Проектное решение по разработке месторождения

Прирост добычи нефти,т

Q_t

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

В_t

255344,65

255344,65

255344,65

Текущие затраты

И_t

77967,40

77967,40

77967,40

Прирост прибыли

ПР_t

177377,25

177377,25

177377,25

Налог на прибыль и имущество

Нпр

46118,09

46118,09

46118,09

Капитальные затраты

К_t

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДН_t

131259,17

131259,17

131259,17

Накопленный ПДН

НПДН_t

131259,17

262518,33

393777,50

Коэффициент дисконтирования

А

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

АДПДН_t

119327,71

108472,58

98615,01

Чистая текущая стоимость

ЧТС_t

119327,71

227800,28

326415,30

Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс.руб.

Таблица № 6.7

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти,т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	340459,54	340459,54	340459,54
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	262492,14	262492,14	262492,14
Налог на прибыль и имущество	Нпр	68247,96	68247,96	68247,96
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	194244,18	194244,18	194244,18
Накопленный ПДН	НПДНt	194244,18	388488,36	582732,54
Коэффициент дисконтирования	А	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	АДПДНt	176587,38	160523,39	145935,65
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	176587,38	337110,78	483046,43

Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс.руб.

Таблица № 6.8

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти,т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	58475,55	58475,55	58475,55
Прирост прибыли	ПРt	225240,73	225240,73	225240,73
Налог на прибыль и имущество	Нпр	58562,59	58562,59	58562,59
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	166678,14	166678,14	166678,14
Накопленный ПДН	НПДНt	166678,14	333356,28	500034,42
Коэффициент дисконтирования	А	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	АДПДНt	151527,10	137742,82	125225,29
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	151527,10	289269,91	414495,20

Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс.руб.

Таблица № 6.9

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти,т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	89662,51	89662,51	89662,51
Прирост прибыли	ПРt	194053,77	194053,77	194053,77
Налог на прибыль и имущество	Нпр	50453,98	50453,98	50453,98
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	143599,79	143599,79	143599,79
Накопленный ПДН	НПДНt	143599,79	287199,58	430799,37
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	130546,57	118670,87	107886,52
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	130546,57	249217,44	357103,96

Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс.руб.

Таблица № 6.10

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти,т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	205748,88	205748,88	205748,88
Налог на прибыль и имущество	Нпр	45470,50	45470,50	45470,50
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	160278,38	160278,38	160278,38
Накопленный ПДН	НПДНt	160278,38	320556,76	480835,13
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	145709,07	132454,05	120417,15
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	145709,07	278163,12	398580,27

Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс.руб.

Таблица № 6.11

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти,т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	205748,88	205748,88	205748,88
Налог на прибыль и имущество	Нпр	66868,39	66868,39	66868,39
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	138880,49	138880,49	138880,49
Накопленный ПДН	НПДНt	138880,49	277760,99	416641,48
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	126256,26	114770,84	104340,92
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	126256,26	241027,10	345368,01

Чувствительность проекта к изменению факторов показана на рисунке № 3.2.

5. ОХРАНА ТРУДА

5.1. Обеспечение безопасности работающих

5.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Основными факторами, влияющими на организм работающих на нефтедобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, а также сотрясение и шум.

Метеорологические условия.

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляются торопливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: нормально при температуре 18*С влажность должна находиться в пределах от 35 до 70 %. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей - с повышенной влажностью. Как то, так и другое, отрицательно сказывается на организме человека. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение.

Взрывоопасность нефти и нефтяного газа.

Нефть - это маслянистая горючая жидкость специфического запаха, от коричневого до светлого цвета.

Основной состав нефти : углерод - 87% , водород - 15%, сера - до 9%, кислород и азот - от 1 до 8%.Микроэлементы : ванадий, никель, алюминий, медь, железо - металлы. Всего содержит более 900 химических соединений таблицы Менделеева.

Формулы нефти нет, химический состав не изучен полностью, но установлено 425 углеводородных соединений, которые делятся на 3 группы:

Алканы - метановые углеводороды ( метан, этан, пропан, бутан, гексан и др.).

Метан - это газ без запаха, без вкуса, без цвета. При малых концентрациях считается не ядовитым, но при больших - вытесняет кислород. У людей наступает удушье, слабость, головная боль, потеря сознания. При содержании кислорода ниже 12% - смертельный исход.

Циклоалканы - нафтеновые углеводороды.

Ароматические углеводороды - бензол, толуол, этилбензол и др.

Физические свойства нефти : плотность - это вес единицы объема нефти к весу чистой воды при температуре 4 градуса С. В природе нефть легче воды : плотность легкой нефти - от 0,82 до 0,90 г/куб. см, плотность тяжелой нефти - от 0,959 до 1,03 г/куб. см.

Вредные вещества в НГДП: природный и попутный газ, конденсат, нефть и нефтепродукты; метанол-диэмульгатор ( химическое вещество, разрушающее устойчивые водонефтяные эмульсии); гликоли (реагенты для осушки газа); пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными (ядовитыми).

Сероводород - газ без цвета, с запахом тухлых яиц, сильный яд, попадающий в организм через дыхательные пути и кожные покровы. Сильный наркотик, поражает слизистую оболочку глаз, все дыхательные пути, центральную нервную систему, головной и спинной мозг, кроветворные органы. При отравлении появляется металлический привкус во рту, боль и резь в глазах, чихание и кашель, тошнота и рвота; при тяжелых отравлениях - потеря сознания, обмороки, судороги, поражение сердечно-сосудистой системы.

Окись углерода - бесцветный газ со слабым чесночным запахом. Выделяется всюду, где идет неполное сгорание веществ, содержащих углерод; попадает через дыхательные пути, соединяясь с гемоглобином крови и препятствуя доставке кислорода к тканям организма. Вызывает кислородное голодание - удушье, нарушается дыхание, возникает головная боль, потеря сознания, возможен смертельный исход.

Пары легких фракций нефти в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурами вспышки и воспламенения. Температура вспышки различных сортов нефти России колеблется от -35*С до +34*С. Температура самовоспламенения большинства нефтей изменяется в зависимости от углеводородного состава от 260 до 375*С.

Взрывоопасность естественного нефтяного газа обусловлена содержанием в нем ряда углеводородов, преимущественно метана, составляющего 90-95 %. Каждое взрывоопасные пределы взрываемости - нижний и верхний. Чем больше промежуток между нижним и верхним пределом взрываемости, тем опаснее данное вещество в отношении взрыва и пожара. В таблице 5.1 приводятся концентрационные пределы взрываемости некоторых веществ при нормальном давлении.

При кислотной обработке скважин возникают опасности, связанные с применением соляной кислоты и оборудования, работающего под давлением.

Помимо вредных веществ, применяемых при эксплуатации месторождения, существуют вредные вещества, которые в процессе эксплуатации и ремонта скважин могут поступать в рабочую зону в качестве сгорания топлива (в котельных установках, двигателях внутреннего сгорания): углерода (сажи), диоксида углерода, оксида углерода, каменноугольной смолы и др. Кроме того, возможно поступление вредных веществ к устью скважины из недр: углеводородов (метан СН4 и др.), сероводорода Н2S и др.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ и аэрозолей приведены в таблицах 5.2 и 5.3

Таблица 5.2 Предельно допустимые концентрации основных, вредных веществ на Хохряковском месторождении.

Вещество ПДК,мг/м3 Класс Агрегатное
Опасности состояние
1 2 3 4
Детергент, ДО 3 - Пары и газы
Кислота соляная 5 2 Пары
Кислота серная 1 2 Аэрозоли
Масла минеральные
(нефтяные) ГОСТ20799-75 5 3 Аэрозоли
Метан (в пересчете на С) 300 4 Газ
Метанол 5 3 Пары
Метилмеркаптан 0,8 2 Пары
Сероводород 10 2 Пары и газы
Сероводород в смеси
с углеродами С1-С5 3 3 Пары и газы
Сода кальцинированная 2 3 Аэрозоли
Сода каустическая 0,5 2 Смесь паров,
Аэрозоли
Углерод оксид 20 4 Пары и газы
Хроматы, бихроматы
(в пересчете на СО3) 0,01 1 Аэрозоли

Таблица 5.3 Предельно допустимые концентрации основных аэрозолей

Вещество ПДК,мг/м3 Класс
Опасности
Алюминия оксид (в том числе
с примесью диоксида кремния) 2 4
Барит 6 4
Диатомит 6 4
Известняк 6 4
Кремнесодержащие пыли (глина) 4 4
Силикаты и силикатосодержащие
Пыли:
Асбестоцемент 6 4
Цемент 6 4
Сульфанол 3 -

5.1.2 Санитарные требования

Согласно требованиям трудового законодательства , каждый гражданин имеет право на охрану здоровья от неблагоприятного воздействия, возникающего в процессе ведения производственных работ (в том числе в результате аварий, катастроф и стихийных бедствий).

При обустройстве и эксплуатации месторождения особое внимание планируется уделять сохранению здоровья человека. Учитывая особенности сложившихся биолого-генетических, биоритмических, социально-психологических и природных стереотипов, предлагается разработка соответствующей системы для трех групп людей:

здоровье местного населения, проживающего пос Белорускиий находиться 70км в районе рассматриваемого месторождения (в данном случае под районом понимается территория месторождения и прилегающая к ней зона, на которую будет оказываться прямое или косвенное влияние при обустройстве и эксплуатации этого месторождения);

здоровье персонала, работающего на месторождении вахтовым методом;

здоровье работающего на месторождении персонала, постоянно проживающего в районе нефтедобычи.

Решение поставленной задачи предлагается за счет создания служб адаптации, разработки и внедрения комплекса адаптогенных воздействий, разработки рекомендаций по организации труда и отдыха работающих, а так же путем подготовки соответствующих специалистов и пропаганды здорового образа жизни.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью; устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих (культбудки) и т. д .

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится также создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств.

Освещение производственных помещений, площадок и кустов нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований.

Световой поток должен ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей.

На полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней. Освещение должно быть взрывобезопасным и как в помещениях, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.

Для кустов, скважин установлены следующие нормы электрического освещения (в люксах):

Устья нефтяных скважин, станки-качалки...........................……………….10

Моторные будки станков-качалок, будки с аппаратурой

электропогружных насосов................................…………………..10

Рабочие места при подземном и капитальном ремонте скважин:

устье скважины........................................................………………….....25

лебедка ......................................................................……………………15

подъемная мачта.........................................................……………………2

люлька верхнего рабочего.....................………………….......................15

При работе со скважиной кроме химических веществ вредное влияние также оказывает производственный шум. В таблице 5.4 приведены допустимые уровни звукового давления. Для смягчения пагубного влияния звука с высоким уровнем давления на слуховой аппарат человека, рекомендуется применять звукоизолирующие наушники.

5.1.3 Противопожарные требования

При выполнении работ во взрыво- или пожароопасных помещениях указываются их категории, согласно НПБ 105-95 (А,Б,В-1-В-4,Г,Д); степени огнестойкости зданий; противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями; проезды для техники и пожарных машин; расположение основных и вспомогательных въездов на территорию объекта. Для взрыво- и пожароопасных зон в помещениях или на открытых установках указываются классы зон по ПУЭ: взрывоопасные ( В-I, В-Iа, В-Iб, В-Iг, В-II, В-Iiа) и пожароопасные (П-I, П-II, П-IIа, П-III); категории (IIА, IIВ, IIС) и группы (Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6) взрывоопасных смесей.

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций продуктов в помещениях и других закрытых местах на нефтегазодобывающих предприятиях осуществляют герметизацию оборудования и всех путей передвижения нефти и газа, устраивают эффективную вентиляцию в помещениях, а также проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах. В качестве огнегасительных веществ применяют воду в виде струй, пара или в распылённом состоянии, твердые вещества (песок, кошмы), инертные газы (азот, двуокись углерода), галоидопроизводные составы, пены (химическая и воздушно-механическая).

Пожар можно ликвидировать механическим воздействием на пламя, изоляцией его от воздуха, охлаждением или удалением горючих веществ из очага горения. Для этой цели используют огнегасительные вещества и противопожарное оборудование: водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма и огнетушители пенные (ОП-5) и углекислые (ОУ-2, ОУ-5). Этот инвентарь используется только по прямому назначению. Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять.

Одним из основных защитных мероприятий электробезопасности является заземление какой-либо части электрической установки, т.е. преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством. Необходимо также, чтобы электроприборы и провода электрического тока были взрыво- и пожаробезопасны.

5.1.4 Мероприятия по безопасности при эксплуатации нефтяных скважин

Ответственной операцией является освоение нефтяных скважин. С целью обеспечения безопасности осваивают по утвержденному плану и только после того, как закончат установку оборудования на устье. Работы по перфорации выполняются при строгом соблюдении правил безопасности. Эти работы нельзя производить во время грозы, пурги, бурана, сильного тумана, при очень низкой температуре. Их выполняют только в дневное время по утвержденному техническому проекту. Перед перфорированием на устье скважины устанавливают противовыбросовую задвижку, которую тщательно проверяют и опрессовывают. Штурвал задвижки с указателями положения запорного органа выводится не менее чем на 10 м от скважины в сторону от выкидных линий и ограждаются щитом с навесом.

С большей осторожностью проводится свабирование нефтяных скважин. При этой операции отключаются электролинии, подведенные к скважине. Подъемник устанавливают с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья. При появлении признаков фонтанирования сваб из скважины должен быть немедленно поднят.

Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать ожидаемому максимальному эксплуатационному давлению. До и после установки арматуру необходимо опрессовать под пробным давлением. Арматура должна монтироваться с полным комплектом шпилек, болтов и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры. Для обслуживания арматуры сооружают площадки с лестницами и перилами. Если при бурных нефтегазопроявлениях возникает опасная вибрация арматуры, то ее укрепляют анкерными болтами с оттяжками.

Снижать затрубное давление газа разрешается только при помощи штуцера через вторую от крестовика задвижку при открытой первой. Перед сменой штуцера необходимо после перевода струи на резервный выкид путем переключения соответствующих задвижек снизить давление за штуцером до атмосферного при помощи вентиля на линии.

5.1.5 Технические требования и охрана труда при эксплуатации УЭЦН.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования УЭЦН, осмотр, ремонт и наладку его должен производить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка УЭЦН.

Кабель от станции управления до устья скважины прокладывают на металлических стойках высотой 0,5м. Все наземное оборудование УЭЦН надежно заземляют. Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

При спуско-подъемных операциях скорость движения НКТ с кабелем не должна быть более 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используют установки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.

Кабель прикрепляют в НКТ поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.

При спуске и подъеме УЭЦН на устьевом фланце скважины устанавливают приспособление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.

Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя УЭЦН на устье скважины.

При работах по погрузке и разгрузке оборудования УЭЦН необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. Например, нельзя находиться на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или саней. Все погрузочные и разгрузочные устройства должны подвергаться периодическим испытаниям и не реже одного раза в 3 месяца осматриваться и регулироваться.

На транспортировочном агрегате все части УЭЦН надежно закрепляют: насосы, гидрозащиту и электродвигатель - скобами и винтами; трансформатор, станцию управления - цепями; барабан - четырьмя винтовыми растяжками - за ось.

7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1. Влияние проектируемых работ на окружающую среду

Характеристика воздействия объектов обустройства на состояние окружающей среды.

По глубине и тяжести воздействия на основные компоненты природы - воздух, воду, почву, недра, растительный, животный мир и человека - нефтяная и газовая отрасли занимают соответственно третье и четвертое места (после металлургической и химической отрасли) в числе других 130 обследованных отраслей промышленности. Это обусловлено токсичностью природных углеводородов и их спутников, большим разнообразием токсических веществ, используемых в технологических процессах.

В процессе освоения месторождения возводятся следующие сооружения и объекты:

нефтяные скважины;

трубопроводы различного назначения (нефтепроводы, водоводы);

дожимные насосные и кустовые станции;

автомобильные дороги (с твердым покрытием и грунтовые);

линии электропередач;

компрессорные станции, очистные сооружения, другие промышленные и гражданские объекты.

Из временных объектов, которые могут оказывать существенное воздействие на окружающую среду, следует отметить карьеры грунта для сооружения автомобильных дорог и инженерной подготовки площадных сооружений.

Все эти объекты различаются по интенсивности и видам воздействия на окружающую среду. Все работы на месторождении сопровождаются комплексным воздействием технических сооружений и технологических процессов на природную среду.

7.2. Характеристика воздействия на комплекс почва-подземные воды-недра.

Основным источником воздействия на окружающую среду и недра при производстве буровых работ являются кустовые площадки с дорогами к ним, буровое и вспомогательное оборудование, расположенное на них и скважины различного назначения.

К основным потенциальным загрязнителям комплекса относятся:

буровые и тампонажные растворы;

буровые сточные воды и шлам;

пластовые минерализованные воды;

продукты испытания скважин (нефть, газ, минерализованные воды)

хозяйственно-бытовые сточные воды.

Поступление загрязняющих веществ в почву, подземные вода и недра может происходить в результате:

отсутствие надежной гидроизоляции и технологических площадок;

неограниченного отбора сточных вод и сбросе их неочищенными на рельеф местности;

аварийных разливов нефти в ходе испытания скважин или в результате порывов трубопроводов;

перетоков нефти минерализованных вод по затрубному пространству некачественного цементирования.

Технология подготовки нефти непрерывна. Остановка оборудования может повлечь за собой аварийную ситуацию на объекте, поэтому, например, при неблагоприятных метеорологических условиях вводится первый режим работы предприятия.

7.3. Применение передовых технологий по охране окружающей среды при эксплуатации месторождений

Одной из основных задач, намечаемых при разработке месторождений, является объединение экологически чистых и энерго-, ресурсосберегающих технологий.

Предполагается реализовать программу наблюдения за скважинами, которая позволит обнаружить и предотвратить миграцию жидкости в результате некачественной первичной цементации за обсадной колонной, повреждения труб, пакеров внутри обсадной колонны и повреждения эксплуатационной колонны.

Использование при бурении скважин наиболее современной технологии обеспечит охрану недр и рациональное использование запасов сырья за счёт:

-уменьшения повреждения пласта;

-изоляции и защиты пластов от дренажа и потерь;

-повышения производительности скважин с целью уменьшения их числа;

-сокращения числа площадок под кусты за счёт увеличения отходов забоев скважин от вертикали;

-использование технологии многопластового освоения скважин (в результате достигается уменьшение количества скважин с первоначально предполагаемого числа до значительного сокращения их количества);

-формирования линейных коммуникаций в коридоры минимальной толщины, располагающиеся, как правило, вдоль автомобильных дорог;

-гидромеханизированной разработки карьеров песка на большую глубину, позволяющую за счёт увеличения глубины разработки уменьшить площадь нарушаемых земель. Использование передовых технологий по сбору, транспорту и подготовке нефти, газа и воды, обеспечивающее снижение ущерба окружающей среде состоит в:

-отказе от потребления пресных вод открытых источников (рек, озёр) для нужд ППД;

-использование газлифтного способа добычи нефти;

-создание централизованных пунктов переработки нефти, которые приводят к сокращению протяженности коррозионно-опасной системы нефтесбора и снижение коррозионно-опасных участков напорных нефтепроводов и увеличение участков напорных нефтепроводов мало агрессивной товарной нефти;

Исключается размещение нефтегазопромысловых объектов на участках:

-спелого и перестойного высокоствольного сильно захламлённого леса с преобладанием или значительным содержанием темнохвойных пород, являющихся местами локализации основного воспроизводства популяций соболя и белки;

-перехода спелых сосновых и сосновых с кедром лесов в сосново-рямовые комплексы, являющиеся местами размещения глухариных токовищ.

7.4. Чрезвычайные ситуации

При проведении различных ремонтов скважины велика вероятность выброса пластовых флюидов, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. При проведении спуско- подъемных работ, возможно газопроявление. При определённой концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой области.

Рассчитаем вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси. Исходные данные:

1 количество газа (Q), м3 15

2 плотность газовоздушной смеси (q), гр/м3 0,8

3 количество газовоздушной смеси (V), м3 130

4 концентрация газа (с), % 15

Для расчета понадобится количество газа в тоннах, для этого найдем массу газовоздушной смеси, (т):

М = V * q; (6.1)

для нашего значения масса равна 104*10 т.

Радиус зоны действия детонационной волны (первая зона) рассчитывается по формуле, (м):

R = 1,75 * М ; (6.2)

В пределах этой зоны избыточное давление взрыва Рф составляет 1700 кПа.

Следующая зона (вторая зона), которая имеет большую площадь, действия продуктов взрыва. Радиус этой зоны рассчитывается по формуле, (м);

R1 = 1,7 R ; (6.3)

В нашем случае величины R и R1 соответственно равны 0,85 и 1,44 м. В первую зону попадает рабочая площадка и вышка подъемного агрегата, во вторую - платформа агрегата. Избыточное давление на фронте ударной волны во второй зоне равен, (кПа):

Рф1 = 1300(R/r) + 50 ; (6.4)

где r - расстояние от платформы до центра взрыва, 1,5 м.

Следующая зона от центра взрыва - зона ударной волны. Радиус этой зоны еще больше.

Рассчитаем избыточное давление на фронте ударной волны у, ближайшего к центру взрыва, вагона-домика (кПа). Оно рассчитывается по следующей формуле:

Р02 = 22 ; (6.5)

0,5

где = r 1/R

r 1 - расстояние до вагона-домика, 30 м.

Это давление равно 0,5 кПа. А радиус зона смертельного поражения людей определяют по формуле, (м):

Rсм = 30 * М ; (6.6)

Расчеты результатов представлены в таблице 6.1

Таблица 6.1. Вероятные параметры ударной волны при взрыве

Наименование параметра Ед. Изм. Значения
Радиус зоны:
1 детонационная волны, м 0,85
2 действия продуктов взрыва, м 1,50
3 смертельного поражения, м 1,4
Избыточное давление во фронте:
1 детонационной волны, кПа 1700
2 ударной волны во второй зоне, кПа 1252
3 ударной волны у вагона-домика, кПа 0,5

Данный расчет показывает, что при взрыве 130 м3 газовоздушной смеси, смертельная опасность угрожает человеку в зоне с радиусом 1,4 м от эпицентра. Сильное разрушительное воздействие ощутят на себе подъёмный агрегат и наземное оборудование прилегающих скважин, в результате этого возможна аварийная ситуация с открытым фонтанированием. Избыточное давление в этой зоне предположительно будет равно 1252 кПа. Люди, находящиеся на рабочей площадке, погибнут, так как рабочая площадка попадает в зону действия детонационной волны, давление на фронте которой составляет порядка 1700 кПа. Персонал, который во время взрыва будет находиться в домике-вагоне, не пострадает, так как избыточное давление на фронте волны в этом месте будет составлять примерно 0,5 кПа. После взрыва возможно появление пожара на подъёмном агрегате, на приёмных мостках и соседних скважинах. При этом средства ликвидации находятся на пожарном щите, расположенном на инструментальной будке. В целом компоновка расположения оборудования предотвращает повторные взрывы и пожары.

В рабочих помещениях на обьектах должен находиться инвентарь противопожарной безопасности, ящик с песком план эвакуации при пожаре, телефоны пожарной службы, соблюдать регламент техники безопасности.

8. ПРЕДЛОЖЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ РАБОТЫ ФОНДА УЭЦН И ПОВЫШЕНИЯ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ.

8.1. Геолого-технические мероприятия

1. По проблемным факторам, геологической и технологической службам ННП проводить более доскональный анализ и разрабатывать конкретные мероприятия по скважинам для увеличения наработки на отказ.

2. В связи с выявленными фактами недостоверности пластового давления, необходимо увеличить объем исследований по глубинным замерам, максимально охватывая фонд скважин перед постановкой ПРС, КРС.

3. Для обеспечения более качественного контроля за режимом фонда скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо добиться максимального охвата средствами телемеханизированного контроля за работой скважин, а также телеметрического контроля по давлению, температуре, за токовыми нагрузками УЭЦН, необходима устанавливать ТМС.

4. Продолжить работы по глушению «мертвой» нефтью на скважинах, где по расчетам достаточно гидростатического столба жидкости дегазированной нефти для глушения. На других скважинах, где более повышенное Рпл необходимо внедрять клапана-отсекатели (особенно актуально применять на скважинах с малой обводненностью, добываемой продукции). Так же необходимо осуществлять контакт с НИИ для разработки альтернативных жидкостей глушения на нефтяной основе, не оказывающих отрицательного влияния на ПЗС.

5. По скважинам , где наблюдается резкое снижение относительно первоначальной величины Кпр, необходима разработка и применение эффективных методов воздействия на призабойную зону скважины с целью увеличения ее проницаемости.

6. Продолжить внедрение шламоуловителей над УЭЦН (в 2004 году спущено 131 шламоуловитель). Необходимо оснащение УЭЦН на всех скважинах действующего фонда, до типоразмера ЭЦН-125.

Преимущества шламоуловителей:

Исключение осаждения на обратный клапан и насос мехпримесей и окалины во время остановок скважины, что особенно актуально во время вывода скважины на установившийся режим.

7. Продолжение внедрения дискретных штуцеров (в 2004 году установлено 154 штуцера). Необходимо оснащение всего действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН до типоразмера ЭЦН-125.

Преимущества дискретных штуцеров:

Регулирование отбора жидкости при выводе скважины на режим, что особенно актуально на скважинах с падением Кпр после ПРС, КРС.

Появляеттся дополнительная возможность стабилизации режима, т. е. Работа без АПВ.

Регулирование отбора при снижении влияния ППД, падении Рпл.

8. Необходимо внедрять и приобретать опыт работы с ЧПС, на Хохряковском месторождении установлена десятьЧПС.

Преимущество за счет-расширения диапазона производительности УЭЦН.

9. Применение на ослажненных скважинах приборов ТМС-Электон-04, обеспечивающих контроль :

температурой

давление на приеме

уровнем вибрации (виброскорость)

10. Переход на применение УЭЦН от стандартного исполнения на конструкцию с двухопорной ступенью, которая отличается большей сбалансированностью насосной системы и исключает попадание мехпримесей в пару трения вал - направляющий аппарат.

11. Не допускать эксплуатацию УЭЦН с погружением под динамический уровень менее 700 метров по скважинам с низким содержанием Н²О. С увеличением процента воды значение погружения можно сократить до 300-400 метров.

12. Провести мероприятия по приведению фонда скважин оборудованных установками ЭЦН к оптимальному. Величина динамического уровня должна находиться в пределах от 1000 да 1800 метров.

13. На скважинах с низким МРП по причине высокого содержания механических примесей и высокого газового фактора проводить оптимизацию с приминением газасепараторов, диспергаторов их комбинации.

Усилить контроль за подготовкой и очисткой оборудования на поверхности перед СПО

8.2. Организационные мероприятия

1. В связи с достаточно высоким уровнем отказов по некачественной подготовке скважин необходимо усилить требования к подрядчикам; ПРС, КРС ,УБР и др.

2. Для уменьшения преждевременных отказов по фактам брака, допущенного в эксплуатации фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Геологическим и технологическим службам «ННП» после работы ПДК подробно рассматривать данные факты и представлять в ПТО меры по борьбе с подобными явлениями.

3. Внедрить программу, которая отвечала бы следующим основным требованиям:

а) Возможность подключения к общей базе данных основных пользователей, задействованных в технологической цепочке по обслуживанию фонда УЭЦН, УШГН (ПТО, ЦНИПР, УНП и др.).

б) Программа должна содержать полную историю по скважине с возможностью занесения информации и ответственности за нее каждой службой, т.е. информацию об исследованиях по скважинам, причины отказов и т.д. т ПТС, ЛГДИ, ЛФХА и несет ответственность за это. Промысел заносит информацию о замерах дебита, объемах работ, произведенных на скважинах (ГРП, ГВЖ, СКО, обработка ПАВ и др.) и так же несет ответственность за это.

в) Возможность постановки различных задач по имеющейся базе данных (т.е. программное обеспечение).

Список используемой литературы

1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП». ПТО, 2004г.

2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.

3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М. Недра, 1974г.

5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. -1992г.

6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2004г.

7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.

8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.

9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.

10. Методические указания к выполнению курсовых проектов

Тюмень: 1998.

11. Липсиц И.В., Инвестиционный проект.

М.: Бек,1996.

12. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов.

М.: Два-Три, 1996.