РЕФЕРАТ
Дипломный проект содержит 152 страницы текста, в том числе 26 таблиц и 12 рисунков. В данной работе приведена геологическая характеристика Ельниковского нефтяного месторождения, анализ состояния разработки на сегодняшний день, состояние фонда скважин на месторождении. Проведен анализ проведенных в 2004-2005 годах на ряде скважин Ельниковского месторождения гидравлических разрывов пластов, рекомендации по проведению программы гидравлического разрыва пласта. На основе этого выбрано десять скважин для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Описана технология ГРП, применяемые материалы и техника. Рассчитан экономический эффект от получения дополнительной добычи нефти, учитывая основные расходы на ГРП, налоговые отчисления, затраты на подъем и транспортировку нефти. Включены разделы по охране труда и безопасности жизнедеятельности, охране недр и окружающей среды.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Общие сведения о месторождении
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.3.Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
1.5. Запасы нефти и газа
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
2.2. Технико-эксплуатационные характеристики фонда скважин
2.3. Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского местородения
2.4.1. Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Ельниковского месторождения в 2004-2005гг
2.4.2. Литературный обзор известных технических решений по теме проекта.
2.4.3. Патентный обзор известных технических решений по теме проекта
2.4.4. Анализ применения гидравлического разрыва пласта на других месторождениях
2.5. Проектирование гидравлического разрыва пласта
2.5.1. Подбор скважин для осуществления программы по проведению гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении
2.5.2. Выбор скважин-кандидатов
2.5.3. Технология проведения ГРП гидравлического разрыва пласта
2.5.4. Проведение перфорации
2.5.5. Дизайн гидравлического разрыва пласта
2.5.6. Заключительные работы
2.5.7. Техника для гидравлического разрыва пласта
2.5.8. Материалы, применяемые при гидравлического разрыва пласта
2.5.9. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта
2.6. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта
2.6.1. Расчет прогнозируемых показателей после проведения гидроразрыва пласта
2.7. Сравнение текущих и прогнозируемых показателей до и после проведения гидроразрыва пласта
3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ
3.1. Нормативно-правовая база
3.2. Промышленная безопасность
3.2.1. Требования при подготовительных работах на скважине
3.2.2. Правила безопасности при проведении работ по гидроразрыву пласта..104
3.2.3. Правила безопасности при закачке химреагентов
3.2.4. Правила безопасности при прострелочно-взрывных работах
3.3. Санитарно-гигиенические требования
3.4. Пожарная безопасность
3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях
3.6. Затраты на мероприятия для обеспечения безопасности при проведении гидравлического разрыва пласта
4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР
4.1. Нормативно-правовая база в области охраны окружающей среды и недр
4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту
4.3. Оценка воздействия на окружающую среду
4.4. Мероприятия, обеспечивающие выполнение нормативных документов по охране окружающей среды при осуществлении гидроразрыва пласта
4.4.1. Природоохранная деятельность. Производственный мониторинг
4.5. Расчёт затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу.
5.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
5.1. Обоснование показателей экономической эффективности
5.2. Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта
5.2.1. Выручка от реализации
5.2.2. Эксплуатационные затраты
5.2.3. Капитальные вложения
5.2.4. Платежи и налоги
5.2.5. Прибыль от реализации
5.3. Расчет экономических показателей проекта
5.3.1. Поток денежной наличности
5.3.2. Индекс доходности
5.3.3. Период окупаемости вложенных средств
5.4. Экономическая оценка проекта
5.5. Сравнение технико-экономических показателей базового варианта без проведения ГРП и варианта с проведением ГРП
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА
ВВЕДЕНИЕ
В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.
При разработке низкопроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП). ГРП является одним из мощных средств повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате ГРП при правильном выборе скважин и технологии можно существенно увеличить дебиты нефти обработанных скважин. ГРП в настоящее время является наиболее эффективным способом интенсификации нефти из низкопроницаемых коллекторов.
Выполнив анализ проведения ГРП на Ельниковском месторождении в течении ряда лет, показатели работы этих скважин, а также соседних с ними мы увидим насколько эффективно их применение.
Целью дипломного проекта является подбор скважин Ельниковского месторождения для осуществления программы по ГРП с наиболее большим эффектом по сравнению с другими методами опираясь также на опыт других месторождений. Экономический эффект мы должны получить при соблюдении законов Российской Федерации, требований техники безопасности и охраны окружающей среды.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Общие сведения о месторождении
Ельниковское нефтяное месторождение нефти наряду с другими место¬рождениями (Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломов¬ское, Прикам¬ское) разрабатывается силами НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмурт¬нефть». Ме¬сторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапуль¬ского районов Удмуртской республики, в 100 километрах от го¬рода Ижевска, в 35 километрах от города Сарапула (рис.1). Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва – Казань – Екатеринбург.
Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск – Сарапул – Камбарка, проходящим по терри-тории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторожде-ния.
По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая При¬камский участок от Ельниковского месторождения. С другими действую¬щими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами. Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.
Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС – Сара-пул и ЛЭП-35 Сарапул – Мостовое – Каракулино.
К наиболее крупным населенным пунктам относятся с.Мазунино, д.Соколовка, с.Тарасово. В 35 километрах от центра нефтяной площади располо¬жен город Сарапул. Он является крупной железнодорожной стан-цией, важным речным портом и культурным историческим центром Удмур¬тии. В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение рас¬положено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Местность представлена холмистой, глубоко изрезанной сетью ручьев и оврагов. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой тер¬ритории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.
Климат района умеренно-континентальный с продолжительной (до 5 месяцев) зимой. Среднегодовая температура +2 оС, морозы в январе-феврале иногда достигают -40-45 оС. Средняя глубина промерзания грунта – 1,2-1,5м, толщина снежного покрова в марте достигает 60-80 см. Среднее годовое ко¬личество осадков около 500мм.
Территория района в основном занята пашнями и небольшими лес-ными массивами. В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято примерно 70% его территории.
Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строитель¬ства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние исполь¬зуются для бытовых нужд, как работниками предприятия, так и местными жителями.
Геолого-физическая характеристика месторождения
По тектоническому строению Ельниковское месторождение является ти¬пичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Ки¬нельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно боль¬шой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд неболь¬ших под¬нятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охваты¬вает практически всю приподнятую зону.
Структурное строение месторождения и прилегающей территории наи¬бо¬лее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского го¬ризонта в пределах изогипсы минус 280м. Ельниковское месторождение пред¬ставляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20м. В структурном плане на месторо¬ждении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельни¬ковское, Апа¬лихинское.
Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изо¬гипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.
Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших струк¬тур, разделенных узкими прогибами на три зоны.
В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных пла¬нов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям (рис. 2).
Сводный литолого-стратиграфический разрез
Структурный план месторождения представлен тремя поднятиями: собст¬венно, Ельниковским, Апалихинским и Соколовским, причем следует отметить, что границей Ельниковского и Апалихинского поднятий служит не резко вы¬раженный прогиб. На общем фоне поднятий выделяется целый ряд осложняю¬щих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона. Все поднятия имеют тектоно седиментационное происхож¬дение, как уже говорилось выше, характеризуются соответствием структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, приобретая с глубиной более резкие черты. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско-франско-фаменского возраста.
В отложениях терригенной пачки нижнего карбона отмечается наличие большого количества врезов, в связи, с чем по скважинным данным отмечается резкое несоответствие по толщине структурных этажей в разрезе рядом стоя¬щих скважин. Эрозионному разрушению подвергались карбонатные породы, подстилающие визейские терригенные отложения. Ширина врезов составляет 150-500 м, длина – несколько километров.
Врезы выполнены терригенными породами визейского возраста, которые облегают их борта. Как правило, нумерация пластов аргиллитов и песчаников во врезе и во вне его одинакова, но толщина пластов во врезе значительно воз¬растает, и увеличение толщины тем больше, чем глубже залегает пласт. Из по¬род визейского возраста, которые встречаются только во врезах и отсутствуют на прилегающих участках, следует отметить угленосные отложения, залегаю¬щие в подошве терригенной пачки (пласта С-VI).
Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля-ются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения
горизонтальный 1:25000
Геологический профиль Ельниковского месторожденияМасштаб ——————————–
вертикальный 1:25000
Рис.3
яс¬нопо¬лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонат¬ные отло¬жения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Общие, по месторождению, геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в табл. 1.
Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют довольно слож¬ное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобри¬ковского (пласт С-V) горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта.
Однако на территории Удмуртии в визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний в объеме окского над¬горизонта. На территории Удмуртии кожимский надгоризонт представлен косьвинским, радаевским и бобриковским горизонтами. Ранее интерпретируе¬мый в подсчете запасов нефти Малиновский надгоризонт отсутствует. Окский надгоризонт состоит из тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов, которые сложены пачками песчаников, алевролитов и аргиллитов с тонкими прослоями каменных углей. В основании алексинского горизонта прослеживается пачка терригенных пород, которая не выдержана по толщине, распространены литологические замещения. Залежи нефти контролируются структурами тектоно-седиментационного и седиментационного генезиса, обле¬кающие органогенные постройки франско-фаменско- турнейского возраста и в плане совпадающие с останцами карбонатных пород турнейского яруса.
Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаев¬ского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимского над¬горизонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV).
Таблица 1
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Параметры Поднятия
Соколовское Ельниковское Апалихинское
Средняя глубина залегания, м. 1380 1380 1380
Тип залежи пласт. пласт. пласт.
Тип кллектора терригенный терригенный терригенный
Площадь нефтеносности, тыс.м² 39014 21923 22094
Средняя общяя толщина, м. 32,7 32,6 25
Средняя нефтенасыщенная толщина, м. 4,3 4,9 3,6
Пористость, % 20,4 21 19,4
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед. 0,79 0,86 0,73
Проницаемость, мкм² 0,315 0,415 0,445
Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,67 0,68 0,54
Коэффициент расчлененности, д. ед. 5,1 4,3 3,8
Начальная пластовая температура, ºС 29 29 29
Начальное пластовое давление, МПа 12,6 13,9 13,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 16,3 17,2 20
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м³ 0,879 0,897 0,886
Абсолютная отметка ВНК, м. -1198 -1198 -1198
Объёмный коэффициент нефти, д. ед. 1,033 1,032 1,03
Содержание серы в нефти, % 2,33 2,48 2,66
Содержание парафина в нефти, % 4,21 4,32 4,45
Давление насыщения нефти газом, мПа·с 7,1 8,95 7,23
Газосодержание нефти, м³/т 13,4 15,42 12,35
Содержание стабильного конденсата, г/см³ – – –
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,5 1,5 1,5
Плотность воды в пластовых условиях, т/м³ 1,117 1,117 1,117
Средняя продуктивность, м³/сут. МПа 1,17 1,17 1,17
Пласты визейской залежи отличаются значительной неоднородностью как по вертикали, так и по латерали и нередко сливаются, образуя единую песчано-алевролитовую пачку, к которой приурочены основные запасы нефти Ельни¬ковского месторождения. Региональной покрышкой для толщи являются пачки аргиллитов и плотных известняков верхней части тульского горизонта.
Нефтеносность пластов С-VII и С-VIII вскрыта единичными скважинами.
Пласт СVI+VII+VIII залегает в отложениях бобриковского, радаевского и косьвинского горизонтов, литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию и имеет линзовидное строение. Общая толщина пласта в пределах месторождения изменяется в пределах 1,4- 44,0 м, эффективная – 0,5- 28,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 0,6-22,0 м.
Нефтеносность месторождения определена по керну, материалам ГИС, опробованию и эксплуатации скважин. Пласт раздельно не испытан и нахо¬дится в совместной эксплуатации с пластами С-II-C-V. Наибольшее распро¬странение и толщины пласт имеет в пределах Ельниковского и Соколовского поднятий, в пределах Апалихинского купола развиты единичные линзы коллек¬тора. По разрезу по материалам ГИС в пласте С-VI четко прослеживаются два -три продуктивных пропластка, которые, в свою очередь, состоят из 2 – 6 более мелких линз толщиной от 0,4 до 1,2 м, чаще всего не коррелируемых друг с другом даже по соседним скважинам. Пропластки разделены перемычками, сложенными аргиллитами, толщина перемычек составляет 0,0-5,6 м. Местами пропластки имеют окна слияния.
Уровень ВНК установлен по материалам ГИС и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 – 1269,3 м.
Коэффициент песчанистости для пласта С-VI в целом по месторождению составляет 0,38, изменяясь по поднятиям от 0,31 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие), коэффициент расчлененности в среднем равен 2,8 , изменяясь от 1,94 (Апалихинское поднятие) до 4,89 (Ельниковское подня¬тие).
Коэффициент пористости по поднятиям изменяется от 0,14 д.ед. до 0,20 д.ед., в среднем по месторождению составляя 0,19 (ГИС). Следует отметить, что керн по пласту С-VI отобран лишь в одной скважине Ельниковского подня¬тия. Среднее значение коэффициента пористости по 15 образцам составляет 0,24 д.ед..
Проницаемость пласта С- VI+VII+VIII определена по керну только для Ельни¬ковского поднятия по одной скважине и составляет 0,067 мкм2.
Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта. Перемычки между пластами СV -СVI, практически отсутствуют, что говорит о наличии гидродина¬мической связи между ними.
Пласт С-V развит повсеместно и также же как и пласт С-VI литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию, имеет линзовидное строе¬ние. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами. Причем, на Соколовском поднятии пласт представлен 1-3 пропласт¬ками, на Ельниковском и Апалихинском – 1-2 пропластками. Общая толщина пласта составляет 2,4 – 23,1 м, в среднем составляя 4,2 м. Эф¬фективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м на Апалихинском поднятии до 2,5 на Соколовском поднятии, в среднем по месторождению со¬ставляет 1,9 м.
Коэффициент расчлененности по поднятиям изменяется в широких преде¬лах: 2,11 – на Соколовском, 1,67 – на Ельниковском, 1,39 – на Апалихинском. Наименее расчленен пласт С-V на Апалихинском поднятии. Практически во всех скважинах он представлен одним или двумя пропластками. Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55), что говорит о его более высокой однородности по площади, по сравнению с пластом С-VI.
По результатам исследований керна коэффициент пористости по подня¬тиям изменяется от 0,20 д.ед. (Соколовское и Ельниковское поднятия) до 0,23 д.ед. (Апалихинское поднятие), по результатам интерпретации ГИС коэффици¬ент пористости варьирует от 0,19 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 0,20 (Ельниковское поднятие).
Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам варьируют в широких пределах: от 0,013 мкм2 до 3,550 мкм2.
Уровень ВНК залежей нефти пласта С-V при пересчете запасов принят по результатам интерпретации материалов ГИС, опробования скважин и данных эксплуатации на абсолютных отметках минус 1193,2 – 1205 м.
Пласт C-IV залегает в подошве тульского горизонта окского надгори¬зонта. Пласт повсеместно имеет окна слияния с пластом С-V, особенно это ха¬рактерно для Ельниковского и Апалихинского поднятий, где лишь в отдельных скважинах толщина перемычки не превышает 4,0-8,0 м. На Соколовском под¬нятии перемычка между пластами распространена повсеместно, и ее толщина в отдельных скважинах достигает 15 м.
Пласт С-IV характеризуется фациальной неоднородностью, имеет много¬численные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности. На Соколовском поднятии в 44% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами, на Ельников¬ском и Апалихинском поднятиях в – 81% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами.
Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,8 м на Соколовском до 1,4 м на Ельниковском поднятии и 1,65 м на Апалихинском, в среднем составляя 1,74 м.
Коэффициент песчанистости в среднем по месторождению равен 0,32, варьируя по поднятиям от 0,3 (Соколовское поднятие), до 0,35 (Ельниковское и Апалихинское поднятия). Коэффициент расчлененности при этом колеблется от 1,6 (Ельниковское поднятие) до 1,7 (Соколовское поднятие). Коэффициент по¬ристости по керну определен лишь на Соколовском и Ельниковском поднятиях и равен, соответственно, 0,22 д.ед. и 0,19 д.ед. По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед., проницаемость определена по керну и изменяется от 0,193 мкм2до 0,416 мкм2. Следует отметить, что керн отобран лишь в пяти скважинах на Соколовском поднятии и в двух скважинах на Ельниковском поднятии.
При пересчете запасов нефти для пласта С-IV, согласно материалам ГИС, опробования и эксплуатации скважин, принят уровень ВНК, гипсометрически залегающий на абсолютной отметке минус 1198,0 м. Хотя в отдельных сква¬жинах по данным ГИС уровень ВНК отмечен как на более высоких, так и более низких отметках.
Пласт C-III как и пласт C-V имеет наибольшее распространение коллек¬торов как по площади, так и по разрезу. Толщина перемычек между пластами С-III и C-IV изменяется от 0,0 м, достигая 12,0 м в отдельных скважинах.
Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м. Эффективная нефтенасыщен¬ная толщина изменяется от 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ель¬никовском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м. Коэффициент песчанистости по пласту С-III в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).
Пласт С-III достаточно однороден как по площади, так и по разрезу, пласт коллектор представлен одним – четырьмя пропластками, лишь в отдельных скважинах – шестью – восьмью пропластками. Коэффициент расчлененности для поднятий варьирует от 1,22 (Апалихинское поднятие) до 1,5 (Соколовское поднятие).
Коэффициент пористости по материалам ГИС на поднятиях изменяется от 0,19 до 0,20, в среднем по месторождению составляя 0,19, по данным керна ко¬эффициент пористости изменяется от 0,19 (Апалихинское поднятие) до 0,24 (Соколовское поднятие), в среднем по месторождению соствляя 0,21. Прони¬цаемость определена по керну и варьирует по поднятиям от 0,310 мкм2 до 0,522 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности коллектора по керну определен лишь на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, причем образцы исследованы по керну, отобранному из четырех скважин, коэффициент нефтенасыщенности изменяется в пределах 0,79 – 0,84; по данным ГИС коэффициент нефтенасы¬щенности изменяется а пределах 0,7 – 0,77.
При пересчете запасов нефти уровень ВНК обоснован по данным ГИС, оп¬робованию и эксплуатации скважин единым для всех залежей, гипсометриче¬ски залегающим на абсолютной отметке минус 1198,0м. Пласт С-III в большинстве скважин опробован отдельно, но разрабатывается совместно с пластами С-II-C-VI. Пласты C-III, C-IV, С-V, С-VI практически по всей площади месторождения имеют окна слияния, образуя единую гидроди¬намическую систему.
Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта С-III пачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м. Залежи нефти пласта С-II литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.
Общая толщина пласта изменяется от 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие). Эффективная нефтенасыщенная толщина изме¬няется от от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.
Коэффициент песчанистости пласта С-II в среднем по месторождению из¬меняется от 0,3 (Соколовское поднятие) до 0,53 (Апалихинское поднятие). Ко¬эффициент расчлененности по поднятиям месторождения колеблется от 1,0 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 1,4 (Ельниковское поднятие).
Коэффициент пористости по керну изменяется от 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед.; по результатам интерпретации материалов ГИС – от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17. Проницаемость определена по керну и изме¬няется в широких пределах: от 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) до 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие). Коэффициент нефтенасыщенности по керну оп¬ределен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91; по результатам интерпретации ГИС коэффициент нефтенасыщенности колеблется в пределах от 0,61 (Соколовское поднятие) до 0,69 (Апалихинское поднятие), по месторо-ждению в целом составляя 0,62.
Для пласта С-II уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м. В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину от 25,0 м до 119,2 м, в среднем составляя 31,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.
Коэффициент песчанистости в целом по визейской залежи варьирует от 0,54 (Апалихинское поднятие) до 0,679 (Ельниковское поднятие), в среднем по месторождению коэффициент песчанистости визейской залежи равен 0,629. Коэффициент расчлененности по поднятиям колеблется в пределах 3,8 – 5,1, в среднем составляя 4,6. Коэффициент пористости в среднем по визейским зале¬жам равен 0,20; проницаемость по керну составила 0,488 мкм2; по результатам ГДИ скважин – 0,396 мкм2. Начальные дебиты варьировали в достаточно широ¬ком диапазоне, колебания по отдельным скважинам составляли 2,8 – 70,0 м3/сут. /1/.
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофи¬зи¬ческим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.
Визейский ярус: породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-фи¬зических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего мате¬риала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.
Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных ма¬териалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа вы¬деляются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонат¬ность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Це¬ментация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участ¬ками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип це-мента – поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуще¬ствляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.
Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве при¬сутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществ¬ляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.
Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2.
В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известня-ками, доломита-ми и переходными между ними разностями каширского и по¬доль¬ского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов до¬ломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечива¬нию порового пространства, формированию закрытых водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и микротрещиноватости. В связи отсутст¬вием исследований по керну с определением процентного содержания доломи¬тов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для опреде¬ления доломитизации – достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка.
Таблица 2
Характеристика вытеснения нефти водой
Объект, продук-тивные пласты Прони-цае-мость,
мкм2 Вяз-кость нефти, мПас Соде-ржание свя-занной воды, д.ед. Начальная нефтенасы-щенность, д.ед. Коэффи-циент остаточной нефтенасы-щенности, д.ед. Коэффи-ци-ент
вытесне-ния нефти, д.ед. Относительная про-ницаемость, д.ед.
для воды при оста¬т нефтена-сыщ для нефти при оста¬т водона-сыщен-ности
Визейский ярус
(Апалихин-ское и Ельнико-вское под¬нятия) 0,776 16,3 0,104 0,896 0,351 0,608 0,0330 0,4367
Визейский ярус
(Соколовс-кое под¬нятие) 0,856 16,3 0,101 0,899 0,348 0,613 0,0335 0,4403
Таблица 3
Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения
Месторожде-ние Возраст Продук-тивный пласт Прони-цаемость по газу, мкм2 Вязкость нефти, мПа∙с Квт экс-пер., д.ед. Квт расч., д.ед. Отклоне-ние от Квт экс¬пер., %
Ельниковское C1v СII– CVI 0,269 22,2 0,577 0,537 -7,0
0,0424 22,2 0,443 0,440 -0,7
0,886 23,5 0,587 0,596 1,6
0,877 21 0,587 0,601 2,5
C1t C1t 0,08 23 0,467 0,491 5,2
Таблица 4
Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород по лабораторным данным
Возраст Пласт Количество
определений Диапазон изменения значения
индекс
Амотта-Гервея Краевой угол
смачи¬вания
С2pd 1 0,265 74,6
С2ks К1, K2 3 0,096 … 0,133 82,3 … 84,5
K4 4 0,361 … 0,765 40,1 … 68,8
С1v CIV, CVI 32 -0,033 … 0,288 73,3 … 91,9
CII, CIII 12 -0,03 … 0,089 84,9 … 91,7
С1t С1t 10 0,138 … 0,227 76,9 … 82,1
1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктив¬ных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа.
По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые ( 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.
Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия. Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в коли¬честве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установ¬лено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства би¬тумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классифика¬ции: турнейского пласта – III Т2М4И2П3, тульского – III Т2М3И1П3, каширо-по¬дольского пластов – III Т1М2И1П2.
Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводо¬родно-азотным (содержание азота 200
, (2.17)
Устьевое давление при гидроразрыве
Pу=Рзаб-*g*h*L+Pтр, (2.18)
Необходимое число насосных агрегатов
, (2.19)
Объем жидкости для продавки
Vп=0,785d2L ,(2.20)
Коэффициент, учитывающий вязкость жидкости разрыва
, (2.21)
Коэффициент, учитывающий сжимаемость пластовой жидкости
,(2.22)
Кальматирующие свойства жидкости разрыва
Сw = 0,0022* , (2.23)
Sp = 0,032 * , (2.24)
Приведенный коэффициент фильтрационных утечек
, (2.25)
, (2.26)
, (2.27)
, (2.28)
Расчет устьевого давления
1. 3абойое давление разрыва
Рр=Рг+р (2.29)
р З МПа – прочность породы на разрыв
2. Устьевое давление разрыва
, (2.30)
где , .
Расчет на блендере
1. Плотность смеси
, (2.31)
2. Подача проппанта
, (2.32)
3. Расход жидкости по стадиям
, (2.33)
3. Объем стадии
V´ж=V“см– V´см , (2.34)
4. Всего проппанта по стадиям
, (2.35)
(за исключением 2 и 3 стадий)
, (2.36)
5. Всего проппанта G =G1+G2+G3+G4+G5 (2.37)
Условные обозначения:
п – плотность пород;
g – ускорение свободного падения;
L – глубина скважины;
– коэффициент Пуассона;
E – модуль упругости пород;
Q – темп закачки;
-динамическая вязкость;
Qж – объем жидкости;
G – масса проппанта на 1 м3 жидкости;
пр – плотность проппанта;
m – пористость трещин после закрытия;
k – коэффициент проницаемости пород;
D – диаметр скважины;
ж – плотность жидкости;
н – плотность жидкости-носителя проппанта;
d – внутренний диаметр НКТ;
Pr, – рабочее давление агрегата;
Qа – подача агрегата при рабочем давлении;
Kтс – коэффициент технического состояния агрегата. /3/.
2.6.1. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения гидраразрыва пласта
Технологическая эффективность ГРП определяется по увеличению продуктивности скважины. Продуктивность скважины с трещиной зависит от размеров трещины и проницаемости песка в трещине.
Проницаемость песка зависит от его минералогического и фракционного состава, а также от эффективного давления. Увеличение продуктивности скважины после гидроразрыва оценивается по формуле:
Применив эти формулы оценки и принимая во внимание, что процент обводненности продукции скважины мы оставляем как и до гидроразрыва, мы получили увеличение продуктивности по 10 скважинам в среднем в 3,5 раза. Мы не учли еще тот факт, что при ранее проводимых операциях по гидроразрыву пласта обводненность продукции значительно снижалась, тем самым мы можем получить ещё больший эффект. Прогнозируемые дебиты по скважинам представлены в табл. 13.
Таблица 13
Дополнительная добыча после ГРП.
Скважи-на Текущий Планируемый
2007г. 2008г. 2009г.
Qж Qн % Qж Qн % Qж Qн % Qж Qн %
4006 12,0 4,7 56,0 24 10,6 56 23 10,0 56 21 9,0 56
4025 7,4 3,0 54,0 27 12,6 54 26 11,8 54 23 10,7 54
2806 12,5 4,9 56,0 34 14,8 56 32 13,9 56 29 12,5 56
4002 9,0 7,1 11,4 17 15,4 11 16 14,5 11 15 13,0 11
2805 7,5 3,2 52,7 17 7,9 53 16 7,4 53 14 6,7 53
2792 31,4 12,0 57,0 50 21,7 57 47 20,4 57 43 18,4 57
2758 13,6 5,0 58,4 44 18,4 58 41 17,3 58 37 15,6 58
2814 52,0 23,5 49,2 76 38,8 49 71 36,5 49 64 32,8 49
3786 14,8 4,3 67,4 28 9,2 67 26 8,6 67 24 7,8 67
2817 37,7 18,4 45,1 63 34,6 45 59 32,5 45 53 29,3 45
Итого прирост нефти 35734 31704 25391
всего 92 828
1.7. Сравнение текущих и прогнозируемых показателей до и после проведения гидроразрыва пласта
Итог проведения гидравлического разрыва пласта на предложенных десяти скважинах и влияние проекта на разработку представлен в табл. 14.
Таблица 14
Сравнение текущих и прогнозируемых показателей
разработки до и после ГРП (визейский объект)
Показатели Текущие показатели
2004 год 2005 год 2006 год
Фактические Фактические Фактические
Добыча нефти всего,
тыс. т 399,7 452,7 431,2
Накопленная добыча нефти, тыс.т 20927,7 21380,4 21811,7
Отбор от НИЗ, % 73,9 75,5 77,1
Обводненность среднегодовая по (массе), % 83,2 82,8 84,6
Добыча жидкости всего, тыс. т/год 2381,0 2637,2 2805,2
Закачка рабочего агента, тыс. м³ 2402,9 2662,8 2862,1
Фонд действующих добывающих скважин 229 214 222
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут
по нефти 4,8 5,6 5,9
по жидкости 28,3 32,5 38,1
Показатели Прогнозируемые показатели
2007 год 2007 год 2007 год
проект
без ГРП проект
без ГРП проект
без ГРП проект
без ГРП проект
без ГРП проект
без ГРП
Добыча нефти всего,
тыс. т 408,2 408,2 408,2 408,2 408,2 408,2
Накопленная добыча нефти, тыс.т 22219,8 22219,8 22219,8 22219,8 22219,8 22219,8
Отбор от НИЗ, % 78,5 78,5 78,5 78,5 78,5 78,5
Обводненность среднегодовая по (массе), % 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1
Добыча жидкости всего, тыс. т/год 2936,4 2936,4 2936,4 2936,4 2936,4 2936,4
Закачка рабочего агента, тыс. м³ 2980,5 2980,5 2980,5 2980,5 2980,5 2980,5
Фонд действующих добывающих скважин 222 222 222 222 222 222
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут
по нефти 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3
по жидкости 38,3 38,3 38,3 38,3 38,3 38,3
3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ,БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ
Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда является составной частью комплексной системы управления произ¬водством в ОАО «Удмуртнефть» и устанавливает единые требования к безо¬пасной организации работ в области промышленной безопасности и охраны труда.
Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда направлена на решение следующих задач:
1) совершенствование организации работы в области промышленной безопасности и охраны труда на всех уровнях управления производством;
2) обеспечение безопасности производственного оборудования и произ¬водственных процессов;
3) соблюдение требований промышленной безопасности и охраны труда на стадии проектирования, строительства, эксплуатации, ремонта и реконст¬рукции опасных производственных объектов (ОПО);
4) разработка мероприятий, направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращение ущерба окружающей среде;
5) координация работ, направленных на предупреждение аварий на ОПО и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации их последст¬вий;
6) контроль за своевременным проведением необходимых испытаний и технических освидетельствований технических устройств, ремонтом и про¬веркой контрольно-измерительных приборов;
7) контроль за соблюдением технологической дисциплины.
Руководители, главные специалисты и специалисты акционерного об-щества обязаны осуществлять организационно-технические и санитарно- ги¬гиенические мероприятия по созданию и обеспечению промышленной безо¬пасности, охраны труда, безопасных и здоровых условий труда на производ¬ственных объектах филиалов, обязаны контролировать соблюдение работни¬ками установленных правил и норм безопасности, инструкций по охране (безопасности) труда, обеспечивать и контролировать выполнение приказов и указаний вышестоящих органов управления, предписаний органов государ¬ственного надзора.
3.1. Нормативно-правовая база
При выполнении проектных работ по разработке, обустройству место¬рождения для обеспечения охраны труда и безопасности жизнедеятельности необходимо использовать и не нарушать следующие основополагающие дей¬ствующие нормативно-правовые акты:
Федеральный закон от 17 июля 1999г. № 181-ФЗ “Об основах охраны труда в Российской Федерации” (с изменениями от 20.05.2002г., 10.01.2003г.)
Настоящий Федеральный закон устанавливает правовые основы регу¬лирования отношений в области охраны труда между работодателями и ра¬ботниками и направлены на создание условий труда, соответствующих тре¬бованиям сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой дея¬тельности.
Федеральный закон от 21 июля 1997г. № 116-ФЗ “О промышленной безо¬пасности опасных производственных объектов” (с изменениями от 07.08.2000г., 10.01.2003г.).
Настоящий Федеральный закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных произ¬водственных объектов и направлен на предупреждение аварий на производ¬ственных объектах и обеспечения готовности организаций, эксплуатирую¬щих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации по¬следствий указанных аварий.
Положение настоящего ФЗ распространяется на все организации независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории РФ.
«Трудовой кодекс Российской Федерации» от 30 декабря 2001г. № 197-ФЗ, по состоянию на 01.03.2006г.
Целями трудового законодательства являются установление государст¬венных гарантий трудовых прав и свобод граждан, создание благоприятных условий труда, защита прав и интересов работников и работодателей.
Основными задачами трудового законодательства являются создание не¬обходимых правовых условий для достижения оптимального согласования интересов сторон трудовых отношений, интересов государства, а также пра¬вовое регулирование трудовых отношений и иных непосредственно связан¬ных с ними отношений по:
1) организации труда и управлению трудом;
2) трудоустройству у данного работодателя;
3) профессиональной подготовке, переподготовке и повышению ква-ли¬фикации работников непосредственно у данного работодателя;
4) социальному партнерству, ведению коллективных переговоров, за¬клю¬чению коллективных договоров и соглашений;
5) участию работников и профессиональных союзов в установлении усло¬вий труда и применении трудового законодательства в преду-смотренных законом случаях;
6) материальной ответственности работодателей и работников в сфере труда;
7) надзору и контролю (в том числе профсоюзному контролю) за со-блюде¬нием трудового законодательства (включая законодательство об охране труда);
8) разрешению трудовых споров.
Закон РФ от 21 сентября 1994 г. № 69 – ФЗ «О пожарной безопасности» (с дополнениями и изменениями от 24 января 1998 года).
Закон РФ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» от 30 марта 1999г., № 52-ФЗ;
Закон РФ от 21 февраля 1992г. N 2395-1 “О недрах” (в ред. от 3 марта 1995г.) (с изм. и доп. от 10 февраля 1999г., 2 января 2000г., 14 мая, 8 августа 2001г., 29 мая 2002г., 6 июня 2003г.)
СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов
СНиП ІІ-89-80. Генеральные планы промышленных предприятий
СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы ПБ 09-170-97. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и перерабатывающих производств
НПБ 107-97. Определение категорий наружных установок по пожарной опасности
ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологи¬ческих трубопроводов
СН 2.2.4/2.1.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой за¬стройки», М.,1996.
СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Производственная вибрация. Вибрация в помещениях жилых и общественных зданий
СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микрокли¬мату производственных помещений
ПУЭ-2000, издание 7. Правила устройства электроустановок
Инструкции по охране труда по профессиям и видам работ. ОАО «Удмуртнефть». 2006г;
Инструкция по противопожарной безопасности на объектах ОАО «Удмуртнефть».
РД 39-0147035-236-89 Инструкция по технологии глубокопро-никающего гидравлического разрыва пласта
ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленно¬сти.» М.,2003г;
3.2. Промышленная безопасность
Предприятия и организации должны представлять соответствующим ор¬ганам в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, декларацию промышленной безопасности.
Декларация промышленной безопасности проектируемого объекта раз¬рабатывается в составе проектной документации и уточняется или разраба¬тывается вновь при обращении за лицензией на эксплуатацию опасного про¬изводственного объекта.
При работе на одном объекте нескольких предприятий порядок органи¬зации и производства работ должен определяться положением о взаимодей¬ствии между предприятиями, утверждаемым совместно руководителями этих предприятий, а при работе нескольких подразделений одного предприятия – порядком, устанавливаемым руководством предприятия.
Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повы¬шенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду-до¬пуску.
Перечень таких работ, порядок оформления нарядов-допусков, а также перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими рабо¬тами, утверждаются техническим руководителем предприятия.
Производство работ повышенной опасности должно осуществляться в соответствии с инст¬рукциями, устанавливающими требования к организации и безопасному про¬ведению таких работ, утвержденными техническим руководителем предпри¬ятия.
На взрывопожароопасных объектах руководством предприятия должен быть разработан план ликвидации возможных аварий (ПЛА), в котором с учетом специфических условий необходимо предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных си¬туаций, исключению загораний или взрывов, безопасной эвакуации людей, не занятых в ликвидации аварии.
Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка ра¬боты на объектах осуществляется в зависимости от установленных для субъ¬екта Российской Федерации предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе.
Запрещается находиться посторонним лицам на территории производст¬венного объекта, обозначенной в установленном на предприятии порядке, без разрешения руководителя работ или администрации.
Предприятия и организации должны организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности согласно Федеральному закону “О промышленной безопасно¬сти опасных производственных объектов” от 21.07.97 г., N 116-ФЗ .
Сведения об организации производственного контроля и о работниках, уполномоченных на его осуществление, представляются в территориальный орган Ростехнадзора России, обеспечивающий государственный надзор на данной территории.
В случае изменения условий деятельности или требований промышлен¬ной безопасности предприятия и организации должны внести соответствую¬щие изменения в декларацию промышленной безопасности, получить заклю¬чение экспертной организации и обратиться в орган, выдавший лицензию на эксплуатацию объекта, для решения вопросов о соответствии условий дейст¬вия лицензии в связи с внесенными изменениями и возможности ее подтвер¬ждения. Для обеспечения охраны труда и безопасности на предприятии в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленно¬сти» должны выполняться основные требования:
1) требования к персоналу – определяют круг лиц, допущенных к работе на предприятии; порядок и сроки обучения рабочих и руководителей; порядок прохождения медицинских осмотров; обеспечение спецодеж¬дой.
2) требования к территории, объектам, помещениям, рабочим местам – определяют порядок строительства и эксплуатации территорий, объ¬ектов, помещений согласно проектным документам; организацию ра-бочего места для безопасного ведения работ.
3) требования к оборудованию и инструменту – определяют порядок по изготовлению и эксплуатации оборудования и инструмента; обеспе¬ченность инструкциями по эксплуатации, средств регулирования и за¬щиты, знаками, ограждениями; порядок и сроки освидетельствования.
4) организационно-технические требования к электрооборудованию – при которых, проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуа¬тация электро¬оборудования нефтепромысловых установок должны проводиться в соответ¬ствии с требованиями “Правил техники безопас¬ности при эксплуатации элек¬троустановок потребителей” (ПТБЭ), “Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей” (ПТЭЭ) и “Правил устройства электроуста¬новок” (ПУЭ).
5) требования по обеспечению взрывобезопасности – определяют зоны взрывоопасности объектов и оборудования.
3.2.1. Требования при подготовительных работах на скважине
1. Территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования для ремонта и эксплуатации скважин и освобож¬дена от посторонних предметов, а в зимнее время – очищена от снежных за¬носов и льда.
2. Площадка для установки передвижных агрегатов должна соору-жаться с учетом грунта, типов агрегатов, характера выполняемых работ и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.
3. Полы, мостки должны сооружаться таким образом, чтобы на их по¬верхности не создавались условия для образования луж от атмосферных и разлива жидкости, а их поверхность, предназначенная для передвижения об¬служивающего персонала, в любой ситуации не создавала условия для воз¬можности скольжения подошв обуви.
4. Трубы, штанги и другое технологическое оборудование должно ук¬ладываться на специально отведенные для этой цели стеллажи (мостки), обеспечивающие свободное передвижение обслуживающего персонала.
5. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безо-пасности в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными в установ-ленном порядке.
6. Бригады по обслуживанию и ремонту скважин должны быть обес-печены оборудованием и инструментом в соответствии с утвержденным ру¬ководством предприятия перечнем.
7. Освещенность рабочих мест должна соответствовать установлен-ным нормам.
8. Содержание нефтяных газов и паров в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.0005-88.
9. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования, пе¬риодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском, привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вы¬вешиваться плакат: «Не включать работают люди!»
3.2.2. Правила безопасности при проведении работ по гидравлическому разрыву пласта
Процесс ГРП основан на создании или расширении уже имеющихся трещин в породах при скважинной части пласта. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях скважин закач¬кой значительных объемов жидкостей, что опасно для окружающих, поэтому должны соблюдаться следующие требования:
1) Объем и время проведения работ определяется утвержденным пла¬ном и графиком.
2) При проведении работ должны соблюдаться общие правила безопасности при подземном и капитальном ремонте скважин и соот-ветствующие инструкции.
3) Допуск инженерно-технических работников и рабочих к выполне-нию работ разрешается после проведения инструктажа. Инструктаж инженерно-технических работников проводит старший инженер цеха капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС). Инст¬руктаж рабочих, машинистов и водителей проводят мастера бригад ЦКПРС и начальник УТТ. Инструктаж оформляется в журнале под роспись. После-дующие инструктажи проводятся в соответствии с общими правилами по технике безопасности.
4) До начала работ необходимо ознакомить работающих: с характером проводимых работ; со схемой обвязки; с технологическими режимами работы.
5) ГРП должен проводиться специально подготовлен¬ной бригадой под руководством мастера или другого ИТР по плану, утвер¬жденному главным инженером предприятия.
6) Перед расстановкой агрегатов на скважине все участвующие про-ходят инструктаж по технике безопасности и ознакомиться с технологиче-скими параметрами процесса.
7) Территория вокруг скважины в радиусе 50м должна быть обозна-чена, освобождена от оборудования, не задействованного в технологическом процессе.
8) Места установки агрегатов на скважине должны быть соответст-вующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.
9) Насосные агрегаты и передвижные емкости должны быть расстав-лены согласно схеме, утвержденной главным инженером предприятия, на расстоянии не менее 10м от устья скважины и не менее 1м между агрегатами, емкостями для свободного выезда с территории скважины.
10) При расстановке агрегатов следует учитывать направление ветра во избежание попадания на них и на обслуживающий персонал газов и ка-пель нефти.
11) Запрещается устанавливать агрегаты, оборудование и выполнять какие-либо работы в пределах охранной зоны воздушных линий электропе¬редач.
12) Агрегаты должны быть установлены на ровной площадке, затор¬можены ручным тормозом. В необходимых случаях под колеса устанавли¬вают упоры.
13. До начала работ должна быть проверена исправность агрегатов и запорной арматуры, наличие на насосах агрегатов заводских тарированных предохранительных устройств.
14) Монтаж проводится специальными трубами высокого давления при помощи быстро сворачивающихся соединений. Количество гибких ме-таллических соединений на каждой линии должно быть не менее трех.
15) Перед соединением все элементы обвязки должны быть очищены от грязи, осмотрены, сомнительные детали из резины заменены.
16) Линии высокого давления (в случае пересечения) находятся по-верх линии низкого давления.
17) Перед началом работ по обвязке устья талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к ноге спуско-подъемного сооруже¬ния, рабочая площадка освобождена от посторонних предметов.
18) Выхлопные трубы агрегатов и других спецмашин, применяемых при ГРП, должны быть снабжены глушителями и искрогасителями, и выве-дены на высоту не менее 2–3 метров от уровня платформы агрегата.
19) По окончании монтажа линии опрессовываются на 1,5-кратное ожидаемое давление, но не превышающее паспортных данных на оборудова¬ние.
20) При гидравлических испытаниях нагнетательных систем персонал, несвязанный непосредственно с самим процессом, должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ.
21) Во избежание разрывов трубопровода опрессовку следует выпол¬нять при малых скоростях агрегата.
22) При обнаружении пропусков в нагнетательном трубопроводе не¬обходимо устранить пропуск, плавно снизить давление до атмосферного и произвести повторную опрессовку.
23) В целях предупреждения повреждения соединительных кабелей их монтаж следует проводить только после гидравлической обвязки блока ма¬нифольда и всех участвующих в операции агрегатов. Необходимо тщательно следить за тем, чтобы кабели датчиков не попадали под колеса автомашин, тракторов или другой спецтехники.
24) Для замера и регистрации давления при ГРП к головке должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные при помощи импульсных трубок на безопасное расстояние.
25) Рабочее место в темное время суток должно освещаться согласно требования ПТБЭ, ПТЭЭ и ПУЭ не менее 26люкс. Кроме того, каждый агре¬гат должен иметь индивидуальное освещение.
26) Все электрооборудование: рубильники, розетки, прожектора, маг¬нитные пускатели и кнопки управления не взрывоопасного исполнения должно размещаться не ближе 20м от устья скважины.
27) Проведение работ по ГРП не допускается при скорости ветра 15м/сек и выше, во время грозы, сильного снегопада, ливне, тумане (с види¬мостью менее 50м).
28) Запрещается: курить в обозначенной зоне работ; пользоваться открытым огнем для освещения, осмотра и прогрева агрегата и трубопровода; пользоваться открытым огнем для осмотра желобных систем, ото¬грева задвижек и определения уровня.
29) Перед началом технологического процесса руководитель работ обязан убедиться в наличии двухсторонней переговорной связи между уча¬стниками процесса. Как исключение допускается визуальная обратная связь от машинистов агрегатов к руководителю работ. Каждый раз перед началом работ необходимо обговорить сигналы взаимодействия между руководите¬лем работ, экипажами агрегатов и членами бригады.
30) Перед началом работы по ГРП необходимо привести в рабочее по¬ложение все складывающиеся ограждения площадок на агрегатах.
31) Пуск и остановка агрегатов проводится только по команде руково¬дителя работ по микрофону. Присутствующие при операции другие лица не имеют право подачи команд, минуя руководителя работ, кроме команды «ос¬тановки» при аварийном положении или травме с обслуживающим персона¬лом.
32) Не разрешается проводить ремонтные работы, смазку и т. п. Во время работы агрегата. Разрешается только смазывать плунжерную пару при открытом контрольном клапане.
33) Машинист находится с правой стороны агрегата на платформе, а моторист-водитель в кабине за пультом управления. Разрешается замена их местами.
34) Оператор ГРП, находящийся на блендере, должен находится непо¬средственно за пультом управления смесителя, а другой оператор должен следить за подачей песка из самосвала и обеспечивать бесперебойное посту¬пление песка на шнеки смесительного устройства.
35) В зимнее время перед пуском агрегата в работу после временной остановки необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях линий про¬бок. Отогревать трубопроводы следует только паром или горячей водой.
36) При ГРП скважины жидкостью на нефтяной ос¬нове должна быть вызвана пожарная машина с боевым расчетом для тушения возможного пожара. Противопожарный инвентарь бригады должен быть проверен и приведен в боевую готовность.
37) В процессе работы обслуживающий процесс персонал обязан кон¬тролировать состояние рабочих механизмов, напорных и рабочих линий.
38) По окончании работ, по команде руководителя, давление в линии должно быть снижено до атмосферного, и затем линия может быть демонти¬рована.
39) Остатки жидкости из емкостей вывозятся автоцистернами или сливаются в приемный амбар. Разлив технологической жидкости на террито¬рии не допускается.
40) Члены бригады обязаны хорошо знать требования техники безо-пасности, правила электробезопасности, противопожарной безопасности, оказание первой медицинской помощи при ранении, ожогах, отравлении, об¬мораживании, поражении электрическим током и так далее.
3.2.3. Правила безопасности при закачке химреагентов
1) Работы должны выполняться с применением необходимых
средств индивидуальной защиты и в. соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.
2) На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть: аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты; запас чистой пресной воды; нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).
3) Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведённое место, оборудованное для утилизации или уничтожения.
4) После закачки химреагентов или других вредных веществ до раз¬борки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жид¬кость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.
5) Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида, бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.
6) Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредст-венно перед спуском его в скважину.
7) Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы
с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10м от нагнета-тельных трубопроводов и емкостей с кислотами.
3.2.4. Правила безопасности при прострелочно-взрывных работах
1) Прострелочно-взрывные работы (ПВР) в скважинах должны прово¬диться в соответствии с требованиями “Единых правил безопасности при взрывных работах”.
2) Руководитель подразделения по выполнению ПВР (начальник партии, отряда) должен иметь право ответственного руководства взрывными рабо¬тами. Руководитель взрывных работ, выполняемых с применением электро¬взрывания, должен пройти обучение электробезопасности с присвоением квалификацион¬ной группы не ниже III.
3) Непосредственную работу со взрывчатыми материалами (ВМ) могут выполнять только взрывники (каротажники, имеющие Единую книжку взрыв¬ника). Отдельные операции по работе с прострелочно-взрывной аппа¬ратурой (ПВА), не связанные с обращением со средствами инициирования (СИ), мон¬тажом и проверкой электровзрывной сети (ЭВС), обращением с от¬казавшими ПВА, могут выполнять проинструктированные в установленном порядке рабо¬чие геофизических партий (отрядов) под непосредственным ру¬ководством взрывника или руководителя взрывных работ.
4) Обслуживающий не геофизическое оборудование персонал, привле¬кае¬мый для выполнения спуско-подъемных операций и задействования аппа¬ратов, спускаемых на насосно-компрессорных или бурильных трубах, дол¬жен быть проинструктирован руководителем взрывных работ в части мер безопасности и работать под его наблюдением.
5) Геофизические организации должны иметь эксплуатационную доку¬мен¬тацию на все применяемые ими ПВА, изделия из взрывчатых веществ (ВВ), приборы взрывного дела и руководствоваться ими на всех стадиях об¬ращения с ними.
6) Условия применения ПВА в скважинах (максимальные температура и гидростатическое давление, минимальный проходной диаметр и др.) должны строго соответствовать допускаемым эксплуатационной документацией на кон¬кретный ПВА. В скважинах с температурой и давлением в интервале перфора¬ции (интенсификации) на уровне предельно допустимых (+/- 10%) для приме¬няемой аппаратуры обязательно проведение замеров этих парамет¬ров перед спуском ПВА.
7) Приступать к выполнению ПВР на скважине разрешается только по¬сле окончания работ по подготовке ее территории, ствола и оборудования к ПВР, подтвержденного “Актом готовности скважины для производства ПВР”, подпи¬санным представителями Заказчика и Подрядчика.
8) При выполнении ПВР устье скважины должно оборудоваться запор¬ной арматурой и лубрикаторными устройствами, обеспечивающими гермети¬зацию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА. При выполнении ПВР в процессе ремонта скважин с пластовым давлением, превышающим гидростатическое, устье скважины должно оборудоваться про-тивовыбросовым оборудованием. Монтаж и схема обвязки этого обору-дования должны быть согласованы с территориальными органами Госгор-технадзора России и противофонтанной службой. Необходимость монтажа ПВО должна быть указана в плане работ на производство капитального ре¬монта скважины. Допускается проведение ПВР в ремонтируемых скважинах без установки про¬тивовыбросового оборудования на устье при: величине пластового давления вскрываемого (вскрытого) нефтеносного пласта, исключающей возможность самопроизвольного при¬тока нефти из пласта в скважину и отсутствии заколонных перетоков во всех выше-лежащих зонах; ведении взрывных работ (отсоединение от аварийного инструмента и т.п.) при наличии цементного моста в обсадной колонне, перекрывающего продук¬тивные.
9) Контрольное шаблонирование ствола скважины необходимо выпол¬нять спуском на кабеле шаблона, диаметр, масса и длина которого должны соответ¬ствовать габаритно-массовым техническим характеристикам приме¬няемых ПВА. При использовании ПВА нежесткой конструкции (бескорпус¬ных перфо¬раторов, пороховых генераторов давления, шнуровых торпед и др.) ограниче¬ния по длине шаблона не устанавливаются.
10) Независимо от наличия электроустановок все металлоконструкции скважины должны иметь надежную металлическую связь между собой и за¬зем¬лены на единый заземлитель (контур заземления скважины).
11) На скважине должны быть подготовлены площадки для работ по сна-ряжению и заряжанию ПВА. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100м, от устья скважины – 50м. При за¬рядке ПВА в ЛПС – 20м от устья скважины.
В случаях невозможности обеспе¬чения указанных расстояний размещение площадки должно быть вы¬брано с учетом минимального риска, согласовано с территориальным орга¬ном Госгор¬технадзора и указано в проекте на производство ПВР.
12) Вокруг мест работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обо¬значения границ опасных зон взрывных работ: мест снаряжения ПВА – радиусом не менее 20м; устья скважины – радиусом не менее 50м.
13) Для подсоединений отдельных заземляющих проводников геофизи¬че-ского оборудования на металлоконструкции скважины в легкодоступном, хо¬рошо видимом месте знаком “Земля” должна быть обозначена точка под¬ключе¬ния.
14) При выполнении ПВР в темное время суток на скважине должно быть освещение, выполненное с учетом требований “Единых правил безопасности при взрывных работах”.
15) При использовании электрического метода взрывания должны вы¬пол¬няться меры по защите от блуждающих токов. В особых случаях, при не¬воз¬можности их выполнения, работу с СИ и по монтажу ЭВС необходимо вести при соблюдении специальных мер, разрабатываемых геофизическими органи¬зациями и отражаемых в “Техническом проекте на производство ПВР”. При этом в первую очередь должно предусматриваться применение допущенных Госгортехнадзором России технических средств защиты от блуждающих токов –защищенных систем электровзрывания, блокировок .
16) Проверка исправности полностью смонтированной ЭВС должна вы¬полняться замером сопротивления при проводимости допущенным для этих це¬лей Госгортехнадзором России прибором после спуска аппарата на глу¬бину не менее 50м. После этого радиус опасной зоны вокруг устья скважины может быть уменьшен по указанию руководителя взрывных работ.
17) При подъеме задействованного ПВА в случае отсутствия аппаратур¬ного контроля за фактом и полнотой взрывания, вплоть до осмотра ПВА взрывником, режим опасной зоны вокруг устья скважины должен сохра¬няться.
3.3. Санитарно-гигиенические требования
Согласно требованиям трудового законодательства, каждый гражданин имеет право на охрану здоровья от неблагоприятного воздействия, возни¬кающего в процессе ведения производственных работ (в том числе в резуль¬тате аварий, катастроф и стихийных бедствий).
При обустройстве и эксплуатации месторождения особое внимание пла¬нируется уделять сохранению здоровья человека. Учитывая особенности сложившихся биолого-генетических, биоритмических, социально-психоло¬гических и природных стереотипов, предлагается разработка соответствую¬щей системы для трех групп людей:
1) здоровье местного населения, проживающего в районе рассматривае¬мого месторождения (в данном случае под районом понимается тер¬ритория месторождения и прилегающая к ней зона, на которую будет оказываться прямое или косвенное влияние при обустройстве и экс¬плуатации этого месторождения);
2) здоровье персонала, работающего на месторождении вахтовым мето¬дом;
3) здоровье работающего на месторождении персонала, постоянно прожи¬вающего 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 здоро¬вого образа жизни.
При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмот¬рены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных ме¬теорологических 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 помо¬щью соответствующих агрегатов и устройств.
Освещение производственных помещений, площадок и кустов нефтега¬зодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении сле¬дующих требований:
1) световой поток должен ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не ис-пытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей.
2) на полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней. Освеще¬ние должно быть взрывобезопасным и как в помещениях, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.
3) 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. Для смягчения пагубного влияния звука с высоким уровнем давления на слуховой аппарат человека, рекомен¬дуется применять звукоизолирующие наушники.
3.4. Пожарная безопасность
Охраняемыми объектами пожарной охраны являются цеха, здания и со¬оружения. Контроль за соблюдением правил пожарной безопасности при но¬вом строительстве ведущимся на территории объекта осуществляется силами пожарной охраны объекта.
Здания и сооружения нового строительства, расположенные вне терри¬тории охраняемого объекта, обслуживаются в пожарно-профилактическом отношении наравне с другими, не охраняемыми ведомственной пожарной охраной и ППО объектами.
Главные задачи профилактической работы:
1) разработка и осуществление мероприятий, направленных на устране¬ние причин, которые могут вызвать возникновение пожаров;
2) ограничение распределения возможных пожаров и создание условий для успешной эвакуации людей и имущества в случае пожара;
3) обеспечение своевременного тушения пожара.
Профилактическая работа включает следующее:
1) ежедневные проверки состояния пожарной безопасности объекта в целом и его отдельных участков силами пожарной части и боевых расчетов пожарного караула, а также своевременным выполнением предложенных мероприятий;
2) постоянный контроль за проведением пожароопасных работ, выпол¬нение противопожарных требований, норм и правил на объектах нового строительства, при реконструкции и переоборудовании цехов, складов и других помещений;
3) проверку исправности и правильного содержания автоматических и первичных средств пожаротушения, противопожарного водоснабжения и систем извещения о пожарах;
4) проведение инструктажей, бесед и специальных занятий с работни¬ками и служащими объекта по вопросам пожарной безопасности (так же с временными работниками) и других мероприятий по пожарной пропаганде и агитации;
5) подготовку личного состава пожарной дружины и боевых расчетов для проведения профилактической работы и тушения возможных пожаров и загораний;
6) ежегодное проведение пожарно-технических обследований объекта с вручением руководству объекта предписания Государственного надзора;
7) осуществление мероприятий по оборудованию в цехах, на установ¬ках, складах, отдельных агрегатах и помещениях установок и систем пожар¬ной автоматики.
Ответственность за противопожарное состояние предприятий и органи¬заций, за выполнение предписаний и предложений государственного пожар¬ного надзора и пожарных частей возлагается персонально на руководителей этих предприятий и организаций. Руководители предприятий и организаций должны назначить приказом начальников цехов, участков или других должностных лиц, ответственных за пожарную безопасность отдельных объектов, обеспечение их первичными средствами пожаротушения, а также своевременное соблюдение правил и норм пожарной безопасности.
На каждом объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием ФИО и должности лица ответственного за противопожарную безопасность.
Для выявления мер пожарной безопасности в технологических процес¬сах производства, организации рационализаторской и изобретательской ра¬боты по вопросам пожарной безопасности, содействия пожарной охране в проведении профилактической работы, организации и массово-разъясни¬тельной работы среди рабочих, служащих и ИТР по соблюдению противо¬пожарных правил и установленного режима создаются общеобъектовые, а в крупных цехах – цеховые пожарно-технические комиссии, состав которых объявляется приказом руководителя объекта. Эти комиссии проводят свою работу в соответствии с Положением о противопожарных комиссиях на промышленных предприятиях.
В случаях обнаружения непосредственной угрозы возникновения по-жара или гибели людей при пожаре начальник части обязан немедленно принять меры по устранению этой опасности или приостановке работы цеха и доложить об этом начальнику объекта и начальнику УПО, ОПО, отряда ВПО.
К лицам, виновным в нарушении ППБ или невыполнении противопо-жарных мероприятий, необходимо принимать меры воздействия по линии административного объекта, выносить вопросы об их отношении к защите народного достояния от огня на обсуждение.
3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях
При проведении различных ремонтов скважины велика вероятность вы¬броса пластовых флюидов, которые характеризуются пожаро- и взрыво¬опас¬ностью. При проведении спуско-подъемных работ, возможно газопро¬явле¬ние. При определённой концентрации и возникновении искрения в неис¬прав¬ных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрыво¬опас¬ная концентрация возникает в результате выделения большого количе¬ства газа и отсутствии смены воздушной массы в этой области.
Для предотвращения и быстрой ликвидации аварий, которые могут воз¬никнуть на объектах нефтедобычи составляются планы по ликвидации воз¬можных аварий (ПЛВА). ПЛВА составляются в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности и должны содержать следующее:
1) перечень возможных аварий на объекте;
2) способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии;
3) действия лиц технического персонала, ответственных за эвакуа-цию людей и проведение предусмотренных мероприятий;
4) список и порядок оповещения должностных лиц при возникнове¬нии аварии;
5) способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия технического персонала по ликвидации аварий (пожара), предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуще-ствление мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий. Порядок взаимодействия с газоспасательными и другими специализированными службами;
6) список и местонахождение аварийной спецодежды, средств индиви¬дуальной защиты и инструмента;
7) список пожарного инвентаря, находящегося на объекте;
8) акты испытания СИЗ, связи, заземления
9) график и схему по отбору проб газовоздушной среды;
10) технологическая схема объекта;
11) годовой график проведения учебных занятий для предотвращения возможных аварий;
План ликвидации аварий составляется и утверждается 1 раз в пять лет. Согласно графика с работниками предприятия каждый месяц проводятся за¬нятия по ликвидации возможных аварий. Результаты занятий заносятся в журнал с подписью ответственного лица из числа инженерно-технических работников. Также на предприятии проводятся занятия и учебные тревоги по граж¬данской обороне для подготовки людей к защите от ядерного, химического и биологического оружия массового уничтожения, создания условий, повы¬шающих устойчивую работу предприятий в военное время.
Основными задачами гражданской обороны на предприятии являются:
1) Осуществление мероприятий по защите рабочих, служащих и насе¬ления от ядерного, химического и биологического оружия.
2) Проведение мероприятий, повышающих устойчивость работы предприятий энергетики, транспорта и связи в военное время.
3) Обеспечение надежной действующей системы оповещения и связи.
4) Общее обучение рабочих, служащих, населения мерам защиты от оружия массового поражения.
Особенностью организации гражданской обороны в НГДУ является спе¬цифика производства, связанная с добычей нефтяного стратегического сы¬рья.
Спецификой производства являются:
1) непрерывный цикл производства;
2) повышенная газовзрываемость объектов НГДУ;
3) необходимость поддержания пластового давления.
В основу боевой подготовки формирований гражданской обороны по¬ложены практические и тактико-специальные занятия. Проводятся двадцати¬часовые занятия по программе обязательного обучения и по специальной подготовке в каждой службе гражданской обороны. В настоящее время в НГДУ укомплектованы формирования граждан¬ской обороны, спасательные отряды, группы связи, отряды сандружины, ава-рийно-технические команды, с помощью которых эффективно разрешаются все задачи по гражданской обороне, поставленные перед этими формирова¬ниями.
3.6. Затраты на мероприятия для обеспечения безопасности при проведении гидравлического разрыва пласта
Затраты на мероприятия для обеспечения промышленной безопасности в области охраны труда приведены в табл. 15.
Таблица 15
Затраты для обеспечения безопасности при
проведении проектируемых работ
Мероприятия Год (тыс.руб.)
Соблюдение законодательных и иных государственных требований 58,00
Обязательное страхование опасных производственных объектов 57,00
СИЗ 81,00
Химчистка и стирка СИЗ 24,00
Лабораторные испытания СИЗ, продление сроков эксплуатации 4,00
Медицинские расходы 33,00
Содержание и услуги медицинских кабинетов 2,00
Материалы для оказания первой помощи ( противоожоговые средства и т.д.) 1,00
Страхование от несчастных случаев и профзаболеваний 3,00
Дополнительное питание за вредные производственные факторы 11,00
Дезинсекция и Дератизация 2,00
Первая помощь (оборудование и материалы) (кол-во) 12,00
Оснащение аптечками (производственных .объектов, офисов, транспорта) (кол-во) 2,00
Чрезвычайные ситуации и пожарная безопасность 61,00
Огнезащитная обработка 3,00
Закупка огнетушителей 8,00
Услуги газоспасателей и противофонтанных военизированных частей 50,00
Итого по всем мероприятиям 233,00
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР
4.1. Нормативно-правовая база в области охраны окружающей среды и недр
Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе тех¬ни¬ческих решений является наличие экологических ограничений хозяйст¬венной деятельности. При выборе земельного участка учитывают размеры водоохран¬ных зон водотоков, санитарно-защитные зоны объектов, зоны са¬нитарной ох¬раны артезианских скважин и другие ограничения.
При проектировании и дальнейшей эксплуатации объектов необходимо учитывать действующие законодатель¬ные и нормативно-правовые доку¬менты:
1 Федеральный закон от 10 января 2002г. N 7-ФЗ “Об охране окружаю¬щей среды”.
2 Закон РФ от 21 февраля 1992г. N 2395-1 “О недрах” (в ред. от 3 марта 1995г.) (с изм. и доп. от 10 февраля 1999г., 2 января 2000г., 14 мая, 8 ав¬густа 2001г., 29 мая 2002г., 6 июня 2003г.)
3 Федеральный закон от 23 ноября 1995г. N 174-ФЗ “Об экологической экс¬пертизе” (с изм. и доп. от 15 апреля 1998г.)
4 Закон РФ от 21 февраля 1992г. N 2395-1 “О недрах” (в ред. от 3 марта 1995г.) (с изм. и доп. от 10 февраля 1999г., 2 января 2000г., 14 мая, 8 ав¬густа 2001г., 29 мая 2002г., 6 июня 2003г.)
5 Федеральный закон от 14 марта 1995г. N 33-ФЗ “Об особо охраняе¬мых природных территориях” (с изм. и доп. от 30 декабря 2001г.)
6 Водный кодекс Российской Федерации от 16 ноября 1995г. N 167-ФЗ (с изм. и доп. от 30 декабря 2001г., 24 декабря 2002г., 30 июня, 23 де-кабря 2003г.)
7 Лесной кодекс РФ, № 22-Ф3, от 29 января 1997г.;
8 Земельный кодекс Российской Федерации от 25 октября 2001г. N 136-ФЗ (с изм. и доп. от 30 июня 2003г.)
9 Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха», от 04 мая 1999г.;
10 СанПиН 2.1.6.1032-01 «Гигиенические требования по охране атмосфер¬ного воздуха населенных мест»;
4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту
Предприятие на месторождение имеет согласованные проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу, предельно допустимых сбросов (ПДС), проект нормативов образования отходов и лимитов на их размещение. Все выбрасываемые и сбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ, ПДС. Также получены лимиты на размещение отходов производства и потребления.
Поверхностные воды: воздействие на поверхностные воды может иметь место, в основном, при попадании в них загрязняющих веществ в случае аварийной ситуации. После приема загрязненных стоков происходит ухудшение физических свойств воды (замутнение, изменение цвета, вкуса, запаха). Осаждение нефтепродуктов и солей на дно водоемов вызывает загрязнение донных отложений.
При аварийных ситуациях миграция загрязненных стоков в поверхностные водотоки возможна по поверхности земли только при разрушении обваловок площадок, а также аварий на трубопроводах. При возникновении аварийной ситуации, учитывая расчетное время продвижения загрязняющих веществ, необходимо принять меры по сокращению распространения фронта сточных потоков.
Подземные воды: загрязнение подземных вод возможно при разливе нефти и минерализованных вод в результате инфильтрации загрязненных стоков через зону аэрации в водоносные горизонты. Нефтяное загрязнение относится к «умеренно опасным». В подземных водах под влиянием биогенного разложения и химического окисления нефть разрушается, при этом образуются нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, карбонильные соединения. Почвенно-растительный слой: загрязнение почв напрямую связано с возможными аварийными ситуациями. При аварийных ситуациях на площадке скважин загрязнения участков почвенно-растительного покрова нефтью имеет достаточно локальный и временный характер. Прогнозировать масштаб загрязнения практически невозможно, так как оно носит эпизодический характер и связано, в основном, с аварийными ситуациями, предотвращение или минимизация которых гарантируются принятыми проектными решениями. Воздействие на почвенный покров при штатном режиме функционирования в значительной мере связано с загрязнением выхлопами автотранспорта и выбросами загрязняющих веществ, возможными эрозионными процессами, связанными как с природными, так и с антропогенными факторами.
4.3. Оценка воздействия на окружающую среду
В результате работ по мониторингу отмечается, что уровень загрязнения атмосферного воздуха объектами с повышенной техногенной нагрузкой находится на низком уровне. В связи с этим, основное внимание при прогнозе уделяется водным объектам и почве.
4.4. Мероприятия, обеспечивающие выполнение нормативных доку¬ментов по охране окружающей среды при осуществлении гидроразрыва пласта
Согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.567-96 “Санитарно-защитные зоны и сани¬тар¬ная классификация предприятий, сооружений и иных объектов” предпри¬ятия по добыче нефти с малым содержанием летучих углеводородов и вы¬бросом серо¬водорода до 0,5т/сут относятся ко II классу с размером сани¬тарно-защитной зоны (СЗЗ) -1000м.
Ширина водоохранных зон рассматриваемых водотоков согласно Поста¬новления № 1404 составляет от 50 до 500метров. Объекты нефтедобычи не должны располагаться в водоохранной зоне рек.
Согласно СН 2.2.4/2.1.8.562-96 шум на рабочих местах в производствен¬ных помещениях и на территории предприятий не должен превышать 80дБА. В на¬селенных пунктах (жилые комнаты квартир) установлены уровни шума: с 7 до 23 ч – 55дБА, с 23 до 7 ч – 45дБА согласно СН 3077-84.
С точки зрения эрозионной опасности земель площадки кустов скважин не следует располагать на чрезвычайно и сильно эррозионных землях.
Согласно действующим нормам проектирования границы санитарно-за¬щит¬ных зон вдоль высоковольтных ЛЭП устанавливаются по величине на¬пря¬жен¬ности электрического поля, которая не должна превышать 1 кВ/м.
Одним из способов снижения экологического ущерба при капиталь-ном ре¬монте скважин может служить технология ремонта в герметизирован¬ном вари¬анте.
Размещение оборудования и работы по ремонту скважин нужно произ¬во¬дить на отчужденной территории. В аварийных ситуациях происхо¬дит за¬грязне¬ние устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По за¬вершении работ все загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории ре¬культивируется. Технологические ремонтные операции можно производить по замкну¬той схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиле¬новой оболочкой; циркуляционных систем; герметизирующих сальниковых уст-ройств; быстросъемных трубных соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других материалов на почву.
В процессе текущих и капитальных ремонтов необходимо использо-вать пресную и техническую воду в качестве жидкости глушения и транс-порти¬рую¬щей жидкости при разбуривании цементных мостов, при выполне¬нии ра¬бот по интенсификации притока и по промывке скважин. В связи с этим вода загрязня¬ется взвешенными твердыми части¬цами, химическими веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.
При производстве работ по стимуляции скважин и повышению нефтеот¬дачи пластов все применяемые химические вещества, растворители, гели, ки¬слоты в полном объеме следует закачивать в продуктивный пласт.
Пресная и техническая вода после использования в технологических про¬цессах должна отстаиваться в циркуляционных емкостях. При этом выбу¬ренная порода и цемент оседают на дно емкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах. Осветленная отстоявшаяся вода закачива¬ется в систему сбора нефти. Высоковязкие пастообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также асфальтосмолопарафи¬нистые вещества перера-батываются на специальных установках, или исполь¬зу¬ются в качестве тампони¬рующего материала для ликвидации зон поглоще¬ния при ремонте и бурении скважин, либо закачиваются в поглощающие скважины.
Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других ма¬те¬риалов из сальниковых устройств и быстросъемных соединений трубо¬прово¬дов могут также образовывать отходы нефтеасфальтосмолопарафини¬стых веществ и техническую воду.
Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических про¬цессов нефтедобычи может являться их закачка в поглощающие гори-зонты фа¬менского яруса. Это возможно осуществлять через специально про¬буренные скважины. Для определения условий скважинной утилизации не¬обходимо учесть все методы, применяемые на промыслах Удмуртии. Это по¬зволяет опре¬делять всевозможные сочетания различных реагентов в жидких отходах и объ¬емы отходов.
Практически все технологические процессы осуществляются по “разо¬вой” технологии, а потому непродолжительны по воздействию на эко¬си¬стему. Это сводит к минимуму риск загрязнения окружающей природной среды.
Кроме того, все отходы при осуществлении технологических процес¬сов скапливаются на рабочей площадке у устья скважины в виде шлама, за¬грязненной почвы и продуктов нейтрализации кислот или щелочей, то есть в твердом или пастооб¬разном состоянии. Жидкие отходы могут быть пред¬ставлены в виде водных рас¬творов исходных химических реагентов и вспо¬могательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях.
Кроме того, жидкие отходы в виде водных дисперсий ПАВ могут обра¬зо¬вываться при подготовительно-заключительных операциях: промывке ав¬тоцис¬терн и насос¬ных агрегатов, а также ствола скважины и НКТ.
В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов про-цесса добы¬чи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно ути¬лизиро¬вать несколькими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в сис¬теме ППД для обработ¬ки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается необходимость транспортировки их к специ¬альным скважинам для захоронения в поглощающие горизонты. К числу та¬ких отходов относятся не¬онолы Афд10, а так¬же гексан. Закачку ПАВ осуще¬ствляется в виде водных рас-творов с концентрацией до 10%. После закачки этих отходов повышается прие¬мистость нагнетательной сква¬жины вследст¬вие моющего действия ПАВ и рас¬творителя. Аналогичным образом сле¬дует поступать с отходами MgCl и FeCl, добавляя их в нагнетаемую в пласт воду. Во-вторых, есть группа химических реагентов, отходы которых могут быть использова¬ны в технологических про¬цесса при их совместном применении. Например, при закач¬ке АФд в нагнета¬тельные скважины ПАВ типа неонолы Афд10 для увеличения нефтеот¬дачи пла¬стов допускается добавлять в нагне¬таемую в пласт воду отходы полигликоля, щелочных агентов, а также солей MgCl и FeCl3.
Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины, где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны сква¬жин. Однако в этом случае концентрации HCl и HF следует довести до 8-10% и 3-5%, соответственно.
Следует иметь в виду, что недопустимая совместная утилизация отхо¬дов хими¬ческих реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может привести к резкому снижению приемистости погло¬щающей сква¬жины.
Так ли необходимо улучшать экологическую обстановку в области ре¬монта скважин. В первую очередь это проявится в повышении качества ре¬монтных работ и, как следствие, в снижении количества ремонтов.
Например, гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболоч¬кой исключит филь¬трацию в грунт технической минерализованной воды и дру¬гих химических веществ, а следовательно, предотвратит загрязнение под¬зем¬ных го¬ризонтов пресных вод.
Следует разработать комплекс специального природоохранного оборудо¬ва¬ния для подземных ремонтов скважин, которое очищало бы внеш¬нюю поверх¬ность колонны НКТ от любой скважинной жидкости при подъ¬еме труб из сква¬жины, а также предотвращало разбрызгивание скважинной жидкости при подъ¬еме НКТ, когда не срабатывает сливной клапан.
Оснащение всех бригад подземного ремонта комплексом этого оборудо¬ва¬ния по¬зволит исключить использование земляных амбаров и пре¬дупредить по¬падание заг¬рязнений на почву.
Рассмотренные в данной работе геолого-технические мероприятия по ин¬тенсификации добычи нефти, уменьшению доли воды в добываемой про¬дукции влекут за собой увеличение объемов перекачиваемой нефти и воды, что ска¬жется в свою очередь на увеличении объемов выбросов вред-ных ве¬ществ в ат¬мосферу. Также большое внимание следует уделять непо-средст¬венно техноло¬гическим процессам, так как несоблюдение технологии гео¬лого-технического мероприятия может привести к авариям и нанести боль¬шой урон окружающей среде. В частности, необходимо следить за гер¬метич¬ностью оборудования и ма¬нифольдных линий, которые соединяют ме¬жду со¬бой устье скважины и техно¬логические емкости и агрегаты, во избе¬жании разливов нефти, нефтепродуктов и химических реагентов, применяе¬мых при проведении операций.
Анализ хозяйственной деятельности показал, что на Ельниковском ме¬сто¬рождении реализуются основные принципы, заложенные технологиче¬ской схе¬мой разработки. Месторождение укомплектовано стандартным обо¬рудованием, подъем нефти на поверхность осуществляется посредством штанговых глубин¬ных насосов, сбор продукции производится по однотруб¬ной герметизированной схеме, для поддержания пластового давления в пласт нагнетается пресная и техническая вода. Для предотвращения осложнений при эксплуатации нефте¬промыслового оборудования широко внедряются химические реагенты-ингиби¬торы АСПО и коррозии. Другие методы приме¬няются по необходимости в зави¬симости от конкретной ситуации.
Благодаря проводимой на промысле природоохранной работе си-туацию с предупреждением аварийности на Ельниковском месторождении нефти можно считать благоприятной.
Основными мероприятиями по охране окружающей среды являются:
1) исключение случаев выбросов газа и разливов нефти путем свое¬времен¬ного осуществления сброса нефти и газа в аварийные емкости;
2) оперативный сбор разлитой нефти;
3) категорический запрет утилизации разлившейся нефти путем ее выжига¬ния;
4) постоянный строгий контроль за выбросами в атмосферу транс¬порт¬ными средствами;
5) постоянное внедрение технологий и оборудования, ведущих к сни¬жению норм ПДВ;
6) охрана водных объектов от попадания нефтепродуктов и химиче¬ских реа¬гентов;
7) проведение мероприятий по рекультивации земель в случае их за¬грязне¬ния нефтепродуктами, химическими реагентами согласно утвер-жденным методам.
С целью снижения ущерба от загрязнения объектов природы должен быть составлен план ликвидации аварий (фонтанирование нефтью, газом, пластовой водой и их смесями, разливы нефти, пластовой воды, нарушение обваловки ам¬бара), содержащей порядок действий по оповещению служб, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых тех¬нических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способы сбора и удаления за¬грязняющих веществ, обезвреживания территорий и объ¬ектов водопользования в случае аварийного загрязнения водного объекта, ре¬культивации земель.
4.4.1. Природоохранная деятельность. Производственный мониторинг
ОАО «Удмуртнефть» в июле 2003г. получило международный сертификат соответствия ГОСТ ИСО 14001 («Система управления окружающей средой»). Среди постоянно проводимых мероприятий являются замена трубопроводов на трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием, строительство и восстановление обваловок, поддержание чистоты и порядка, ликвидация замазученности, утилизация попутного газа, строительство ливневой канализации, установка пакеров, поведение геофизических исследований на скважинах и утилизация нефтешламов, снижение аварийности.
Полная программа экологического мониторинга предусматривает организацию наблюдений за источниками и факторами техногенного воздействия, изменениями природных компонентов и комплексов. Для контроля за состоянием основных компонентов природной среды (атмосферы, гидросферы, растительного и почвенного покрова, донных отложений) сформирована система ведомственного экологического мониторинга. Основными методами контроля в процессе эксплуатации месторождения является визуальный и инструментальный (физико-химические, гидрохимические) методы анализа.
Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения и регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функции технической эксплуатации месторождения.
Инструментальный метод контроля проводится группой мониторинга и химико-аналитической лабораторией ОАО «Удмуртнефть».
В качестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.
Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация, Сl- , SO42-, НСОз-, Са2+, Na+ + K+, Mg2+, СО3-, нефтепродукты.
Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах – вблизи производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P2O5, K2O, плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.
Важным элементом функционирования любого производственного комплекса является постоянный контроль за параметрами технологического процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса. Подобраны основные пункты контроля поверхностных вод и почв для Ельниковского месторождения и представлены в табл. 16.
Таблица 16
Пункты наблюдательной сети Ельниковского месторождения на 2006г.
Наименование пункта Местоположение Вид
наблюдений Периодичность наблюде-ний, раз/год
Поверхностные воды
53-01 р. Худиха, 500м СЗ к. 41б Уровни воды, температура воды, химический состав (сокр.) 2
53-02 р. Кырыкмас, пруд в д. Соколовка -«- 3
53-04 ручей, к. 18 -«- 3
53-06 ручей, д. Тарасово, С -«- 3
53-07 ручей. К. 33-34 -«- 3
53-08 ручей, к. 49 -«- 3
53-09 р. Тушинка, к. 39 -«- 3
53-10 р. Явлаш, устье -«- 3
53-11 р.Ялык, устье -«- 3
53-13 ручей, д. Калмаши, ЮВ (н/л) -«- 3
53-14 р. Калмашка, пруд в д. М. Калмаши -«- 3
53-15 р. Ялык, к. 84а -«- 3
53-16 ручей, к. 97 -«- 3
53-17 р. Калмашка, 1 км З к. 99 -«- 3
53-19 ручей. К. 33-34 -«- 3
53-27 ручей, н/л 500 м З УПН -«- 3
Таблица 16 (продолжение)
Наименование пункта Местоположение Вид
наблюдений Периодичность наблюде-ний, раз/год
Родники
53-02 исток р. Кырыкмас, к. 14 Уровни воды, температура воды, химический состав воды (сокращенный) 4
53-19 500м С _КВ. 55 -«- 4
53-20 к. 41б -«- 3
53-21 исток ручья, _КВ. 55 -«- 3
53-22 исток ручья, к. 40 -«- 4
53-23 исток ручья, к. 29а -«- 4
53-24 исток ручья, 500 м СВ к 25 -«- 4
53-25 к. 100 -«- 3
53-26 к. 70 -«- 3
53-28 300 м В УПН -«- 3
Почвы
48 ДНС-2, за обваловкой факела нефтепродукты, хлориды 1
49 ДНС-1, в/тр через дорогу -«- 1
50 УПН, в районе факела -«- 1
51 куст 4 -«- 1
52 куст 41б, в/тр -«- 1
53 куст 81, в/тр -«- 1
4.5. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту
Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от стационарных источников приняты в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».
Таблица 17
Затраты при выполнении мероприятий по охране окружающей среды и охране недр по Ельниковскому месторождению
Мероприятия Год (тыс.руб.)
Мероприятия по охране окружающей среды
Обращение с отходами
Нефтесодержащие отходы ( нефтешлам, нефтесодержащие грунты)
Ельниковское месторождение 306,00
Мероприятия по охране подземных вод
Ельниковское месторождение 40,00
Рекультивация ( только на загрязненных и нарушенных объектах, возникших после 01.01.2005)
Разработка проектов рекультивации
Сбор нефти на загрязненных участках (га)
Ельниковское месторождение 203,00
Водоохранные мероприятия
Ельниковское месторождение 208,00
Итого по мероприятиям 757,00
Расчёт затрат от воздействия на атмосферный воздух :
Величина платы за загрязнение атмосферного воздуха с учётом коэффициента индексации на период проведения ГРП составит – 330,075 руб/год,
Таблица 18
Расчёт платежей за загрязнение водных объектов
Наименование загрязняющих веществ Лимиты до 2007г. Платёж с учётом коэффиц. от воздйст. на вод. среду (тыс.руб.)
Всего В том числе Концентрация, мг/дм³
ВСС ПДВ
Взвешенные вещества 0,528 0,444 16,0 0,084 16,7
БПК 0,105 0,073 6,0 0,032 6,0
нефтепродукты 0,026 0,024 0,3 0,002 152,3
ХПК 0,264 0,106 30,0 0,158 30,0
Сульфаты 0,528 0 100,0 0,528 65,32
Хлориды 1,056 0 200,0 1,056 43,0
Платежи за загрязнение водных объектов на период проведения ГРП составят 307,32 тыс./год.
Таблица 19
Базовые нормативы платы за размещение отходов
Виды отходов Нормативы платы за размещение отходов в пределах установленных лимитом, руб/тонн
1кл. опасности (чрезвычайно опасные) 1739,2
2кл. опасности (высокоопасные) 745,4
3кл. опасности (умеренноопасные) 497,0
4кл. опасности (малоопасные) 248,4
5кл. опасности (практически неопасные):
-добывающей промышленности;
-перерабатывающей промышленности;
-прочие
0,4
15
8
Расчет платы за размещение отходов не приводится, т.к. все отходы, образующиеся в период проведения ГРП, подлежат передаче другим предприятиям для переработки.
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
5.1. Обоснование показателей экономической эффективности
Основная цель расчетов – экономическая оценка предлагаемого проекта по ГРП на Ельниковском месторождении, отвечающая критерию достиже¬ния максимального экономического эффекта от возможно более полного из¬влечения нефти и получения прибыли за счет дополнительной добычи при соблюдении требований экологии и охраны окружаю¬щей среды.
Экономическая эффективность проекта выражается в расчете прибыли от дополнительной добычи нефти. При этом учитываются все статьи затрат: затраты на подготовительные работы, проведение ГРП, эксплутационные затраты, затраты на электроэнергию, налоговые исчисления.
При реализации этого проекта мы предполагаем получить дополнительную добычу нефти в объеме 92 828 тыс.т (таб. ) за три года эксплуатации.
Таким образом, целью данного раздела является экономическое обоснование предлагаемых мероприятий, т.к. только на основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации продукции, период окупаемости можно судить об экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Численные значения этих показателей дают нам полное представление об экономической эффективности предлагаемых мероприятий, позволяют определить превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой затрат, совокупный доход предприятия уменьшенный на величину эксплуатационных затрат, определить период окупаемости проекта.
Основными показателями по принятию проекта к реализации являются такие показатели, как дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации, выручка от реализации, индекс доходности, период окупаемости.
Дисконтированный поток денежной наличности – сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.
Индекс доходности (РI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных вложений, его значение интерпретируется следующим образом: если PI >1, проект эффективен, если PI 0) свидетельствует об эффективности проекта, поскольку поступлений от его реализации достаточно для того, чтобы возместить затраты и обеспечить минимально требуемый (равный норме дисконта – 15%) уровень доходности этого капитала.
5.3.2. Индекс доходности
Индекс доходности (РI) – отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных вложений:
PI = (5.4.)
Определим индекс доходности (PI) :
PI = (56 058 867,7/1,15) / (32 440 560/ 1,15) = 1,7
Как видим, индекс доходности является положительным, то есть PI 1, а это является критерием эффективности проекта.
5.3.3. Период окупаемости вложенных средств
Период окупаемости (Пок) – это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:
,(5.5.)
где, Пок – период возврата вложенных средств, годы.
Определим прибыль предприятия в месяц:
Пср = 192 862 807,7 / 36 = 5 357 300,2 руб/мес.
Определим период окупаемости проведённого ГРП:
Пок = 32 440 560 / 5 357 300,2 = 6 мес. = 0,5 года.
Срок окупаемости по проектируемому варианту составит 0,5 года, период за которым значение NPV и дальше положительно.
5.4. Экономическая оценка проекта
Экономическая оценка выполнена в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», РД 153-39-007-96
Уплата всех налогов, предусматривается в полном соответствии с действующем, на 01.01.2007г. в России, законом о системе налогообложения.
Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течение полугода. За рассматриваемый период предприятие получило прибыль от дополнительной добычи нефти в размере 192,862 млн. рублей. Экономическая оценка проведения ГРП на 10 скважинах Ельниковского месторождения, приведена в табл. 25.
Таблица 25
Экономическая оценка эффективности проекта
Показатели Значение (по годам)
2007г. 2008г. 2009г.
Прирост добычи нефти, тыс.т 35,7 31,7 25,4
Прирост выручки от реализации, млн.руб. 214,4 190,2 152,3
Эксплутационные затраты, млн.руб. 80,1 71,4 57,8
Сумма налогов и платежей, млн.руб. 101,2 89,7 71,7
Прибыль предприятия, млн.руб. 74,6 65,9 52,3
Поток денежной наличности (NPV), млн.руб. 47,1 40,5 30,2
Индекс доходности (PI), доли ед. 1,7
Срок окупаемости, год. 0,5
5.5. Сравнение технико-экономических показателей базового варианта без проведения ГРП и варианта с проведением ГРП
По каждому варианту определены основные экономические показатели, к числу которых относятся, эксплуатационные затраты на добычу нефти, дисконтированный поток денежной наличности (NPV), индекс доходности (PI), период окупаемости вложенных средств ( смотри таблицу). Данные показатели рассчитывались по 10 скважинам в динамике на 3-х летний период.
Результаты технико-экономического анализа базового и проектного вариантов в целом представлены в сравнительной табл. 26.
Таблица 26
Сравнение технико-экономических показателей
вариантов разработки с проведением ГРП и
без проведения ГРП по 10 скважинам
Показатели Ед. изм. Варианты
без ГРП с ГРП
Проектная добыча нефти тыс.т 94,3 187,1
Проектный срок разработки годы 3 3
Накопленная закачка воды тыс.м3 420,4 420,4
Эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений млн. руб. 198,9 408,4
Дисконтированный поток наличности млн. руб. 106,4 224,5
Индекс доходности ед. – 1,7
Срок окупаемости годы – 0,5
По результатам расчётов эффективным по основным экономическим параметрам является вариант с применением ГРП, при котором инвестор получает дополнительный дисконтированный доход в размере 118,031 млн. руб., дисконтированный доход государства составит 195,8 млн.руб. за 3 года. При осуществлении гидравлического разрыва пласта дополнительная добыча за 3 года составит 92,8 тыс.тн. нефти.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На месторождениях Удмуртии остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам. ГРП в настоящее время является одним из наиболее эффективных способов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.
В данном дипломном проекте описано геологическое строение Ельниковского месторождения. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля¬ются терригенные отложения яс¬нопо-лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона. Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-фи¬зических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего мате¬риала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости.
Выполнен анализ результатов проведенной компании по производству ГРП на девяти скважинах Ельниковского месторождения, в среднем по каждой скважине получен прирост нефти на 50%. На основе этого, а также учитывая опыт применения ГРП на других месторождениях нефти выдвинута идея выполнения ГРП на ряде скважин Ельниковского месторождения. Целью дипломного проекта является подбор ряда скважин для производства ГРП. По результатам геофизических и нефтепромысловых исследований произведен подбор десяти скважин. Описана технология проведения ГРП, техника, оборудование и материалы, применяемые при ГРП, которые на сегодняшний день предлагают фирмы подрядчики. В результате расчета мы получили 92 828 тонн дополнительной нефти, срок окупаемости проекта полгода, экономический эффект в размере 192,862 млн.рублей. Рассмотрен вопрос охраны труда при выполнении подготовительных операций и ГРП на скважине, нормативно-правовая база. Также следует учитывать вопрос охраны окружающей среды и недр, так как Ельниковское месторождение находится вблизи населенных пунктов, рек, лесов.
В итоге, при проведении ГРП на предложенных десяти скважинах, учитывая основные статьи расходов на это, получен довольно неплохой экономический эффект за непродолжительный период времени. Это свидетельствует о целесообразности и успешности данного проекта на сегодняшний день. Но следует отметить, что подбор скважин для подобных операций необходимо проводить с особой тщательностью и учитывать все требования и рекомендации. В противном случае мы можем нанести непоправимый вред нашей природе и недрам.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. «Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского месторождения (Книга 1)», УДК 622.276.1/4 003, учетный № 2390, г.Ижевск, «ИННЦ», 2005г., с.441
2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.
3. Блажевич В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961-131с.
4. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Москва: Недра, 1986 – 165 с.
5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004, 720 с.
6. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998-40с.
7. Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967 – 139 с.
ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА
Плакат 1 Геологический профиль Ельниковского месторождения
Плакат 2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Плакат 3 Запасы нефти по объектам
Плакат 4 График изменения дебитов до и после ГРП
Плакат 5 Схема расстановки наземного оборудования при ГРП
Плакат 6 Сравнение текущих и прогнозируемых показателей разработки до и после проведения ГРП (визейский объект)
Плакат 7 Сравнение технико-экономических показателей вариантов разработки с проведением ГРП и без проведения ГРП по 10 скважинам
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
