Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 11.06.2015
Размер файла 3,3 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

14) Если буровая вышка устанавливается в ночное время, то место проведения работ освещается прожекторами.

Проектом предусмотрены так же дополнительные меры, препятствующие возникновению чрезвычайных ситуаций из-за проявления загазованности:

В соответствии с НПБ 104-2003 «Системы оповещения и управления эвакуацией людей при пожарах в зданиях и сооружениях» для буровой предусмотрен I тип системы оповещения людей о пожаре: способ оповещения - звуковой (звонки, тонированный сигнал и др.); очередность оповещения - всех одновременно.

1. Учитывая временность сооружений на буровой, отдаленность объекта от постоянных источников водоснабжения и небольшой объем резервуаров склада ГСМ, подача воды на охлаждение и тушение пожара предусмотрена передвижной пожарной техникой (мотопомпой МП-1600) от двух пожарных емкостей объемом 50 м3 каждая, находящихся на площадке буровой, и по водоводу от водной скважины до буровой.

2. В соответствии со СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов» время тушения составляет 15 минут. Для тушения пожара предусматривается трехкратный запас пенообразователя типа ПО-1, равный 927 л (900 с х 0,36 л/с х

3). Согласно ППБ 01-03, НПБ 166-97 «Пожарная техника. Огнетушители. Требования к эксплуатации» и «Руководство по обеспечению пожарной безопасности и пожарно-техническому обследованию объектов», буровая должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения, указанными в таблице 3.5

Таблица 3.5

№ п/п

Наименование

количество

1

Огнетушитель порошковый ОХП-10(3)-АВСЕ

18

2

Огнетушитель углекислотный ОУ-3-34В-(01)У2

3

3

Ящик с песком:

0,5 м3

1,0 м3

4

2

4

Лопаты

5

5

Лом пожарный легкий ЛПЛ

2

6

Топор пожарный поясной ТПП

2

7

Стояки пожарные водяные

3

8

Мотопомпа МП-1600 или МП-1800

1

9

Емкость для пенообразования объемом 3 м3

1

3.3.7 Электробезопасность

Безопасность обслуживания электроустановок зависит от производственной обстановки. Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) - буровая установка с силовым приводом насосная, узел приготовления раствора, ёмкости, котельная установка, по признаку токопроводящие полы относятся к классу - особо опасный.

Защитные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию электроустановок недоступность прикосновения к токоведущим частям. Токоведущие части воздушной линии в подстанцию буровой установки при напряжении до 10 кв должны находиться от земли на высоте не менее 4,5 м.

Защитное заземление - присоединение металлических частей электрической установки к многократно заземлённому нулевому проводу. При пробое на корпус создаётся такой величины ток, который достаточен для срабатывания защиты и отключения повреждённого оборудования. Согласно ПУЭ сопротивление заземления нейтрали не должно превышать 4-10 Ом, а каждого повторного заземления нулевого провода 10-30 Ом. Повторное заземление - основное мероприятие, ограждающее людей от поражения электрическим током при наличии напряжения прикосновения и шага.

Заземляются корпуса трансформаторов, электрических машин, светильников, кабелей, кабельных муфт и других металлических токопроводящих конструкций. В качестве искусственного заземления должны применяться вертикально погружённые в землю стальные трубы, уголки, стержни или горизонтально положенные стальные полосы. Соединения заземляющих проводников между собой, а так же с заземлителями и корпусами аппаратов и машин, должны быть выполнены сваркой, пайкой или болтовыми соединениями, исключающими ослабление контактов от вибрации.

В соответствии с п. 1.2.2 ПТЭЭП на предприятии обязаны обеспечить: - содержание электроустановок в работоспособном состоянии, их эксплуатацию в соответствии с требованиями ПТЭЭП, МПОТ (ПБ) ЭЭУ, ПУЭ и других нормативно - технических документов;

- своевременное и качественное проведение технического обслуживания, планово-предупредительного ремонта, испытаний, модернизации и реконструкции электроустановок и электрооборудования;

- подбор электротехнического и электро-технологического персонала. Периодические медицинские осмотры работников, проведение инструктажей по безопасности труда, пожарной безопасности;

- обучение и проверку знаний электротехнического персонала и электро-технологического персонала;

- надёжность работы и безопасность эксплуатации электроустановок;

- соблюдение требований охраны труда электротехническим и электро-технологическим персоналом;

- охрану окружающей среды при эксплуатации электроустановок;

- учёт, анализ и расследование нарушений в работе электроустановок, несчастных случаев, связанных с эксплуатацией электроустановок, и принятие мер по устранению причин их возникновения;

- представление сообщений в органы госэнергонадзора об авариях, смертельных, тяжелых и групповых несчастных случаях, связанных с эксплуатацией электроустановок;

- разработку должностных и производственных инструкций по охране труда для электротехнического персонала;

- укомплектование электроустановок защитными средствами, средствами пожаротушения и инструментом;

- учёт, рациональное расходование электрической энергии и проведение мероприятий по энергосбережению;

- проведение необходимых испытаний электрооборудования, эксплуатацию устройств молниезащиты, измерительных приборов и средств учёта электрической энергии;

- выполнение предписаний органов государственного энергетического надзора.

Новые или реконструированные электроустановки и пусковые комплексы должны быть приняты в эксплуатацию в порядке, изложенном в ПТЭЭП и других нормативных документах.

В соответствии с п. 1.1.5 МПОТ (ПБ) ЭЭУ в организациях должен осуществляться контроль за соблюдением требований МПОТ (ПБ) ЭЭУ и инструкций по охране труда, контроль за проведением инструктажей по электробезопасности. Ответственность за состояние охраны труда несёт работодатель.

Руководителю присвоение группы по электробезопасности не требуется, если он делегировал свои полномочия по техническому руководству электроустановками руководящему работнику организации.

Нарушение требований электробезопасности влечёт за собой ответственность в соответствии с действующим законодательством.

Государственный надзор за соблюдением требований электробезопасности осуществляется органами государственного энергетического надзора.

3.4 Обеспечения безопасности при чрезвычайных ситуациях

Для снижения последствий аварий и стихийных бедствий предусмотрены следующие мероприятия:

поддерживается в готовности автотранспорт на случай эвакуации рабочих и инженерно-технических работников; накапливаются средства коллективной и индивидуальной защиты, обеспечивается поддержание их в постоянной готовности;

поддерживаются в постоянной готовности системы управления, оповещения и связи;

проводится укомплектование и обеспечение формирований техникой, имуществом и средствами связи и защиты;

проводятся организационно-технические мероприятия по защите материальных ценностей;

в случае возникновения чрезвычайных ситуаций вся буровая бригада будет являться отделением пожаротушения;

проводятся профилактические противопожарные мероприятия;

проверяются автономные источники электроснабжения.

План основных мероприятий ГО при угрозе и возникновении производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий представлен в табл. 3.5

Таблица 3.5

Мероприятия

Продолжи-тельность

Исполнители

1. При угрозе возникновения производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий

Организация постоянного наблюдения за:

- безаварийной работой оборудования;

- пожарной обстановкой на территории и вблизи объекта;

- изменением погодных условий, способствующих возникновению пожаров, ливней, ураганов, обильных снегопадов.

Постоянно

В пожароопасный период

Постоянно

Обслуживающий персонал

Дежурный по объекту

Пожарный начальник штаба ГО и ЧС

Буровой мастер

Оповещение руководящего состава, командиров ГО формирований, рабочих и служащих объекта об угрозе ЧС

15 мин

Дежурная служба

Приведение в готовность:- штаба ГО и ЧС

- служб ГО объекта

- формирований ГО и ЧС

2 часа

4 часа

4 часа

Начальник штаба ГО и ЧС

Начальник службы объекта

Командиры формирований

Ускорение выполнения соответствующих плановых инженерно-технических мероприятий, связанных с технологией производства, укрепления инженерных сооружений, защитой источников водоснабжения и материальных ценностей

3 сут.

НГО, НШ ГО и ЧС

Выполнение работ по обеспечению безопасности в соответствии с разработанными инструкциями при угрозе стихийных бедствий (ураганы, снегопады)

24 часа

НШ ГО и ЧС,

командиры формирований

2.При возникновении крупных производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий

А)При производственной аварии на объекте

Оповещение об аварии:

НГО и начальника штаба объекта;

Рабочих и служащих объекта

Дежурного по ГОВД и нач.штаба ГО района

2 мин.

5 мин.

5 мин.

Дежурная служба

Начальник службы

Дежурная служба

Вызов при необходимости пожарной охраны города и скорой медицинской помощи

5 мин

Дежурная служба

Оповещение и сбор, а также приведение в готовность формирования ГО объекта

4 часа

НГО объекта

Оцепление места аварии (объекта) путем выставления поста на наиболее опасных участках и маршрутах движения

4 часа

Начальник РОП

Сбор, обобщение данных и оценка обстановки. Принятие решения на ликвидацию последствий аварии (при необходимости запросить силы и средства у нач. ГО города, объединения)

2 часа

Начальник ГО объекта

Организация спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ силами и средствами ГО объекта (при необходимости запрашиваются силы и средства у нач. ГО города, объединения):

- спасение людей из-под завалов, из разрушенных и поврежденных сооружений;

- оказание первой медицинской помощи пострадавшим, эвакуация их в лечебные учреждения;

- тушение пожаров;

- локализация аварий на коммунально-энергетических сетях, препятствующих ведению спасательных работ;

- устройство проездов и проходов к местам аварий;

- обрушение неустойчивых конструкций, разборка завалов;

- демонтаж оборудования, которому угрожает опасность.

В ходе работ

Линейное санитарное формирование, санитарный пост

Отделение пожаротушения

Пожарная охрана города

Начальник службы энергоснабжения,

Аварийно-спасательная группа

Служба объекта

Организация управления ведением СНАВР

В ходе работ

Начальник штаба ГО и ЧС

Организация обеспечения СНАВР всеми видами снабжения

В ходе работ

Начальник МТС

Представление донесений о ходе работ по устранению аварий на объекте в объединение и штаб ГО района

Согласно табеля срочных донесений

Начальник ГО

Начальник штаба ГО объекта

Б) При стихийных бедствиях (ураганах), сильных снегопадах

Оповещение, сбор руководящего состава, начальников служб, штаба ГО и постановка задач на ликвидацию последствий стихийных бедствий

2 часа

Дежурная служба НГО, НШ ГО и ЧС

Приведение в готовность формирований ГО для ликвидации последствий стихийных бедствий

4 часа

НГО, командиры формирований

Комплексная разведка районов стихийных бедствий:

-установить характер и объем разрушений объекта (зданий, оборудования и др.)

-определить места повреждений и аварий на коммунально-энергетических сетях, сетях связи

-выявить пожарную обстановку и наличие источников воды вблизи очагов пожара;

-определить состояние дорог, на которых намечается движение к местам аварий и повреждений

2 часа

Отделение разведки,главный инженер

Техническая группа

Отделение пожаротушения

Аварийно-техническая группа

Оценка обстановки и подготовка решения НГО объекта на применение сил и средств ГО по ликвидации последствий стихийных бедствий

2 часа

НГО, начальник штаба объекта

Проведение работ по ликвидации последствий стихийных бедствий:

- спасение людей, оказание первой медицинской помощи и эвакуация пораженных в лечебные учреждения;

- ликвидация аварий и повреждений на коммунально-энергетических сетях, сетях связи, производственном оборудовании;

- расчистка дорог от снега и освобождение застрявших машин;

- локализация и тушение пожаров в случае их возникновения;

- работа по расчистке территории объекта.

В ходе работ

Санитарное звено, аварийно-техническая группа

Аварийно-техническая группа

Начальник АТХ

Отделение пожаротушения

Аварийно-техническая группа

Обеспечение бесперебойного снабжения рабочих и служащих объекта продуктами питания

В ходе работ

Начальник службы МТС

Организация управления ведением работ по ликвидации последствий стихийных бедствий

В ходе работ

Начальник штаба ГО, начальник ДС

Представление донесения о ходе работ по ликвидации стихийных бедствий

Согласно табеля

НГО, штаб ГО объекта

В) При лесных (торфяных) пожарах, угрожающих объекту

Оповещение о лесных (торфяных) пожарах:

оповещение и сбор руководящего состава объекта, постановка задач

1 час

Дежурная служба,

начальник штаба ГО,

НГО

Оповещение, сбор и приведение в готовность сил и средств ГО для проведения работ по охране объекта от воздействия пожара

1 час

Начальник штаба, командир отделения пожаротушения

Оценка обстановки, прогноз ее дальнейшего изменения, принятие решения на привлечение сил и средств ГО для проведения работ по охране объекта от воздействия пожара.

1 час

Начальник штаба ГО, Лесхоз

Ведение работ по охране объекта от воздействия пожара:

- устройство заградительных

полос, канав

- тушение пожара

Исходя из объема работ

Отделение пожаротушения,

Силы привлекаемые Лесхозом

При необходимости эвакуировать рабочих и служащих, вывезти материальные ценности из опасной зоны

Исходя из объема работ

НГО, эвакуационная комиссия

Организация наблюдения вокруг объекта за возникновением пожара вновь в местах, где остались тлеющие очаги.

После локализации пожара

Начальник штаба ГО, отделение разведки

Организация медицинского, материально-технического и др.видов обеспечения

В ходе работ

НГО, штаб ГО, начальник МТС

Организация связи и управления силами и средствами ГО, объекта, а также взаимодействия между руководителями работ и штабом ГО города, объединения.

В ходе работ

Начальник штаба ГО

Обобщение и оценка данных обстановки, уточнение принятого или принятие нового решения на дальнейшее ведение работ

В ходе работ

НГО, начальник штаба ГО объекта

Представление донесения о ходе работ и состоянии обстановки в штаб ГО города и штаб ГО объединения.

Согласно табеля

НГО, начальник штаба ГО объекта

3.5 Охрана окружающей среды

Бурение скважин при определенных условиях может сопровождаться:

- загрязнением почв, грунтов, подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков химическими реагентами, ГСМ, а также пластовыми флюидами (на стадии освоения скважины);

- загрязнением атмосферного воздуха отработанными газами двигателей внутреннего сгорания привода буровой установки и электростанций, продуктами сгорания топлива в котельной и ППУ, легкими углеводородами от испарения ГСМ, нефти и химреагентов, находящихся в металлических емкостях;

- физическим нарушением почвенно-растительного покрова и грунтов на буровой площадке и по трассам линейных сооружений (дорог, ЛЭП);

- изъятием водных ресурсов и т.д.

Основные возможные, источники и виды негативного воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважин следующие:

- автодорожный транспорт, строительная техника;

- блок приготовления бурового раствора, устье скважины, циркуляционная система, система сбора отходов бурения;

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- отходы бурения: отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ);

- тампонажные растворы, материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

- горюче-смазочные материалы;

- минерализованные воды проявляемых пластов и продукты освоения скважин (минерализованные воды);

- продукты сгорания топлива в котельной ПКН-2С, отработанные газы при работе привода дизель-генераторных установок АСДА.

- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

- загрязненные ливневые сточные воды;

- перетоки пластовых флюидов по заколонному пространству скважины из-за некачественного цементирования колонн, несоответствия конструкции скважины геолого-техническим условиям разреза и перетоки по нарушенным обсадным колоннам;

- продукты аварийных выбросов скважины (пластовый флюид, смесь пластового флюида с буровым или тампонажным раствором);

- негерметичность обсадных колонн, фонтанной арматуры, задвижек высокого давления и т.п.

Влияние потенциальных загрязнителей на окружающую среду неодинаково и зависит от:

- типа буровой установки, способа монтажа и привода энергии;

- конструкции скважины;

- применяемой технологии бурения (безамбарная или традиционная с амбаром);

- продолжительности строительства скважины;

- природно-климатических условий района;

- ситуационной и инженерно-геологической характеристики района;

- гидрогеологической характеристики поверхностных вод и состояния почв.

Всего дополнительно потребуется отсыпать 21 кустовую площадку: 9 на Западно-Фаинской залежи, 9 на Южно-Асомкинской площади, 3 на Восточно-Асомкинской площади.

Учитывая объемы добываемой жидкости и значительную удаленность новых кустов скважин на Западно-Фаинской залежи, рекомендуется транспорт продукции скважин осуществлять многофазным насосом на ДНС-УПСВ-Асомка.

Транспорт продукции скважин осуществить по системе нефтесбора протяженностью 41.28 км.

На Средне-Асомкинской площади рекомендуется ввести ДНС-2 (район КНС-2).

Для транспорта обводненной нефти с ДНС-2 до УПСВ потребуется строительство нефтепровода диаметром 219 мм, протяженностью 9.9 км. Кроме этого потребуется строительство газопровода такой же протяженности и диаметра.

Транспорт нефти с Фаинского месторождения на ЦППН-4 осуществляется по действующему нефтепроводу диаметром 426*10 мм, протяженностью 40.9 км.

При развитии системы разработки на месторождении и увеличении объемов добычи углеводородного сырья, расширение системы внешнего транспорта нефти не потребуется.

Пропускной способности действующего газопровода для сдачи газа на ГПЗ, будет достаточно на весь период разработки месторождения.

В связи с бурением новых нагнетательных скважин и отсыпкой новых кустов скважин потребуется строительство высоконапорных водоводов общей протяженностью 31.28 км.

Закачка воды на Западно-Фаинской залежи может быть организована с использованием мини-КНС. Система сбора и подготовки обводненной нефти герметична.

3.5.1 Охрана атмосферного воздуха

Источниками выбросов вредных веществ в атмосферу при рабочем режиме эксплуатации объектов добычи и подготовки нефти являются:

- неплотности фланцевых соединений запорно-регулирующей арматуры,

- сальниковые уплотнения,

- дыхательные клапаны емкостей.

В период строительно-монтажных работ возможны выбросы загрязняющих веществ при работе дорожно-строительной техники, при проведении сварочных работ, лакокрасочных работ, при работе дизельных генераторов и дизельных электростанций, пыление при погрузочно-разгрузочных работах.

Источники выбросов загрязняющих веществ:

- выхлопные трубы автотранспорта,

- выхлопные трубы ДЭС,

- электроды,

- окрашиваемые поверхности,

- поверхность сыпучих строительных материалов.

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу при строительстве и эксплуатации оборудования, и нормативы по ним приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу в период строительства

Вещество

Использ. критерий

Значение критерия, мг/м3

Класс опасности

Суммарный выброс вещества т/год

код

наименование

0123

Железа оксид

ПДК с/с

0,0400000

3

0,034413

0143

Марганец и его соединения

ПДК м/р

0,0100000

2

0,000659

0301

Азот (IV) оксид (Азота диоксид)

ПДК м/р

0,2000000

3

14,112091

0304

Азот (II) оксид (Азота оксид)

ПДК м/р

0,4000000

3

3,523942

0328

Углерод черный (Сажа)

ПДК м/р

0,1500000

3

2,712216

0330

Сера диоксид

ПДК м/р

0,5000000

3

1,588051

0337

Углерод оксид

ПДК м/р

5,0000000

4

12,382146

0342

Фториды газообразные

ПДК м/р

0,0200000

2

0,000150

0344

Фториды плохо растворимые

ПДК м/р

0,2000000

2

0,000660

616

Ксилол

ПДК м/р

0,2000000

3

0,469980

0703

Бенз/а/пирен (3,4-Бензпирен)

ПДК с/с

0,0000010

1

0,000001

1325

Формальдегид

ПДК м/р

0,0350000

2

0,010368

2732

Керосин

ОБУВ

1,2000000

3,884772

2752

Уайт-спирит

ОБУВ

1,0000000

0

0,135630

2908

Пыль неорганическая: 70-20% SiO2

ПДК м/р

0,3000000

3

3,110680

Всего веществ :

41,965759

в том числе твердых :

5,858629

жидких/газообразных :

36,107130

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, в период эксплуатации приведен в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу в период эксплуатации

Вещество код

Наименование

Использ. критерий

Значение критерия, мг/м3

Класс опасности

Выброс вещества, г/с

Выброс вещества, т/год

415

Углеводороды предельные C1-C5

ОБУВ

50,00

3,819910

120,46614

416

Углеводороды предельные C6-C10

ОБУВ

30,00

0,014990

0,47274

602

Бензол

ПДК м/р

0,300

2

0,000192

0,00614

616

Ксилол

ПДК м/р

0,2

3

0,000061

0,00194

621

Толуол

ПДК м/р

0,600

3

0,000121

0,00388

Всего веществ : 5

3,835274

120,95084

в том числе твердых : 0

жидких/газообразных : 5

3,835274

120,95084

Проектируемые объекты являются типовыми и, как показывает практика выполнения расчетов рассеивания по типовым площадкам, в приземном слое атмосферы в рабочем режиме эксплуатации оборудования, на границе санитарно-защитной зоны промышленных объектов по всем вредным веществам концентрации их не превышают максимально разовые для населенных мест ПДК.

Степень загрязнения атмосферного воздуха, создаваемого выбросами буровой, в значительной мере зависит от метеорологических условий. При получении предупреждения о неблагоприятных метеоусловиях (штиль, туманы) от подразделения метеослужбы, проектом предусматривается выполнение следующих оганизационно-технических мероприятий:

- организованный сбор и максимальная утилизация попутного газа при освоении скважины на установке блока факела;

- применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и ГСМ;

- уменьшение количества сжигаемого топлива, как за счет перехода на номинальный режим работы, так и за счет уменьшения количества работающих агрегатов;

Эти меры позволят обеспечить снижение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы примерно на 60%.

На площадке для строительства эксплуатационной скважины при электрическом приводе основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются: котельная для выработки пара в зимнее время, передвижная электростанция. В составе отходящих газов в атмосферный воздух выбрасывается окись углерода, окислы азота, альдегиды, сажа, углеводороды нефти. Контроль за состоянием воздушной среды предполагается осуществлять газоанализатором УГ-2 или ГХ-4.

3.5.2 Охрана поверхностных и подземных вод

Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. В качестве источников водоснабжения системы ППД на месторождении используется подтоварная и подземная вода апт-альт-сеноманского комплекса. Подтоварная вода в систему ППД подается с УПСВ на ДНС-«Асомка».

Источниками загрязнения при работе бурового оборудования, при приготовлении и обработке буровых растворов, при мойке инструмента, площадок и оборудования, а также при спуско-подъёмных операциях являются буровые сточные воды, загрязнённые пластовыми флюидами, химреагентами (сульфонал, НТФ, нефть).

Вредное воздействие на поверхностные воды во время строительства скважины на нефть и газ происходит при заборе воды для технических и хозяйственно-бытовых нужд, сбросе загрязненных производственных и хозяйственно-бытовых сточных вод, поступлении с площадки буровой в поверхностные водоемы ливневых и паводковых вод, загрязнённых нефтепродуктами и химреагентами. Кроме того, при сооружении обваловок, насыпей, и других временных сооружений также может произойти нарушение естественного состояния поверхностных вод.

Загрязнение грунтовых вод производится нефтепродуктами, химреагентами и буровыми сточными водами, главным образом при нарушениях герметичности гидроизоляции днища и стенок амбаров и склада ГСМ.

Наиболее опасное загрязнение вод может произойти во время аварийных ситуаций, таких как выбросы флюида и грифонообразование.

Таблица 3.8

Экологические нормативы буровых растворов при строительстве скважин

Наименование вещества

ЛПВ

ПДК, мг/л

Класс опасности

Легкое таловое масло

токс

0,1

4

Smectex

-

10,0

3

Полиакриламид

-

0,8

3

КМЦ

Сан. токс.

20,0

4

Кальцинированная сода

токс

200-500

5

Буровой раствор на основе КМЦ

Полимениральный шлам

токс

токс

5,0

12,5

4

4

Буровой раствор полимерный (глинопорошок, КМЦ, сода, вода)

Токс

50

4

В целях снижения негативного воздействия на поверхностные воды от вновь проектируемых объектов разработки месторождения предусматриваются следующие мероприятия.

- проведение буровых работ за пределами водоохранных зон. В случае необходимости бурения в водоохранных зонах или прибрежных водоохранных полосах будут предусмотрены дополнительные природоохранные мероприятия. Для предотвращения загрязнения грунтовых и поверхностных вод вокруг устьев скважин, размещенных в водоохранной зоне, на глубине 1 метра должна устраиваться гидроизоляция полиэтиленовой пленкой на ширину 15 метров по обе стороны от скважин. После окончания бурения устраивается приустьевая площадка из железобетона шириной по 0.8 м по обе стороны от оси скважин с бордюрным ограждением по периметру, оборудованная ливневой канализацией, обеспечивающей сбор в дренажную емкость атмосферных осадков и аварийных утечек с площадки.

Для кустовых площадок, расположенных в водоохранной зоне, на стадии рекультивации вокруг площадки должно выполняться вторичное обвалование, которое обеспечивает локализацию аварийных ситуаций.

- в случае ухудшения качества воды поверхностного источника питьевого водоснабжения, в его бассейне дополнительно предусмотрено создание зоны санитарной охраны;

- с целью рационального использования воды и снижения объема сточных вод создается замкнутая система водоснабжения;

- для использования буровых сточных вод (БСВ) в системе оборотного водоснабжения (выработка пара) они должны быть очищены до допустимого уровня, предусматриваемого ОСТ 51-01-03-84. При закачке БСВ в поглощающие пласты они должны отвечать требованиям ОСТ 39-225-88;

- исключение сброса неочищенных БСВ в поверхностные и подземные воды. Очистка БСВ осуществляется физико-химическими (реагентная коагуляция) и механическими (отстой, фильтрование и т.д.) методами. Очистка производится непосредственно в амбаре. Очищенные БСВ откачиваются из амбара для дальнейшего использования или захоронения. Оставшийся после откачки БСВ загущенный остаток обрабатывается отверждающей композицией.

Для исключения или снижения загрязнения поверхностных вод буровыми растворами предусмотрено:

- применение для обработки нетоксичных и малотоксичных химреагентов, соответствующих 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76;

-применение экологически чистых буровых растворов с повышенными смазочными свойствами, заменяющими нефть;

- применение ингибированных буровых растворов, уменьшающих объем наработки отходов бурения;

- использование бурового раствора, оставшегося от бурения предыдущих интервалов;

- материалы, используемые для приготовления и обработки бурового и цементного растворов, должны иметь установленные уровни ПДК;

- при разбуривании водоносных горизонтов, используемых для хозяйственно-питьевых целей, химические реагенты, применяемые для обработки бурового раствора, должны быть согласованы с Минздравом РФ.

- надежная изоляция интервалов залегания водоносных горизонтов. Обсадные колонны и качество цементирования должны предупреждать межпластовые перетоки и возможность загрязнения подземных вод. Строительство водозаборных скважин должно исключить возможность поверхностных и подземных загрязнений. При этом водозаборная скважина должна отвечать следующим требованиям: верхний отвод обсадных труб должен быть поднят над поверхностью площадки не менее чем на 0.5 м, а колонная головка должна быть герметизирована; затрубное пространство должно быть качественно зацементировано до устья; на устье скважины должны быть оборудована площадка размером 2х2 м, имеющая уклон от центра скважины. Расход технической воды должен соответствовать установленным нормам водопотреблением.

- изъятие подземных вод в количествах, обеспечивающих сохранность основных свойств используемых водоносных пластов;

- организация зон санитарной охраны водозаборных скважин;

- использование очищенных производственно-дождевых стоков в системе ППД. В настоящее время на месторождении существует система ППД. Заводнение осуществляется с помощью кустовой насосной станции. Дополнительно проектируется новая КНС Для подачи воды к устьям вновь проектируемых нагнетательных скважин запроектирована система высоконапорных водоводов;

- применение сорбентов и устройств для ликвидации возможных разливов нефти на поверхности воды;

- покрытие внутренней поверхности водоводов и емкостей системы ППД антикоррозийными составами;

- применение антикоррозионной (внутренней и внешней) защиты нефтегазосборных трубопроводов;

- применение труб из стали с высокой коррозионной стойкостью;

- проведение планово-предупредительного ремонта эксплуатируемого оборудования;

- переходы водоводами через реки и ручьи запроектированы подводными. Прокладка водоводов по болотам I, II типа и затопляемым участкам осуществляется подземно, при прохождении по болотам III типа водоводы укладываются на более плотные нижележащие слои. На болотах III типа малой глубины трубопроводы укладываются с заглублением в нижележащие слои до необходимой глубины;

- переходы нефтегазопроводов через реки и ручьи запроектированы в подводном исполнении. При переходах через водные преграды глубина заложения должна быть на 0,5 м ниже линии предельного размыва русла, прогнозируемой на 25-летний период. На переходах предусмотрена пригрузка трубопроводов утяжелителями.

- проведение строительно-монтажных работ в зимний период для уменьшения воздействия строительных машин на подпочвенные воды;

- засыпка береговых траншей с превышением над естественным уровнем поверхности земли для восстановления рельефа после естественного уплотнения грунта засыпки;

- выполнение технического и биологического этапов рекультивационных работ на берегах, сложенных минеральными грунтами.

Итог: На территории Фаинского месторождения силами НГДУ «Мамонтовнефть», в соответствии с требованиями природоохранного законодательства РФ и ХМАО осуществляется мониторинг поверхностных водных объектов. Результаты анализов проб воды из поверхностных водоемов Фаинского месторождения за 2010-2011 представлены в табл. 3.9.

Таблица 3.9

Результаты полного анализа проб воды водоемов Фаинского месторождения 2010-2011 гг.

Определяемые ингредиенты

Ед. измерения

ПДК

2005

2006

нефтепродукты

мг/дм3

0,05

0,055

0,011

хлориды

мг/дм3

300

14,425

8,229

жесткость

мг-экв/дм3

не норм.

1,868

0,452

щелочность общая

мг-экв/дм4

не норм.

1,459

0,818

окисляем. перманганатная

мг О2/дм3

не норм.

15,373

3,974

нитраты

мг/дм3

40

1,634

0,743

нитриты

мг/дм3

0,08

0,031

1,384

аммонийный ион

мг/дм3

0,5

1,835

0,592

железо общее

мг/дм3

0,1

2,934

0,857

сульфаты

мг/дм3

100

3,139

1,341

фосфаты (по фосфору)

мг/дм3

0,2

0,251

0,159

сухой остаток

мг/дм3

1000

131,500

81,125

взвешенные в-ва

мг/дм3

не норм

54,125

11,125

Кальций

мг/дм3

180

6,238

магний

мг/дм3

40

2,742

калий

мг/дм3

50

0,203

натрий

мг/дм3

120

1,532

алюминий

мг/дм3

0,04

0,223

мышьяк

мг/дм3

0,05

0,005

барий

мг/дм3

0,74

0,004

кадмий

мг/дм3

0,005

0,001

кобальт

мг/дм3

0,01

0,001

хром

мг/дм3

0,02

0,001

медь

мг/дм3

0,001

0,001

марганец

мг/дм3

0,01

0,070

никель

мг/дм3

0,01

0,022

свинец

мг/дм3

0,1

0,001

цинк

мг/дм3

0,01

0,002

ванадий

мг/дм3

0,001

0,000

ртуть

мг/дм3

0,00001

0,000

Как следует из таблиц 3.6, периодически наблюдается превышение норм ПДК по нефтепродуктам (1,1 раза), азоту аммонийному (1,1-3,67), железу (5,1-29,3), фосфатам (1,2), марганцу (5-7), никелю (2,2 раза).

3.5.3 Охрана почвенно-растительного покрова

Источники загрязнения почвенно-растительного покрова - нефтепродукты, которые, попадая в почву, вытесняют кислород, необходимый для жизнедеятельности растений и микроорганизмов, и органические реагенты (сульфонал, НТФ) в сточных буровых водах, способствующие образованию стойких, не отстаивающихся суспензий.

Вредное воздействие нефти на почву и растительность усиливается при наличии в ней минерализованных пластовых вод. При монтаже бурового оборудования и при бурении скважины при нормальной (безаварийной) работе происходят различные виды воздействия на почвенный покров.

Кроме нарушения почвенного покрова в процессе бурения скважины, при проезде транспорта и при возведении объектов буровой происходит химическое загрязнение жидкими и твёрдыми буровыми отходами, что приводит к засолению территории.

Все технологические объекты в той или иной степени оказывают воздействия на почвенно-растительный покров. Учитывая данное обстоятельство, в данном проектном документе предусмотрены следующие природоохранные мероприятия по охране почвенно-растительного покрова:

- при выборе площадок и трасс под строительство основным критерием стало минимальное использование лесов I и II групп, а также считающихся малопригодными для сельскохозяйственного и лесохозяйственного пользования;

- формирования линейных коммуникаций в единых коридорах минимальной ширины;

- вертикальная компоновка оборудования, сокращение количества объектов путем кооперации на одной площадке объектов различного назначения и использование оборудования с большей производительностью, объединение объектов инженерного обеспечения в единую зону для всех производств;

- установление твердых границ полосы отвода земли;

- дренажные стоки из технологического оборудования и мультифазной насосной отводятся в дренажные емкости. Конденсат и вода, выделившиеся при охлаждении газа в факельных коллекторах, улавливаются в расширительных камерах, откуда отводятся в емкости сбора конденсата. Откачка стоков из дренажных емкостей, жидкости из емкостей сбора конденсата осуществляется погружными насосами в приемную линию мультифазных насосов;

- герметизация технологического процесса сбора, транспорта, подготовки нефти и ППД;

- применение для нефтегазопроводов и высоконапорных водоводов бесшовных горячедеформированных нефтегазопроводных коррозионностойких и хладостойких труб, что позволяет увеличить срок их службы;

- назначение толщины стенок трубопроводов из условия максимального возможного давления в них с прибавкой на коррозию;

- для площадочных объектов принята сплошная система организации рельефа, решенная в насыпи из привозного грунта;

- при строительстве трубопроводов, отсыпки площадок для обслуживания узлов запорной арматуры, сооружение площадок, насыпей и переездов при пересечении трассой существующих коммуникаций (высота отсыпки площадок для обслуживания технологического оборудования принимается 0,5 м от уровня земли, при выполнении обваловки проектируемых трубопроводов и переездов через существующие коридоры коммуникаций - 0,8 м).

Исходя из условий обеспечения сохранности трубопроводов от механических повреждений в соответствии с ВСН 2.38-85 и ВНТП 3-85 минимальная глубина заложения нефтепроводов принята:

- 0,8 м до верха трубы в минеральных грунтах;

- 0,6 м до верха трубы на болотах;

- 1,0 м до верха балластированных пригрузов при переходах через водные преграды;

- водоводы прокладываются в земле на глубине, которая принимается в зависимости от характеристики грунтов по трассе от 1,5 до 2,2 м;

- для уменьшения потерь воды при возможных авариях на водоводах и сокращения времени простоя нагнетательных скважин на ответвлениях высоконапорных водоводов предусмотрена установка задвижек.

- техническая и биологическая рекультивация.

Итог: На территории месторождения осуществляется отбор почв и грунтов. В табл. 11.4 приведен ингредиентный состав, места отбора проб почв и результаты отбора за 2010 г.

Таблица 3.10

Результаты анализов отбора проб грунтов Фаинского месторождения за 2010 год

Определяемые ингредиенты

Ед. измерения

ПДК

Пункты отбора

Среднее по м.р.

т.7м нп-2 к.3

т.8мнп-2 к.7а

т.9мнп-2 к.15

т.10мнп-2 к.3б

рН

ед, рН

6,23

7,15

6,1

6,12

6,2

0,16

удельная электр.

мСм/см

0,02

0,11

0,05

0,040

0,03

0,04

гидрокарбонаты

мг/кг

122

247

122

122,00

122,00

31,25

карбонаты

мг/кг

60

60

60

60

60

0,00

хлориды

мг/кг

10,4

13,8

94,9

31

11,5

27,40

нитраты

мг/кг

130

1

4,9

1,61

1,28

-127,80

нитриты

мг/кг

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,00

сульфаты

мг/кг

31

24,7

28,7

20

480

107,35

валовый фосфор

мг/кг

490

348

335

907,00

4,39

-91,40

аммоний обмен.

мг/кг

8,5

5,08

18,8

14,5

130,0

33,60

плотный остаток

мг/кг

200

450

250

165

7,92

18,23

СПАВ

мг/кг

8,9

2,17

6,72

11,8

15,90

0,25

фенолы

мг/кг

5,7

2,56

13,4

14,5

24

7,92

нефтепродукты

мг/кг

100

16

103

47

0,005

-58,50

бензапирен

мг/кг

0,02

0,005

0,005

0,005

2,39

0,58

орган. вещ. (гумус)

%

не устан.

1,51

2,92

3,35

11,7

-

134

28,2

8,02

6,86

35,47

магний

мг/кг

3

10,5

12,3

5,34

3,36

4,88

калий

мг/кг

2,2

12,6

7,23

2,98

36,3

12,58

натрий

мг/кг

11,3

8,66

6,67

24

5,51

-0,09

мышьяк

мг/кг

2

4,71

5,11

3,15

113

29,49

барий

мг/кг

400

142

120

128

0,5

-302,38

кадмий

мг/кг

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,00

кобальт

мг/кг

5

8,75

18

12,9

17,9

9,39

хром

мг/кг

90

19,6

45,1

34,7

44

-54,15

медь

мг/кг

33

7,84

8,87

7,74

9,01

-24,64

железо общее

мг/кг

8300

10200

23150

16080

22900

9782,50

марганец

мг/кг

1500

221

350

224,00

350

-1213,75

никель

мг/кг

20

9,06

16

10,3

16,2

-7,11

Свинец

мг/кг

32

4,09

9,46

6,36

7,82

-25,07

цинк

мг/кг

55

23

31,1

20,9

30,7

-28,58

ванадий

мг/кг

150

23

57,3

42,5

57,6

-104,90

Пробы почв проанализированы на содержание в них нефтепродуктов, хлоридов, тяжёлых металлов и др. Для экотоксикологической оценки почв используется кратность превышения ПДК конкретного загрязняющего вещества. При отсутствии данных по фоновому содержанию фон берётся как среднерегиональный для незагрязнённой территории и утверждается МПР России. Для органических соединений их фоновое содержание в почвах приравнивается к 0,1 ПДК. Правительством ХМАО рекомендуется использовать нормативы допустимого остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ, которые составляют от 2 до 100 г/кг почвы, в зависимости от её типа.

3.5.4 Охрана животного мира

В целях снижения ущерба животному миру в данной работе предусмотрены следующие мероприятия:

- концентрация эксплуатационных скважин и вспомогательного оборудования на ограниченных площадях - на кустовых площадках;

- устройство гидроизоляции глинистым грунтом обваловки и оснований кустовых площадок, емкостей с горюче-смазочными материалами;

- размещение химреагентов и сыпучих материалов в закрытой таре;

- проведение планово-предупредительного ремонта эксплуатируемого оборудования для предупреждения возможных аварийных разливов токсичных загрязнителей на рельеф;

- подземная прокладка трубопроводов, исключающая гибель от бескормицы, болезней, беспокойств и прочих нарушений условий жизни диких животных и птиц;

- указание в календарном плане строительства сроков ведения строительных работ на водоемах в прибрежных полосах в период отсутствия нереста ценных и соровых рыб;

- непревышение при строительстве установленных Росрыбводом и природоохранным законодательством норм взвешенных веществ по сравнению с природным их количеством в прилегающих водоёмах с учётом всех изменений и дополнений;

- предупреждение разливов нефти и вызываемой ими гибели рыб, водообитающих животных, водоплавающих и других птиц;

- реализация системы мер по повышению надежности промысловых систем (100% контроль сварных швов трубопроводов, испытания оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа, борьба с коррозией и т.п.);

- контроль со стороны администрации предприятия за осуществлением охоты работниками предприятия;

- капитальный ремонт трубопроводов;

- исключение уничтожение древесно-кустарниковой растительности химическими способами в местах массового обитания животных;

- в зонах сезонных перелетов птиц не допускается постройка буровой вышки и сооружений;

- рекультивация нарушенных территорий.

3.5.5 Вывод

В настоящее время на территории Фаинского месторождения объектами воздействия на окружающую среду являются 43 кустовых площадки, участок ЦПРС, ДНС, КНС (2 шт.), ОПБ, электроподстанция, трубопроводы (413,099 км), автодороги (86,83 км), ЛЭП (180 км). Общий отвод земель составляет 1234,85 га.

Процент использования попутного газа (утилизация) по Фаинскому месторождению составляет 95 %. Попутный газ сдается на Южно-Балыкский ГПЗ, часть газа сдается сторонним организациям (ООО «ЮНГ-Теплонефть»), 5 % попутного газа составляют технологические потери.

Анализ приведенных результатов показывает, что в содержание в воздухе определяемых ингредиентов ниже установленных показателей ПДК, периодически наблюдается превышение норм ПДК по нефтепродуктам по, азоту аммонийному, железу, фосфатам, марганцу, никелю в подземных водах и почвенном слое.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Общие сведения

Фаинское нефтяное месторождение расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 км к востоку от города Нефтеюганска. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Южно-Сургутское и Восточно-Сургутское.

Недропользователем Фаинского месторождения является ОАО «НК «Роснефть» (лицензия ХМН 02043НЭ от 20 ноября 2006 г.), оператором - ООО “РН-Юганскнефтегаз”.

За период освоения района создана вся необходимая промышленная инфраструктура: построены города Сургут и Нефтеюганск, производственные базы обслуживания, дороги с твердым покрытием, Сургутская ГРЭС, сеть высоковольтных ЛЭП, магистральные нефтепроводы.

По территории района проходит железная дорога Тюмень - Новый Уренгой.

Город Нефтеюганск расположен на судоходной протоке Юганская Обь. Речной порт является одним из крупных по водной линии бассейна р. Оби.

Современные аэропорты г.г. Сургута и Нефтеюганска связываются воздушными линиями со многими городами Российской Федерации.

4.2 Расчет основных технико-экономических показателей

На основании данных производится определение нормативного времени на выполнение отдельных процессов и операций: бурения, спуско-подъемных операций, установки кондуктора, технической и эксплуатационной колонны, промыслово-испытательных работ и т.д. Определяются суммарные затраты времени на сооружение всей скважины, а также механическая, рейсовая, техническая и парковая скорости.

Для определения затрат времени по каждому процессу используется методика составления нормативных карт, изложенная в ЕНВ-1984.

Для производства работ по проводке скважины составляется наряд на производство буровых работ, который состоит из основных данных, характеризующих условия проводки скважины и нормативной карты. Назначение нормативной карты состоит в том, чтобы установить нормативную продолжительность буровых работ. Исходными данными для составления нормативной карты являются:

1) геолого-технический наряд;

2) проектные данные на механическое бурение (результаты анализа работы долот по режимным точкам);

3) Единые нормы времени на бурение нефтяных и газовых скважин.

Составление нормативной карты осуществляется путем корректировки типовой нормативной карты, рассчитанной для строительства скважин на Южно-Юрьяхинском месторождении. Для изменения нормативной карты воспользуемся сведениями о разбивке геологического разреза на нормативные пачки, а также действующими на буровом предприятии нормами времени механического бурения 1м породы и проходки на долото, которые приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Интервал бурения (по стволу), м

Глубина по вертикали, м

Проходка в интервале, м

Тип долота

Проходка на долото, м

Время бурения 1 метра, час

0-50

50

50

393,7 М-ЦВ

300

0,021

50-378

370

322

295,3 МС-ЦВ

500

0,01

378-747

720

369

295,3 МС-ЦВ

400

0,014

747-1364

1325

617

215,9 МСЗ-ГАУ

300

0,031

1364-1987

1930

623

215,9 МСЗ-ГАУ

380

0,027

1987-2522

2450

535

215,9 Т-ЦВ

250

0,031

2522-3060

2972

538

215,9 Т-ЦВ

270

0,033

4.2.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение

Производится на основании данных ГТН и местных норм времени бурения поинтервально по формуле

, (4.1)

где - величина интервала по нормативной пачке, м;

mi - нормативное время на бурение 1м в данном интервале по нормативной пачке, ч/м.

Рассчитываем время бурения для каждого интервала

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

Общее время бурения будет равно

ч

4.2.2 Расчет нормативного времени на наращивание колонны

Количество наращиваний определяется поинтервально для каждой нормативной пачки по формуле:

, (4.2)

где Hi - длина интервала нормативной пачки, м;

l - длина трубы, м.

Определяем количество наращиваний для каждого интервала

Общее число наращиваний равно

Затраты времени Тн определяются по формуле

, (4.3)

где - норма времени одного наращивания, принятую по ЕНВ-1985, мин (tнар = 12 мин).

мин = 50,4 ч

4.2.3 Расчет нормативного времени на СПО

Для расчета количества спускаемых и поднимаемых свечей необходимо определить количество долблений для каждого рассчитываемого интервала по формуле

, (4.4)

где - проходка на долото, м.

Определяем количество долблений для каждого интервала

Общее число долблений

долблений

Определив суммарное количество долблений, можно определить количество спускаемых свечей из выражения

, (4.5)

где m - количество долблений;

Н1 - начальная глубина интервала, м;

Н2 - конечная глубина интервала, м;

d - длина неизменяемой части инструмента (квадрат, турбобур, удлинитель, УБТ, долото и т.д.), м;

L - длина свечи, м.

Определяем количество спускаемых свечей для каждого интервала

шт.

шт.

шт.

шт.

шт.

шт.

шт.

Зная количество спускаемых свечей, рассчитываем количество поднимаемых свечей

(4.6)

шт.

шт.

шт.

шт.

шт.

шт.

шт.

Находим затраты времени на СПО

, (4.7)

, (4.8)

, (4.9)

где - норму времени на подъем, мин (tп = 2,2 мин);

- норму времени на спуск, мин (tc = 1,8 мин).

мин = 20,8 ч

мин = 36,1 ч

ч

4.2.4. Затраты нормативного времени на крепление скважины

Расчет затрат времени на крепление скважины целесообразно вести в табличной форме (табл. 4.2).

На основе единых норм времени (ЕНВ) рассчитываются затраты времени на подготовительно-заключительные работы, смену долота, турбобура, промывку скважины, другие вспомогательные операции, сопутствующие процессу “бурение скважины”, промыслово-геофизические исследования, ремонтные работы.

Таблица 4.2

Nп/п

Наименование работ

Направление

Кондуктор

Экспл. колонна

Норма времени, ч

Норма времени, ч

Норма времени, ч

1.

Проработка скважины

1,2

2,3

8,3

2.

Подготовительно-заключительные работы при спуске колонны

3,5

3,5

3,5

3.

Промывка перед спуском

0,2

0,3

1,2

4.

Спуск обсадных труб

0,1

0,5

5,2

5.

Промывка скважины перед цементажом

0,2

0,3

1,2

6.

Подготовительно-заключительные работы к заливке

3,5

3,5

3,5

7.

ОЗЦ

8

8

12

8.

Заключительные работы после ОЗЦ

0,5

0,5

0,8

9.

Разбуривание цементной пробки

2,3

2,3

2,3

10.

Промывка после разбуривания цемента

0,2

0,3

1,2

11.

Испытание колонны на герметичность

1,1

1,1

1,1

12.

Оборудование устья

3,1

5,3

12,1

Всего

23,9

27,9

52,4

Итого

104,2

4.2.5 Расчет нормативного времени на сооружение скважины

Общее нормативное время на сооружение скважины будет равно сумме затрат времени на все производительные процессы и операции, предусмотренные технологическим циклом.

(4.10)

Подготовительно-заключительные работы (ПЗР).

Принимаем время на ПЗР взятое из основных проектных данных по проводке наклонно-направленной скважины на Фаинском месторождении.

ч

Смена долота.

Время на смену долота определяется по формуле

, (4.11)

где - нормы времени на смену долота, мин (= 14 мин).

мин = 3,5 ч

Расчет времени на промыслово-геодезические исследования (ГИС).

Промыслово-геодезические исследования строящихся скважин осуществляются силами геологов из объединения. Для этого в балансе времени им выделяется на скважину 72 часа.

ч

Ремонт

Данное время принимаем равным времени на ремонт, указанном в нормативной карте по проводке наклонно-направленной скважины на Фаинском месторождении.

ч

Промывка скважины после спуска и перед подъемом инструмента.

Данное время принимаем равным времени на промывку скважины, указанном в нормативной карте по проводке наклонно-направленной скважины на Фаинском месторождении.

ч

Таким образом:

ч = 20,7сут

(4.12)

ч = 7,7сут

(4.13)

ч = 12,0 сут

4.3 Сметно-финансовые расчеты

Данные расчеты включают расчет механической, рейсовой, технической скоростей бурения, а также режим труда и сметную стоимость проектируемых работ.

4.3.1 Расчет скоростей бурения: механической, рейсовой, технической

Механическая скорость:

м/ч

где Н - глубина скважины, м.

Рейсовая скорость:

м/ч

Техническая скорость.

м/ст.мес

4.3.2 Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ

На предприятии разработка и освоение месторождений, находящихся на балансе предприятия, ведется вахтовым методом. Непосредственно на буровой действует двусменный режим работ. Штат исполнителей состоит из бурового мастера и 2-х буровых бригад (продолжительность рабочего дня равна 12 часов).

План-график строительства скважины:

Цикл строительства скважины - 50,2 суток;

Вышкомонтажные работы (ВМР) - 10,3 суток;

Бурение и крепление - 20,7суток;

Освоение - 15,6 суток.

Таблица 4.3

План-график строительства скважины

Наименование этапов строительства скважины

Продолжительность этапа, сут

Календарный месяц

1

2

ВМР

10,3

Бурение и крепление

20,7

Освоение

15,6

4.3.3 Расчет сметной стоимости проектируемых работ

Для определения затрат на строительство скважины по предлагаемому проекту рассчитывается сводная смета (табл. 4.4) и сметные расчеты, табл. 4.5 - “Бурение скважины” и табл. 4.6 - “Крепление скважины”, а также интервальную шкалу сметной стоимости 1 метра скважины (табл. 4.7). Данные для расчета табл. 4.6 берутся из расчета “Бурение скважины”, табл. 4.5.

Сводный сметный расчет к проекту на строительство скважины

На площади: Фаинское нефтяное месторождение

Цель бурения: добыча нефти

Местоположение: ХМАО

Таблица 4.4

Номер сметного расчета

Наименование работ и затрат

Сумма (руб)

Глава 1

Подготовительные работы к строительству скважины

№1.1

Подготовка площадки, строительство подъездного пути, трубопроводов, линий электропередач

1295250

№1.1

Разработка трубопроводов, линий передач и другие

550800

№1.1 а

Дополнительные работы по электроснабжению

193050

№1.2

Охрана окружающей среды

1147650

ИТОГО по главе 1

3186750

Глава 2

Строительство и разработка вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, установка для испытания скважины

№2.1

Строительство и монтаж

5233850

№2.1

Разборка и демонтаж

512750

ИТОГО по главе 2

5746600

Глава 3

Бурение и крепление скважины

№3.1

Бурение скважины

19448650

№3.2

Крепление скважины

21884450

ИТОГО по главе 3

41333100

Глава 4

Испытание скважины на продуктивность

№4.1

Испытание скважины испытателем платов

2295400

№4.4

Испытание скважины на продуктивность в эксплуатационной колонне

7229350

ИТОГО по главе 4

9525350

Глава 5

Промыслово-геофизические работы 10,1% от глав 3 и 4

5136703

ИТОГО по главе 5

3291300

Глава 6

Дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время

№6.1

Дополнительные затраты при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время 0,8*1,2=0,96% на итог 1 и 2 глав

685200

№6.1

Эксплуатация теплофикационной котельной установки

1833450

ИТОГО по главе 6

2518650

ИТОГО по главам 1-6

62310450

Глава 7

Накладные расходы

Накладные расходы на итог прямых затрат по главам 1-6 (13,1%)

8162669

ИТОГО по главам 1-7

70473119

Глава 8

Плановые накопления

Плановые накопления на итог прямых затрат по главам 1-6 и главе 7

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены