В случае личного отсутствия назначает старшего по транспортному средству и представляет его водителю.

Высадка и посадка людей производится только после полной остановки транспортного средства.

при высадке не прыгать из салона, пользоваться ступенями.

Запрещается при перевозки опасных грузов сажать в салон автомобиля пассажиров.

Бурильщик обязан соблюдать меры безопасности во время переезда на транспорте.

Допускать перевозку людей в пассажирских автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в труднопроходимой местности - на вездеходах или в санных прицепах при помощи трактора.

При перевозке людей запрещать стоять в кузове или сидеть на бортах автомобиля во время движения, вскакивать на автомобиль или спрыгивать с него на ходу.

при перевозке людей в автобусе или в кузове автомобиля, санях, бурильщик назначается старшим, указания которого обязаны выполнять все.

Запрещается проезд на тракторах, бульдозерах, в кузовах автомобилей самосвалов, на прицепах и цистернах, на автомобилях оборудованных для перевозки длинномерных грузов, в кузовах бортовых автомобилей при транспортировке в них огнеопасных и ядовитых веществ или грузов, превышающих высоту борта, а также на других самоходных машинах, не предназначенных для перевозки людей.

3.2 Источники загрязнения окружающей среды

При бурении нефтяных и газовых скважин охрана природы сводится главным образом к сохранению воды, земли и лесов.

В нефтяной и газовой промышленности разработана система мероприятий по охране окружающей среды, направленный на постоянный контроль за соблюдением правил и норм использования естественных богатств - земель, вод, воздуха, лесов, недр, животного и растительного мира в процессе строительства и эксплуатации скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин связаны с наполнением и хранением на территории буровой большого количества (?100м³) технологических отходов бурения - отработочного бурового раствора (обр), буровых сточных вод (бсв), и выбуренной породы (бурового шлама), содержащих нефть и нефтепродукты, а также различные по составу, физико-химическим свойствам и токсичности материалы и химические реагенты, используемые для бурения скважин. Накопления технологических отходов бурения в земляных отстойниках на буровой приводит к загрязнению окружающей среды.

Наиболее тяжелым и опасным по последствиям является загрязнения подземных и поверхностных пресных вод и почвы.

Высокая минерализация, содержание значительного количества нефти, взвешенных частиц и химреагентов исключает сброс отходов бурения в поверхностные и грунтовые воды и на почву без предварительной их очистки.

Производственные предприятия отросли проводят целенаправленную работу по предотвращению загрязнения среды и рациональному использованию природных ресурсов.

Совершенствование основных технологических процессов и приемов работ приводит к существенному снижению загрязнения среды отходами бурения, но не уменьшает актуальности проблемы разработки и освоения производством специальных методов, техники и технологии очистки, утилизации отходов бурения и нейтрализации их отрицательного воздействия на окружающею среду.

Основным источником загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин является:

Рабочая площадка буровой вышки (устье скважины и прискваженные участки);

Циркуляционная система ;

Блоки приготовления, очистки, утяжеления и регенерации бурового раствора;

Блок химреагентов;

Склад для хранения сыпучих материалов, блок емкостей для запасного бурового раствора, насосный блок, дизельный привод, обвязка буровых насосов;

Обвязка водоснабжения, земляные амбары, предназначенные для хранения и очистки бурового раствора, бсв и шлама.

Все виды загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин подразделяются на следующие:

Эксплуатационные (очистка сеток, мытье полов и оборудования, отработанная вода гидротормоза лебедки и системы охлаждения);

Технические (обмыв поднимаемы труб, явления сифона, дополнительное загрязнение бурового раствора в результате самопроизвольного замешивания);

Технологические (утечки при приготовлении буровых растворов и химических реагентов для их обработки, потери при отделении выбуренного шлама на механизмов грубой - вибросита и тонкой - гидроциклоны, пескоотделители и илоотделители, центрифуги, очистки, а также при засореньях и нарушении целостности желобной систему);

Аварийные (нефтегазоводопроявления, порыв трубопровода, неисправность запорной арматуры).;

Природные (дождевые и талые воды).

Основным загрязнителем природной среды при бурении нефтяных и газовых скважин являются химические реагенты и добавки, нефть и нефтепродукты, буровые сточные воды, выбуренная горная порода (шлам) и отработанные буровые растворы (особо опасны на нефтяной основе).

Нефть и нефти продукты относятся продукты относятся к числу наиболее распространенных и вредных загрязняющих веществ.

Методы борьбы с нефтяными загрязнениями водоемов и морей, вредное воздействие их на живые организмы в отечественной практике изучены довольно подробно.

Из всех видов загрязнений мирового океана к наиболее тяжелом последствиям приводят катастрофические разливы нефти в открытом море при авариях с танкерами и с нефтедобывающими установками.

Подсчитано, что только в результате нефтяного загрязнения в северном море и северной атлантике ежегодно погибает от 150 до 450тыс. Морских птиц.

Наиболее распространенном загрязнителями почв являются также нефтепродукты, которые попадают в почву в процессе нефти добычи, транспортировки и хранения.

Они ухудшают водной режим и физические свойства почвы, оказывают токсическое действие на рост растений, изменяют почвенный поглощающий комплекс, резко снижают содержание подвижных соединений азота и фосфора.

В естественных условиях идет процесс самоочищения морей, поверхностных водоемов и почв с помощью микроорганизмов.

Однако этот процесс идет обычно очень медленно.

3.3 Рекультивация земель

Предприятия, организации и учреждения, разрабатывающие месторождение полезных ископаемых открытом или подземным способом, производящие геологоразведочные, строительные или иные работы на представленных им во временное пользование сельскохозяйственные земли или лесные угодья, обязаны за свой счет приводить эти земляные участки в состояние, пригодное для использования в сельском, лесном или рыбном хозяйстве, а при производстве указанных работ на других землях - в состояние, пригодное для использования их по назначению.

Проведение земляных работ по приведению земляных участков в пригодное состояние производится в ходе работ, а при невозможности этого - не позднее, чем в течении года осле завершения работ.

Условия приведения земляных участков в пригодное для дальнейшего использования состояние определятся органами, предоставляющие эти участки.

Предприятия обязаны снимать и хранить плодородной слой почвы в целях использования его для рекультивации земель и повышения плодородия малопродуктивных угодий.

Основная и наиболее трудоемкая задача по рекультивации земель освобожденных от выбуренной породы, буровых растворов, различных гсм.

При добыче полезных ископаемых ухудшается гидрологический режим территории, нарушается структура земли.

Этим обуславливается необходимость своевременной и полнообъемной рекультивации используемых земель. На участках, выделенных под размещение буровой установки, плодородный слой земли снимается и складывается в пределах участка. Землю снимают в два приема, поскольку верхняя часть почвы толщиной 30-40см более плодородна.

3.4 Охрана атмосферного воздуха. Мероприятия по очистки атмосферного воздуха

Для уменьшения загрязнения воздуха нефтегазодобывающими предприятиями предусматриваются различные технологические и организационно-технологические мероприятия.

к таким мероприятиям относятся:

Правильный выбор материалов для оборудования трубопроводов, арматуры, средств кип и автоматики, работающих в средах, содержащих кислые газы;

Герметизация систем по добыче, транспорту и промысловой подготовки газа и углеводородного конденсата;

Применение систем автоматических блокировок и аварийной установки, обеспечивающих отключение оборудования и установок при нарушении технологического режима без разгерметизации системы;

Применение закрытой факельной системы для выбросов сероводорода при продувке скважин и трубопроводов.

Существует три основных способа очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей: адсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентах и каталитическая очистка.

При адсорбции жидкими поглотителями вредных примесей из отходящего газа, они поглощаются растворителями.

газы выбрасываются в атмосферу, а вредные примеси удаляются из растворителя нагреванием.

Выделенные компоненты используются для производственных целей, обезвреживают либо уничтожают.

Адсорбционные методы применяют для очистки отходящих газов от сернистых соединений, паров кислот, окиси и двуокиси углерода и других токсичных углеводородов.

Адсорбция твердыми сорбентами основана на поглощении вредных примесей твердыми веществами с большой удельной поверхностью.

Каталитическая очистка газа основана на взаимодействии между собой удаляемых примесей или взаимодействие дополнительного введенного компонента сними в присутствии катализатора с образованием менее вредных соединений.

4. Экономическая часть

Оценка эффективности инвестиционных проектов по разработки и внедрению новых научно-технических решении представляет важную задачу развития предприятий нефтяного комплекса в условиях рыночной системы экономики.

Оценка экономических результатов проекта производится на основе анализа значений экономического эффекта за расчетный период, внутреннего коэффициента экономической эффективности, индекса прибыльности и периода возврата инвестиций.

Производим расчет на бурение наклонно-направленной эксплуатационной скважины для ново-запрудненской площади кинельского района, для определения экономического эффекта от проектного расчета по сравнению с базовым.

Экономический эффект достигается:

- за счет выбора наиболее эффективных долот (при этом уменьшается количество требуемых долот);

- за счет уменьшения расхода материала и химреагента для приготовления бурового раствора.

- годовые эксплуатационные издержки потребителя при использовании им базового и нового турбобуров в расчете на объем бурения, производимового с помощью нового турбобура, у.е.

- сметная стоимость проходки на полученую глубину скважины при новом варианте, у.е.

- эксплутационные затраты потребителя, величина которых не изменяется от использования нового турбобура.

Таблица 4.1 Исходные данные

№ п/п	Наименование	Единица измерения	Обозначение	Примечание
1	Цель бурения	-	-	Эксплуатация
2	Способ бурения	-	-	Турбинный
3	Вид привода	-	-	Электрический
4	Глубина скважины (интервала)	М	Нс
5	Начальная глубина интервала бурения	М	Нбн	240
6	Конечная глубина интарвала бурения	М	Нбк
7	Коммерческая скорость бурения при базовом варианте	М/ст.мес.	Vk1	1120
8	Механическая скорость проходки, базовая/новая	М/ч	Vm	3.2/4.4
9	Проходка на долото	М	Hg
10	Гарантийная наработка турбобура	Ч	Тг	800
11	Срок службы турбобура	Лет	Тсл	3
12	Межремонтный период работы турбобура	Ч	Тмр	117/151
13	Стойкость опоры	Ч	T оп	60/93
14	Время на одно спо	Ч	T сп	4.7
15	Время подготовительно - заключительных и вспомогательных работ на один рейс	Ч	T пз	2.5
16	Оптовая цена долота	У.е.	Цд	230
17	Оптовая цена резино-металлической опоры	У.е.	Цоп	130
18	Наценка снабженческо-сбытовых организаций на материалы	%	?	6.6
19	Норма накладных расходов к стоимости прямых затрат	%	?	12.6
20	Оптовая цена турбобура	У.е.	Цт	4700/4620
21	Доля отчисления балансовой стоимости турбобура на полное восстановление	-	Р	0.33
22	Объем производства новых турбобуров в расчетном году	Шт.	А2	30
23	Сметная стоимость одного метра проходки при базовом варианте	У.е./м	См1	170
24	Сметная стоимость часа работы бу по затратам, зависящем от времени	У.е./ч	Счт	2.5
25	Затраты на содержание турбобура сметной стоимости часа работы бу	У.е./ч	Сч	35.73
26	Средняя коммерческая скорость бурения по району	М/ст.мес.	Vк.ср	1100
27	Процент корректировки сметной стоимости часа работы бу в зависимости от отклонения за каждые 100м/ст. Мес. Vк1 от vкф (при базовом варианте)	%	?1	1.9
28	Оптовая цена бу	У.е.	Цбу	112200
29	Наценка снабженческо-сбытовых организаций на оборудование	%	?	5.6
30	Коэффициент оборачиваемости бурового оборудования	-	Kоб	1.7
31	Удельные производственные затраты на новый турбобур	У.е.	Зпп	110

4.1 определение экономической эффективности от производства и использование нового турбобура

Годовой экономический эффект от производства и использования единицы нового турбобура

(4.1)

Где: н_год1 и н_год2 - годовой объем бурения базовыми и новыми турбобурами, м

,(4.2)

и'₁ и и'₂ - годовые эксплуатационные издержки потребителя при использовании им базового и нового турбобура в расчете на объем бурения, производимого с помощью нового турбобура, у.е.

И'₁=с_м1*н_год2=170*997=169490у.е.,(4.3)

С_м2=и_общ2/н_с,(4.4)

Где: и_общ2 - сметная стоимость проходки на полную глубину скважины при новом варианте, у.е.

И_общ2=и_const2+и_нач2,(4.5)

И_const2 - эксплуатационные затраты потребителя, величина которых не изменяется от использования нового турбобура

И_const2=и_const1

И_const1 - эксплуатационные затраты при базовом варианте, у.е.

И_const1=и_общ1-и_нач

И_общ1 - сметная стоимость проходки при базовом варианте, у.е.

И_общ1= с_м1*н_с=170*1450=246500у.е.,(4.6)

И_нач - суммарная величина изменяющихся эксплуатационных затрат потребителя, у.е.

И_нач=и_д+и_оп+и_м+и_сп+и_пз,(4.7)

Эксплуатационные затраты потребителя, величина которых изменяется при использовании нового турбобура:

а) на долота

(4.8, 4.9)

б) на опоры

(4.10)

Количество смен опор

,(4.11)

Т_м - время механического бурения

,(4.12)

В) на механическое бурение

И_м1=т_м1+с_ч1=378.1*35.73=13509.5у.е.,(4.13)

И_м2= т_м2+с_ч2,(4.14)

(4.15, 4.16, 4.17, 4.18, (4.19)

Где: с''_ч - сметная стоимость часа работы буровой установки (по затратам, зависящие от времени)без учета средств на амортизацию турбобура и скорректированная на межремонтный период работы турбобура, у.е/ч;

с'_ч - стоимость часа работы буровой установки (по затратам, зависящие от времени) без учета средств на амортизацию турбобура, у.е/ч;

к - коэффициент корректировки сметной стоимости часа работы буровой установки (по затратам, зависящими от времени) в зависимости от отклонения на каждые 100м/ст-мес фактический (базовый вариант) и расчетный (новый вариант) коммерческих скоростей от средней ее величины по району;

сv - значение отклонения фактической коммерческой скорости бурения (по базовому варианту) и расчетной ее величины (по новому варианту) от средней коммерческой скорости бурения по району, м/ст-мес,

сv=v_к- v_к.ср=1120-1110=20м/ст-мес,(4.20)

г) на спуско-подъемные операции

И_сп=т_сп*с_ч ,(4.21)

Т_сп=t_сп*n_д,(4.22)

Т_сп1=t_сп*n_д1=4.7*7=32.9час,(4.23)

Т_сп2=t_сп*n_д2=4.7*5=23.5час,(4.24)

И_сп1=т_сп1*с_ч1=32.9*35.73=1175.5у.е.,(4.25)

И_сп2=т_сп2*с_ч2=23.5*34.47=810.1у.е.,(4.26)

Где: т_сп - время спуско-подъемных операций, ч

t_сп - время на один спуко-подъем инструмента, ч

д) на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы

И_пз=т_пз*с_ч, (4.27)

Т_пз=t_пз*n_д, (4.28)

Т_пз1=2.5*7=17.5час, т_пз2=2.5*5=12.5час

И_пз1=17.5*35.73=625.3у.е. И_пз2=12.5*34.47=430.9у.е.

Где: т_пз - время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ, ч; t_пз - время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ за один рейс, ч

И_нач1=1932.5+1092.3+13509.5+1175.5+625.3=18335.1у.е.

И_нач2=1380.4+468.1+9479.3+810.1+430.9=12568.8у.е.

И_const1=и_общ1-и_нач1=246500-18335.1=228164.9у.е.,(4.29)

И_const2= и_const1=228164.9у.е.,(4.30)

И_общ2=и_const2+ и_нач2=228164.9+12568.8=240733.7у.е.,(4.31)

(4.32)

И'₂=с_м2*н_год2=166*997=165502у.е.,(4.33)

е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, е_н=0.15;

к'₁ и к''₂ - сопутствующие капитальные вложения потребителя при использовании им базового и нового турбобура в расчете на объем бурения, производимого с помощью нового турбобура, у.е.

К'₁=к_бу*н_год2

Сопутствующие капитальные вложения потребителя в расчете на один метр проходки

(4.34, 4.35)

К'₁= к_бу1*н_год2=15.26*997=15214у.е.,(4.36)

Н'_бу=12*v_к1=12*1120=13440м,(4.37)



К'₂= к_бу2*н_год2=15.00*997=14955у.е.,(4.38)

Годовой экономический эффект от производства и использования новых турбобуров на объем их производства в расчетном году

Э_год=э_ед*а₂=10216*30=306480у.е.,(4.39)

Таблица 4.2 Технико-экономические показатели базового и нового турбобуров

№ п/п	Наименование показателей	Обозначения	Базовый вариант	Новый вариант
1	Глубина скважины, м	Нс-	1450	1450
2	Интервал бурения, м	? нб	1210	1210
3	Количество долот, шт	Nд	7	5
4	Проходка на долото, м	Hд	182.6	252.7
5	Коммерческая скорость бурения, м/ст-мес	Vк	1100	1120
6	Механическая скорость проходки, м/ч	Vм	3.2	4.4
7	Стойкость опоры, ч	Топ	60	93
8	Количество смен опор	Коп	7	3
9	Межремонтный период работы турбобуров, ч	Тмр	117	151
10	Оптовая цена долота, у.е.	Цд	230	230
11	Оптовая цена резино-механической опоры, у.е.	Цоп	130	130
12	Оптовая цена турбобура, у.е.	Цт	4700	4620
13	Удельные производсивенные затраты на новой турбобур, у.е.	Зпп	110	110
14	Годовой объем бурения турбобурами, м	Нгод	725	997
15	Сметная стоимость одного метра проходки, у.е/м	См	170	166
16	Годовые эксплуатационные издержки потребителя при использование турбобуров в расчете на объем бурения, произведенного новым турбобуром, у.е.	И	169490	165502
17	Сопутствующие капитальные вложения потребитель при использовании им турбобуров в расчете на объем бурения турбобуром, у.е.	К'	15214	14955
18	Объем производства новых турбобуров в расчетном году, шт.	А2	-	30
19	Годовой экономический эффект: На турбобур; На объем производства	Эед Эгод	- -	10216 306480

Заключение

На основе экономических результатов составляется заключение по экономическому обоснованию новой конструкции турбобура.

При внедрении нового турбобура резко снижаются СПО, что ведет к уменьшению эксплуатационных затрат потребителя, уменьшения эксплуатационных издержек в расчете на объем бурения, за счет уменьшения количества долот, увеличения механической скорости бурения и проходки на буровую установку. Все эти факторы дают положительный эффект от производства и использование нового турбобура и годовой экономический эффект возрастает э_год=306480у.е.

Список используемой литературы

Гост 632-82 ''трубы обсадные муфты к ним''.

Гост 20692-75 ''долота шарошечные, типы и размеры''.

Рд 39711000189 ''инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных газовых скважин'' вниит нефть, куйбышев 1989г.

Методические указания ''курсовой проект по курсу заканчивание скважины''.

Методические указания ''оформление дипломных и курсовых проектов'' самара 1992г.

Методические указания ''расчет на прочность цементной оболочки нефтяной скважины'' самара 1991г.

Методические указания ''расчет цементирования скважин''

Методические указания ''расчет промежуточных обсадных колонн'' самара 1998г.

Методические указания ''расчет и выбор обсадных колонн'' самара 1996.

Методические разработки к выбору бурового оборудования.

Методические указания ''по гидравлическому расчету циркуляционной системы при бурении скважины'' куйбышев 1988г.

Е.м. соловьев ''заканчивание скважин'' м., недра, 1979г.

К.в. иогансон ''спутник буровика'' м., недра, 1990г.

Н.г. середа, е.м. соловьев ''бурение нефтяных и газовых скважин'' м., недра, 1974г.

А.г. калинин, б.а. никитин, к.м. солодкий, б.з. султанов ''бурение наклонных и горизонтальных скважин'' м., недра, 1997г.

В.и. мещевич, а.н. сидоров ''справочник инженера по бурению'' м., недра, 1973г.

Размещено на Allbest.ru