Теоретически, согласно нормам времени, на ликвидацию АСПО из одной скважины необходимо 4 часа на 1 АДПУ, - то есть 60 скважино-промывок на одну установку в месяц (30 календарных дней). Однако по фактическому количеству промывок на 1 АДПУ в месяц выходит всего 10. Это объясняется тем, что кроме работы со скважинами АДПУ работают с другими объектами цеха (например промывка коллекторов).

Применение скребков с ручной лебедкой В расчете стоимости работ по депарафинизации - этим способом стоимость оборудования (ручных лебедок) не учитывалась, так как является собственностью НГДУ. В расчете согласно нормам времени были учтены затраты на зарплату двух операторов 3-го разрядов.

Применение растворителей и ингибиторов

В расчетах принимались нормативы по закачке 1 тонны хим. реагентов для ликвидации АСПО принятой в ООО»НХС» и утвержденных АО»ЮНГ" с 1 февраля. Объемы закачек и расхода реагентов брались и з типовых технологий ООО»НХС».

Рекомендации по применению других методов

Наряду с уже применяемыми методами удаления и защиты АСПО на скважинах Асомкинских месторождений предлагалось применять все методы удаления образований АСПО в глубинном оборудовании и трубах выкидных линий скважин и коллекторов с учетом затрат на их приобретение, использования и расходного материала. В процессе использования каждого метода должны были определится категории скважин в которых эффективность применения наибольшая.

Таблица 6.1.4

Предполагаемый фонд скважин для использования анализируемых методов:

П.П.	Наименование методов.	Предполагаемый фонд скважин.
1.	Промывка горячей нефтью с АДПУ.	Скважины с различной глубиной образования АСПО при наличии циркуляции с учетом теп-лового воздействия на кабель УЭЦН
2.	Применение греющего кабеля.	Скважины с достаточно малым дебитом, любой обводненности с глубиной начала образования АСПО не более 700 метров.
3.	Применение дозирующих установок для предотвращения образования АСПО ингибиторами.	Для превентивной защиты коллекторов от образования АСПО.
Продолжение табл. 6.1.4
4.	Применение скребков при помощи ручных лебедок.	Скважины с большим межочистным периодом и небольшой глубиной образования АСПО (порядка 300-400 метров).
5.	Применение растворителей силами ЮНПХ.	Для ликвидации АСПО из коллекторов и скважин где другие (более) дешевые технологии удаления не могут принести эффекта

Для удаления образований АСПО в скважинах с обводненостью продукции менее 10% применить растворитель или композицию растворителей:

Бензинорастворитель БР-1 и Нефрас в соотношении 3:1. При этом необходимо учитывать, что растворяющая способность чистого нефраса намного ниже чистого БР-1. Для удаления АСПО в трубах наземных коммуникаций (в составе которых большая долевая часть смол с асфальтенами чем парафинов) предпочтительно использовать растворители легких фракций (например чистый БР-1).

Для скважин с обводненостью более 10% и низкими значениями динамических уровней применять ингибиторную защиту по технологиям с непрерывной подачей реагента СОНПАР-1 посредством дозирующих устройств.

Для скважин с достаточно высокими динамическими уровнями (обводненность продукции более 10%) защита ингибитором ИНПАР-1 с периодической закачкой в затрубную полость.

Для определения периодичности подачи ингибитора в скважину организовать контроль за выносом ингибитора в продукции скважин (возможно на базе лабораторий ИЭЦ или НХС).

Таблица 6.1.5

П.П.	Наименование мероприятий	Количество скважин с АСПО
1.	Удаление АСПО растворителями	47 %
2.	Ингибиторная защита дозаторами	15 %
3.	Периодическая подача в затруб. скваж.	38%

Необходимо отметить, что скважины группы п.З могут быть защищены методом подачи ингибитора при помощи дозатора, а в скважинах группы п.2 применение периодической подачи ингибитора в затрубную полость не целесообразно по причине быстрого выноса ингибитора в условиях низких динамических уровней.

Таблица 6.1.6

Затраты на удаление АСПО из скважин с использованием агрегата АДП для работы с горячей нефтью

№ п.п	Показатели	Параметры
1.	Стоимость 1 часа обработки скважин агрегатом АДП 12-150 на шасси Краз 6510.	101, 18 маш/час
2.	Стоимость 1-го часа работы АЦ-20.	38, 60руб.
3.	Стоимость пробега АЦ-20.	122, 50руб.
4.	Продолжительность использования АЦ-20.	6 часов
Продолжение табл. 6.1.6
5.	Межочистной период.	16 дней
6.	Количество обработок скважин в год.	22,8
7.	Продолжительность обработки одной скважи-ны в год агрегатом АДП 12	6 часов
8.	Стоимость 1-го часа работы операторов 3-го разряда (два оператора) с учетом районного и северного коэффициентов и премии - 50%.	83,7руб.(4 1,8 руб. х 2) х 2,2 + 50% = 27, 62 руб.
9.	Стоимость одной обработки скважины с АСПО при закачке 20,2 м3 (1 цикл):	1 126, 91руб.
10.	Стоимость обработок скважины в течении года :	25 693, 59руб.

Примечание: - объем закачиваемой нефти принят равный суммарному объему трубных (НКТ) и затр\бных полостей

над ЭЦН с глубиной подвески - 1700 метров, что составляет 20.23м'.

Справочно: - среднестатистический (фактический) объем закачки нефти составляет - 14.75 мЗ.

Таблица 6.1.7

Удаление АСПО установками для депарафинизации (ручные лебедки)

№ п	Показатели	Параметры
1.	Завоз и монтаж лебедки и подготовка скважины (нормы времени, чел.час).	5,34 чел.час.
Продолжение табл. 6.1.7
2.	Спуск и подъем скребка до среднестатистической глубины образования АСПО - 700 м (0.15 час. на 100м.).	0.75 чел.час.
3.	Общее время работы по депарафинизации.	6,09 чел.час.
4.	Тариф оператора 3-го разряда; часовая с учетом коэффициентов и премии 50%.	4, 18руб. 138, 10руб.
5.	Затраты на работу с лебедкой.	84, 10руб.

Нормы времени взяты из действующих нормативов для ЦДНГ. При расчете учитывался только фонд скважин с отслоениями АСПО (порядка 5% от общего фонда).

Таблица 6.1.8

Обработка глубинного оборудования (НКТ) скважин растворителями силами НХС

п.п.	Показатели	Параметры
1	Норматив затрат на 1 тонну закачиваемого реагента.	2 786, 00руб
2.	Стоимость 1 тонны растворителя: нефрас (январь 01г.) БР-1 (январь 01 г.) нефрас + БР-1 в проп. 1 : 1	937, 50руб. 406, 75руб. 690,12руб. (486,75руб + 203,37руб)
3	Количество закачиваемого реагента в 1 скважину.	6-7 м3
4	Затраты на проведение одного воздействия на АСПО в том числе : стоимость реагента	18 109, 00руб. 4 032, 54 руб.
	затраты на закачку.	22 141, 00 руб.

Время воздействия включает в себя остановку скважины на 10 - 15 часов для полного растворения АСПО образовавшихся на внутренних стенках ПК Г.

Нормативы взяты из плана химизации гехнологических процессов ООО»НХС» от 1.01.2001 г..

Таблица 6.1.9

Затраты на проведение удаления и защиты коллекторов на примере применения ингибитора СОНПАР-1 через БРХ (из расчета на 30 дней)

№ п.	Показатели	Параметры
1.	Длина коллектора из труб Д 114 мм.	1 600 м.
2.	Производительность.	300 м3/сут
3.	Расход при постоянном дозировании СОНПАР-1.	200 гр/тон
4.	Рабочая доза.	60 кг/сут
5.	Разовая (ударная) доза.	300 кг/сут
6.	Расход на месяц реагента в течении 20 дней.	1 200 кг.
7.	Расход реагента по технологии ударной дозы (10 дней).	3 000 кг.
8.	Общий расход реагента.	4 200 кг.
9.	Стоимость используемого реагента при цене 4263, 00 руб. за тонну.	17904, 60руб.
10.	Стоимость закачки (норматив) 1 тонны реагента (цена 2 786 руб.) затраты на всю закачку.	11 701руб.
11.	Общая стоимость защиты коллектора (стоимость реагента + работа по закачке).	29 605 руб.

Наибольший экономический эффект определился от применения традиционного способа ликвидации АСПО скребками. При незначительных затратах на проведение этого способа за 6 месяцев было получено дополнительно добытой продукции 74337 тн.

Из расчета годового эффекта по количеству дополнительно добытой продукции прогнозируется : 20000 тн х 12 = 240 000 тн.

Таким образом за счет применения скребков добывается дополнительно порядка 250 тыс. тн.в од без учета увеличения МРП (уменьшения количества ремонтов), - то есть затрат на проведение ремонтов ПРС (стоимость 1 ремонта по смене ЭЦН составляет 155-165 тыс. руб).

Полученный эффект в процессе работы с использованием скребков с ручным приводом дал возможность применения скребков других различных модификаций например скребков - фрез, показавших себя достаточно эффективно в скважинах с АСПО однако в скважинах с гидратно-парафиновыми пробками не достаточно эффективно падает за счет проскальзывания режущих кромок по льду гидратных отложений.

6.2 Расчет чистой текущей стоимости при обработке скребком.

Экономическое обоснование эффективности применения скребков при удалении АСПО на скважинах Средне-Асомкинского месторождения

Одной из наиболее серьезных проблем современной нефтегазодобычи является проблема рациональной разработки и увеличение дебитов добывающих скважин. Отложения АСПО в НКТ скважин существенно влияют на снижение добычи нефти.

В спецчасти уже было сказано, что наиболее эффективный метод борьбы с АСПО-это применение скребков. Однако никакое мероприятие не может быть признано эффективным без экономической оценки. Поэтому для полного анализа результатов применения скребков, в данной главе приводится технико-экономическое обоснование.

Исходные данные:

В качестве расчетного года принимем-2000 год:

Объем-7020 скважинообработок в год

Расчетный период составляет - 3 года

Цена 1 тонны нефти - 1400р.

Себестоимость - 580р.

Условно-переменные затраты - 37%

Стоимость одной обработки - 887,1 р.

Дополнительная добыча нефти: Q2000 =62,5 тыс.тн.

Q2001= 59,2 тыс.тн.

Q2002 =56,4 тыс.тн.

РАСЧЕТ:

Для каждого расчетного года определяются поток денежной наличности и чистая текущая стоимость.

ПДН=Выр-И-Н-К (6.1.)

Где: Выр - прирост выручки

И - текущие затраты

Н - налоги

К - капитальные затраты, К=0.

Прирост выручки рассчитывается:

Выр=Ц*Q (6.2.)

Где: Ц- цена одной тонны нефти

Q - прирост добычи нефти.

Прирост выручки составит:

Выр 2000 =62500*1400=87,5 млн.р.

Выр 2001 =59200*1400=82,8 млн.р.

Выр 2002 =56400*1400=78,9 млн.р.

Текущие затраты по данному мероприятию складываются из затрат по обработке скребками и затрат на дополнительную добычу нефти:

И=Искр + И доп. доб. (6.3.)

Где: Искр - затраты на обработку скребком, руб.

И доп. Доб. - затраты на дополнительную добычу нефти, руб.

И скр = 887,14*7020=6,2 млн.р.

И доп.доб.=Q*Упер (6.4.)

Где: У - условно-переменные затраты, руб.

Идопдоб.2000=62500*580*37/100=13,41 млн.руб.

Идопдоб.2001=59200*580*37/100=12,70 млн.руб.

Идопдоб.2002=56400*580*37/100=12,10 млн.руб.

По формуле (6.3.) определяем текущие затраты:

И2000=6,2+13,41=19,61 млн.руб.

И2001=6,2+12,70=18,9 млн.руб.

И2002=6,2+12,10=18,3 млн.руб.

Прирост прибыли от реализации рассчитывается:

П реал.= В-И-А (6.5)

Где: И - текущие затраты, руб

А - аммортизационные отчисления, руб

Т.к. данное мероприятие не требует капитальных затрат (т.е. К=0), то аммортизационные отчисления равны нулю. Исходя из этого:

П реал.=В - И (6.6.)

П реал.2000=87,5-1,61=67,89 млн.руб.

П реал.2001=82,8-18,9=64 млн.руб.

П реал.2002=78,9-18,3=60,6 млн.руб.

Налог на прибыль берется с прибыли, облагаемой налогом:

Нпр=Побл*35/100 (6.7.)

Где: П обл- прибыль, облагаемая налогом, руб.

П обл.=П реал. - Н им. (6.8.)

Где: П реал. - прибыль от реализации продукции, руб.

Н им. - налог на имущество, руб.

Т.к. данное мероприятие не требует приобретения дополнительного имущества, то налог на имущество принимаем равным нулю. Тогда формула 6.8. выглядит следующим образом:

П обл. = П реал. (6.9.)

Нпр2000=67,89*35/100=23,7 млн. руб.

Нпр2001=64*35/100=22,4 млн. руб.

Нпр2002=60,6*35/100=21,21 млн. руб.

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по формуле 6.1.

ПДН2000=87,5-19,61-23,7=44,19 млн. руб.

ПДН2001=82,8-18,9-22,4=41,5 млн. руб.

ПДН2002=78,9-18,3-21,21=39,39 млн. руб.

Накопленный поток денежной наличности рассчитывается:

НПДН= ПДН * t (6.10.)

Где: t - текущий год.

НПДН2000 = 44,19 млн. руб.

НПДН2001 = 44,19+41,5=85,69 млн. руб.

НПДН2002 = 85,69+39,39=125,08 млн. руб.

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования:

Дисконтированный поток денежной наличности ДПДН:

ДПДН=ПДН t* х t (6.11.)

Где: ПДНt - поток денежной наличности за текущий год

Хt - коэффициент дисконтирования

ДПДН2000=44,19*0,9091=40,1 млн.руб.

ДПДН2001=41,5*0,8264=34,2 млн.руб.

ДПДН2002=39,39*0,7513=29,59 млн.руб.

Накопленный дисконтированный поток представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС):

ЧТС=ДПДН (6.12.)

ЧТС2000=40,1 млн.руб.

ЧТС2001=40,1+34,2=74,3 млн.руб.

ЧТС2002=74,3+29,59=103,89 млн.руб.

Таблица 6.2.1

Показатели	2000г	2001г	2002г
Объем добычи,тыс. тонн.	62,5	59,2	56,4
Выручка от реализации, тыс. руб.	87500	82880	78960
Текущие затраты, тыс. руб.	36256,2	34342,2	32718,2
Налог на прибыль, тыс. руб.	13528,36	16017,47	15259,79
ПДН, тыс. руб.	37715,44	32520,33	30982,01
НПДН, тыс. руб.	37715,44	70235,76	101217,8
Коэффициент дисконтирования, %	1	0,9091	0,8264
ДПДН, тыс. руб.	37715,44	31534,96	29104,5
ЧТС, тыс. руб.	37715,44	69250,4	98354,89

АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА.

Поскольку проекты в нефтедобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:

Ш Годовая дополнительная добыча: (-30%; +10%)

Ш Цены на нефть:(-20%; +20%)

Ш Текущие затраты: (-10%; +10%)

Ш Налоги: (-20%; +20%).

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (И); ЧТС (Н).

Таблица 6.2.2 Данные для расчета диаграммы»ПАУК»

показатели	-30	-20	-10	0	10	20
Годовая добыча	71606,06	81837,36	92068,65	102299,9
Цены		67363,82	84831,88	102299,9	119768	137236,1
Текущие затраты			105055,4	102299,9	99544,47	96789
Налог на прибыль			106245	102299,9	98354,89

ВЫВОД: Из графиков накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости (Рис. 6.1.)видна динамика поступления денежных средств на расчетный счет предприятия. Реализация данного мероприятия экономически выгодна, т.к. при небольших затратах приносит значительный доход предприятию. Расположение диаграммы»паука» (рис. 6.2.)в положительной координатной области свидетельствует о том, что реализация данного мероприятия экономически выгодна и при любой вариации факторов будет приносит предприятию только прибыль.

7. Безопастность и экологичность проекта

В настоящем разделе предусмотрены основные организационно-технические и технологические мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр и окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией Средне-Асомкинского месторождения.

Представленные в разделе материалы содержат информацию для определения экологического риска намечаемой деятельности, организации рационального природопользования при разработке месторождения с учетом:

нормативов качества природной среды;

существующей системы ограничений на природопользование;

прогнозируемого воздействия на окружающую среду при планируемых сбросах, выбросах и отходах производства.

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

При работе на месторождении существуют несколько факторов влияющих на опасность и вредность работников, чтобы предотвратить несчастные случаи и уменьшить процент риска на производстве необходима тщательная проработка всех производственных процессов с учетом безопасности работающего персонала.

На ДНС приводятся некоторые опасные производственные факторы:

воздействие на человеческий организм вредных веществ (СО2, N2CH2, нефти и т.д.);

повышенная загазованность;

тяжелый физический труд;

метеоусловия;

различные микроклиматические условия;

производственный шум, вибрация;

большая взрывоопасность производства.

Для улучшения условий труда для рабочих и служащих предусматривается:

выдача молока 0,5 л в смену и других равноценных пищевых продуктов

дополнительный отпуск - 6-12 дней

разрабатывается программа улучшения и оздоровления условий труда

право получение бесплатно спец. одежды, спец. обуви и других средств

индивидуальной защиты

При такой работе появляются следующие профессиональные заболевания:

обострение суставного и мышечного ревматизма, заболевание мышц;

пояснично-крестовой радикулит;

заболевание периферической нервной системы;

невралгия лицевого, седалищного и других нервов:

резкое ослабление нервной чувствительности.

Травматизм на производстве и его причины.

переломы: падения, неосторожное обращение с тяжелыми предметами;

отравления: утечка газа или других вредных веществ;

ожоги: Пропарка горячей водой, различные воспламенения.

Приводится оценка состояния травматизма, профессиональных заболеваний и причин их вызывающих, степень риска в таблице 7.1.

Таблица 7.1.

Производственный травматизм и профессиональная заболеваемость.

Показатели	1999	2000
Срединесписочная численность работающих	167	162
Число пострадавших при несчастных случаях	0	0
а) без утраты трудоспособности	0	0
б) с утратой трудоспособности	0	0
- до трех рабочих дней	0	0
- четыре и более рабочих дней	0	0
в) со смертельным исходом	0	0
Число чел-дней нетрудоспособности	0	0
Число случаев проф. заболеваний	0	0

Оценка риска определяется по формуле:

R=Cn/Np Cn - число смертельных случаев или других на производстве за год;

Np- число работающих в сфере производства.

Так как Cn = 0, то оценка риска сводится к нулю.

Таблица 7.2.

Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ.

Характеристика	СО	бензин	пропан	NO	Метан
1	4	7	5	2	3
Плотность по воздуху, г/см	0.967	2,7-3,5	1,5017	1,45	0,5543
ПДК в воздухе, мг/м	20	100-300	300	5	300
Действие на организм	обще" ядов.	слабо-наркот.	нарко тич.	отравление	нарко тич.
Температура вспышки, С	-	-17-44	-	-	-
Температура самовоспл., С	610	255-474	466	-	537
Концентрационные пределы воспламенения	12-74.	0,76-8.1	2 -9,5	с парами орг. вещ-в.	5-l5

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Пepeд началом работ на скважине paбочие должны быть ознакомлены с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутри скваженному оборудованию, перечню планируемых операций. С исполнителями должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

До начала работы члены вахты должны проверить состояние рабочего места, убрать лишние предметы, подготовить необходимый инструмент, проверить его исправность.

Агрегаты для ремонта скважин должны устанавливаться на площадке, обеспечивающей удобное обслуживание их. Площадка должна иметь надежные упоры или приспособления для крепления подъемника и располагаться с наветренной стороны с учетом господствующего направления ветра.

Выхлопные трубы агрегатов и других специальных машин, применяемых при работах на нефтяных и газовых скважинах, должны быть снабжены глушителями выхлопных газов.

Манометры, индикаторы веса и другие КИП должны устанавливаться так, чтобы показания их были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Запрещается без индикаторов веса поднимать или опускать насоснокомпрессорные трубы в скважину, а также вести ремонтные работы связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины.

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. Манометр должен иметь красную черту по делению, соответствующему предельно допустимому рабочему давлению.

При силе ветра 11 м/сек. и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спускоподъемных операций запрещается.

Пуск механизмов в ход должен производится по сигналу и лишь после того, как все работники вахты будут удалены от движущихся частей.

При перемещении труб и тяжестей должны применятся только исправные грузозахватные приспособления и оборудование. Запрещается их эксплуатация при нагрузках, превышающие допустимые нормы по паспорту, нельзя использовать инструменты и приспособления не по назначению.При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто, талевый блок уложен на рабочую площадку. При необходимости глушения скважины в процессе ремонт должен быть приготовлен утяжеленный раствор в количестве не менее двух объемов скважины. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения световой линии в ночное время при спуске и подъеме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем. Грузоподъемность подъемного агрегата, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта. При проведении ремонта устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Без исправного индикатора веса проводить спускоподъемные операции запрещается. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны соответствовать требованиям»Положения о порядке разработки, допуска к испытаниям и серийному выпуску нового бурового, нефтегазопромыслового, геологического орудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденных Госгортехнадзором России в 21.03.94г.

7.1.3 Санитарные требования

Для питьевой воды надо применять эмалированный или алюминиевые бачок, легко очищаемый и дезинфицируемый, снабженный краном с ограждением, препятствующий прикосновения рта к крану. К рабочим местам свежую питьевую воду необходимо доставлять ежедневно.

Для защиты опасных вредных производственных факторов, а также для неблагоприятных факторов окружающей среды применяются средства индивидуальной защиты. Все члены бригады обеспечиваются средствами индивидуальной защиты по установленным нормам.

При работе с кислотами рабочие должны пользоваться:

предохранительными очками, резиновыми перчатками, резиновыми сапогами, резиновым или прорезиненным фартуком.

По окончании работы сушку и хранение спецодежды следует осуществлять в специально отведенных местах.

Таблица 7.3.

Загазованность воздушной среды

Производственные, помещения с возможными выделениями вредных газов и паров	Наим. вредн.газов	Доп. по норме	Концентрация факт.
		мг/м3	мг/м3
Насосная ДНС	УВ	300	50
Узел сепарации ДНС,	УВ	300	5
БРХ ДНО	УВ	300	10
Факел ДНС	УВ	300	20
РВС-3000	УВ	300	6

Таблица 7.4.

Шум

Производственные помещения	Источник шума	Доп. уровень звука	Факт. уровень звука
		ДБ	ДБ
Насосная ДНС	ЦНС 180х1422	80	76
Насосная КНС	ЦНС 180х360	80	79
Компрессорная ДНС	компрессор 4ВУ1-59	80	80

Таблица 7.5.

Вибрация

Наим. вибрирующего оборудования	Действие вибрации	Доп. уровень вибрац.	Факт.уровень вибрац.
		ДБ	ДБ
1	2	3	2
Насос ЦНС 180-340	общее	92	94
Насос ЦНС 180-1422	общее	92	93
Компрессор 4ВУ1-59	общее	92	100

Таблица 7.6.

Освещенность производственных помещений и рабочих мест

Производственные помещения	Освещенность по нормам	Освещенность фактическая
	лк	Лк
Операторная	75:150	70
Насосная ДНС	20:50	30
Компрессорная	20:50	60
Узел сепарации ДНС	20	20
БРХДНС	20:50	24
Узел сепарации КНС	20	23
БРХКНС	20	22
РВС-3000	2	2
Насосная КНС	20:50	30
Шкалы КИПиА в помещениях	50	50

Таблица 7.7.

Вентиляция производственных помещений

Производственные помещения	Проектная производит. вент, уст. (вытяжка)	Фактическая.производит.вент.уст.(вытяжка)
	мЗ/час	м3/час
Насосная ДНС	1395	1350
БРХ-ДНС	1395	1390

7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения.

Таблица 7.8.

Характеристика производственных помещений, зданий

Производственные помещения	Исполнение основных элементов	Класс помещений по поражению эл. током	Класс помещен.по пожароопасн.	Класс помещен.по взрыве-опасности
Операторная ДНС	блочное	повыш. опасности	П-1	Д
Насос-ная ДНС	блочное	повыш. опасности	П-1	В-1А
Компрессорная	блочное	повыщ. опасности	П-1	Д
БРХ-ДНС	блочное	повыщ. опасности	П-1	В-1А
Помещен. КИПиА	блочное	без. пов.опасн.	П-1	Д
Пожарный блок	блочное	без. пов.опасн.	П-1	Д
Насосная КНС	блочное	повыш. опасности	П-1	Д
БРХДНС	блочное	повыш. опасное! и	П-1	B-l A

7.1.4.1 Электробезопасность и молниезащита

В цехе основными токопотребителями являются трансформаторы, электродвигатели, распределительные щиты управления, автоматика, а также осветительное оборудование (лампы, фонари, прожекторы, сигнальное оборудование), вычислительная техника, компьютеры и электробытовые приборы. Напряжение электрического тока зависит от вида токоприемника и составляет от 110 В (в лампах автоматики, компьютерах) до 2 кВ (в трансформаторах). Все электрооборудование выполнено во взрывобезопасном исполнении. Технологическое оборудование цеха заземлено и запулено. Для защиты персонала, кроме заземления и зануления, а также защиты от статического электричества, применяются наглядная агитация, ограждения, плакаты и предупредительные надписи. Для предотвращения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие ликвидацию зарядов статического электричества:

отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

отвод зарядов путем уменьшения удельных объемов и поверхностных электрических сопротивлений;

нейтрализация зарядов путем использования радиоизотопных, индивидуальных и других нейтрализаторов.

Для снижения интенсивности возникновения зарядов статического электричества необходимо проводить следующие мероприятия:

Всюду, где это технологически возможно, горючие газы должны очищаться от взвешенных жидких и твердых частиц, жидкости, от загрязнения нерастворимыми твердыми и жидкими примесями.

Скорость движения материалов в аппаратах и магистралях не должна превышать значений, предусмотренных проектом.

Трубы для заполнения резервуаров, емкостей опущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости для предотвращения образования струи и накопления зарядов статического электричества.

Существуют три категории молниезащиты:

I и II - здания и сооружения, защищенные от прямых ударов молнии;

III - здания и сооружения, защищенные через наземные металлические коммуникации.

7.1.4 2 Средства и оборудование пожаротушения

Для предупреждения пожаров и пожарной профилактики на объекте ДНС приняты следующие меры:

в местах возможного возникновения пожара расположены средства первичного пожаротушения (огнетушители ОП-10 - порошковые, огнетушители ОП-50, пожарные гидранты, пожарный щит с инвентарем, емкости с песком.);

для оповещения о пожаре используется звуковая система сигнализации;

обеспечение водой на пожаре производится по пожарным линиям подвода воды, которые есть около каждого сооружения. Управление пожарными насосами осуществляется как по месту, так и дистанционно. Резервный пожарный насос включается автоматически при остановке и падению давления на рабочем насосе.

Все объекты, здания и сооружения не ниже II/степени огнестойкости. Наружное ограждение конструкции зданий с производствами категории»А" предусмотрено легкосбрасывающимся при воздействии взрывной волны. Площадь легкосбрасываемых конструкций должна быть не менее 0,05 м/м взрывоопасного помещения. Ответственность за пожарную безопасность цеха несет начальник цеха или лица, исполняющие его обязанности. На основании»Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий" для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разрабатываются конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности, которые согласовываются с местной пожарной охраной и утверждаются главным инженером. Производственные помещения, установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами. Использование пожарного инвентаря и оборудования для хозяйственных и других целей, не связанных с пожаротушением, запрещается. Не допускается загромождение различным оборудованием и машинами дорог, проездов, коридоров ведущих к первичным средствам пожаротушения и связи. Курение разрешается только в специально отведенных и оборудованных помещениях.

7.1.5 Мероприятия по безопасности при исследовании скважин

Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления (в кабину агрегата).

При исследовании спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герме газирующим сальниковым устройством. Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток. Исследование эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.

7.2 Экологичность проекта

7.2.1 Влияние работ на окружающую среду

Существующими и проектируемыми технологическими объектами разработки НГДУ ''ЮН'', оказывающими влияние на окружающую среду, являются:

эксплуатационные и нагнетательные скважины;

дожимные насосные станции с установками УПО и УПСВ;

центральный пункт сбора нефти;

трубопроводы, по которым осуществляется транспорт продукции скважин;

КНС, водоводы высокого и низкого давления;

газопроводы попутного газа;

линии электропередач и связи;

дороги и другие сооружения.

Основными источниками выбросов в атмосферу являются:

скважины, технологические установки, резервуары нефти;

факельное сжигание, выпуск и продувка газа, выжигание разлитой нефти;

работа двигателей внутреннего сгорания;

пыль, поднимаемая летом транспортными средствами;

утечки газа и испарение легких углеводородов.

В атмосферу могут попадать углекислый газ, окись углерода, окислы азота, сернистые соединения, метан, метанол, летучие компоненты деэмульгаторов и ингибиторов коррозии, сажа и др.

Основными источниками загрязнения водоемов являются:

пластовые воды;

буровые растворы и жидкости для ремонта скважин;

технические и сточные воды, включая бытовые.

Особо отметим влияние факельных систем и процессов выжигания нефти. Исследования показывают, что в радиусе 60 м от факела растительность отсутствует.

Для утилизации попутного газа в НГДУ ''ЮН'' используются факельные печи. Печные трубы в Западно-Сибирском регионе изготавливают из листового металла и устанавливают в среднем на высоте 7740мм. Дымовые газы отводятся в атмосферу в количестве 1600 м³/час: СО - 0,19г/с; СН₄ - 0,5г/с; NO₂ - 0,03г/с, которые имеют температуру 500⁰С. Произведём расчёт ПДВ для одиночного источника при неблагоприятных метеорологических условиях:

С_м=(А*М*F*m*n*l)/(H²*³v(V*?T)) (7.1.)

С_м - приземная концентрация загрязняющих веществ;

А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы (для территории Западной Сибири А = 200);

М - масса вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени (г/с);

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (F = 1 для газа);

m, n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газо-воздушной смеси из источника выброса.

Найдём x_м - расстояние, на котором С_м достигнет максимума:

x_м = ((5 - F)*d*H)/4 (7.2.)

d = 4,95*V_м*(1 + 0,28*³vf) (7.3.)

V_м = 0,91

f = 0,0092 > х_м = 35,8м

Значения ПДВ определим по формуле:

ПДВ=((ПДК - С_ф)*Н²*³v(V*?T))/(A*F*m*n) (7.4.)

ПДК - предельно допустимая концентрация вредного вещества, находится по справочным таблицам.(табл. 7.9.)

Таблица 7.9.

Предельная допустимая концентрация загрязняющих веществ

Загрязняющее вещество	ПДКmax р(мг/м3)	Класс опасности
NO2 CO CH4	0,85 5 50 (ОБУВ)	2 4 4

Результаты расчётов выглядят следующим образом:

Для СО С_м = 0,51 мг/м³ ПДВ = 14,4 (мг)

Для NO₂ С_м = 0,01 мг/м³ ПДВ = 0,25 (мг)

Для СН₄ С_м = 0,17мг/м³ ПДВ = 14,4 (мг)

Данные о выбросах в атмосферу по ОАО»ЮНГ» за 1998 год приведены в табл. 7.10

Таблица 7.10.

Основные загрязняющие вещества	Валовый выброс, тонн
Твердые	3216,1
Газообразные и жидкие	122112,011
из них: сернистый ангидрид	272,039
оксид углерода	26762,448
оксид азота	901,432
углеводороды	94137,077
Летучие органические соединения	29,728
Прочие газообразные и жидкие	9,287

Забрано из природных источников и получено от других предприятий 1228 тыс.м³ воды, в том числе:

из поверхностных водоемов - 59,1%

из подземных горизонтов - 40,2 % (в т. ч. из артезианских скважин - 7,2%; пластовой воды - 33%)

от других предприятий - 0,7%

Водоиспользование ОАО»ЮНГ» за 1998 год приведено в табл. 7.11.

Таблица 7.11.

Наименование источника	Забрано, тыс м3	Наименование приемника	Отведено, тыс м3
Поверхностный водоем	36156	Поверхностный водоем	265
Подземный горизонт	24635	Рельеф	347
Муниципальные предприятия	437	Шламовые амбары	164
		в т.ч. с очисткой	718
		без очистки	58

Состояние поверхностных вод:

ПДК для вод хозяйственно-бытового и питьевого назначения по ГОСТ 2874-82»Вода питьевая» следующие:

Хлориды (CL) - 350 мг/л

Сульфаты (SO) - 500 мг/л

Общая минерализация - 1000 мг/л

Общая жесткость - 7 мг. экв/л

Водородный показатель (pH) - 6-9

При бурении, добыче, сборе и транспорте нефти имеет место загрязнения почв, грунтов и водоемов. Его можно разделить на три типа: нефтяное загрязнение, загрязнение нефтепромысловыми сточными водами и смешанное загрязнение.

Загрязнение почв и водоемов происходит при нарушении герметичности нефтепроводов, водоводов со сточной водой, при утечках жидкостей с ДНС, кнс, при проведении ремонтов скважин и т.д.

При добыче и подготовки нефти образовывается большое количество производственных отходов. За год в ОАО»ЮНГ» образовалось 62208,95 тонн производственных отходов (табл. 7.12).

Таблица 7.12.

1.Всего, тонн	62208,95
в т.ч. по токсичности: I класс II класс III класс IV класс	0,16 1919,727 4590,193 55698,87
в т.ч. по видам: нефтешламы отработанные масла	4582,5 148,474
2.Наличие на конец периода	13720,864

Увеличение образования отходов объясняется:

- увеличением образования отходов кустового бурения, поскольку в 1997 году УБР и месяца не работали;

- увеличение добычи нефти;

- совершенствованием учета образования отходов.

Повреждение и отказы нефтепроводов происходят, в основном, по причине коррозии - 97,5%; по причине заводского брака - 0,7%; из-за наезда техники - 0,8%; по технологическим причинам - 1%.

Штрафы, начисленные в возмещение ущерба от аварий нефтепроводов, составили 9987,39 млн. рублей. Затраты на ликвидации аварий нефтепроводов с последующей рекультивацией загрязненных земель составили 100,699 млн. рублей. Затраты по охране природы - 160428,7 млн рублей, из них по охране и рациональному использованию водных ресурсов -18,8%; по охране окружающей среды от отходов производства и потребления - 17,6%; по рекультивации земель - 62,8%.

Затраты на капитальный ремонт основных производственных фондов природоохранного назначения составили 35355,6 млн. рублей, в том числе капремонт сооружений и установок для очистки сточных вод и рационального использования водных ресурсов 99,46%; капремонт сооружений, установок и оборудования для улавливания и обезвреживания вредных веществ, загрязняющих атмосферный воздух - 0,54%.

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов по охране окружающей среды составляет 884233,4 млн. руб, в том числе по охране водных ресурсов - 85,76%; атмосферного воздуха - 2,93%; окружающей среды от отходов производства - 11,31%.

Фактическая плата за загрязнение окружающей природной среды составила 8661,3 млн. руб, из них плата за сверхлимитное загрязнение -2966,8 млн. руб. (34,25%); за загрязнение водных объектов - 2,33%, атмосферного воздуха - 17,53%, размещение отходов - 80,04%, подземных горизонтов - 0,1%.

Велись исследовательские работы по определению, оценке негативных воздействий 86 шламовых амбаров, нефтяных загрязнений на природную среду, нахождению рациональных вариантов, их нейтрализации; определению фоновой загрязненности территорий лицензированных участков 16 нефтяных месторождений.

Экологические платежи и плата за природные ресурсы приведены в табл. 7.13.

Таблица 7.13.

Наименование платежа	млн. руб.
1	2
Плата за допустимые выбросы загрязняющих веществ, всего	5694,5
в т.ч. в водные объекты	76,1
в атмосферный воздух	713,8
за размещение отходов	4687,1
в подземные горизонты	7,7
Плата за сверхнормативные выбросы загрязняющих веществ, всего	2966,8
т.ч. в водные объекты	126,5
в атмосферный воздух	769,7
за размещение отходов	2070,6
Перечислено платежей за загрязнение в доход Федерального бюджета	1027,22
Средства и штрафы, взысканные за нарушение природоохранного законодательства	16366,3
Плата за природные ресурсы, всего	24923,1
в т.ч. за водные ресурсы	3731,6
за лесные ресурсы	527,9
за недра	2788,3
за землю	17875,3

7.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу:

Полная герметизация системы сбора и транспорта продукции скважин.

Защита оборудования и трубопроводов от коррозии.

Оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований “Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”.

Утилизация попутного нефтяного газа.

Сброс газа в аварийной ситуации на факел сжигания газа.

Сброс нефти в аварийной ситуации в аварийные емкости с отводом газа на факел.

Применение современного блочно-комплектного оборудования заводского изготовления, испытание его на прочность и герметичность.

В период неблагоприятных метеорологических условий достаточно выполнение мероприятий, носящих организационный характер и обеспечивающих снижение выбросов вредных веществ на 10-20 %:

Усиление контроля за соблюдением технологического регламента;

Смещение во времени технологических процессов, связанных с большим выделением вредных веществ в атмосферу;

Прекращение испытания оборудования, влияющего на изменение технологического режима объекта.

7.3 Чрезвычайные ситуации

7.3.1 Список чрезвычайных ситуаций для проектируемого производства

Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации (ЧС):

Природного характера:

паводковые наводнения;

лесные и торфяные пожары;

ураганы;

сильные морозы (ниже -40С);

метели и снежные заносы.

Техногенного характера:

пожары;

взрывы;

разливы сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ);

отключение электроэнергии и др.

По статическим материалам или путём экспертных оценок определяются наиболее вероятные ЧС на объекте, прогнозируется их последствия и разрабатываются мероприятия по их предотвращению.

Одним из примеров ЧС могут быть взрывы газовых баллонов или взрывоопасных смесей при проведении работ в газоопасной зоне.

В нашем случае это может быть взрыв дренажной емкости на промысловом объекте или на кусту скважин.

7.3.2 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве паро-нефтяной смеси дренажной емкости

При аварии в резервуарном парке количество газа, пара (Qт) берётся 30% от объёма наибольшего резервуара с бензином, 20% - с нефтью. При аварии на трубопроводе - до 20% вытекшей нефти и 50% вышедшего газа. При аварии на автотранспорте 4т бензина, 3т пропана. При аварии на железной дороге - 10т бензина, 7т нефти, 15т пропана, величина дрейфа газовоздушного облака принимается 300м в сторону предприятия.

При взрыве паро-воздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R₁, где происходит полное разрушение и, на границе которой давление составляет 900 кПа, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей Rспл; радиус безопасного удаления Rбу, где избыточное давление падает до 5 кПа и радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара (Rпдвк). (рис.7.1.)

Избыточное давление в зоне детонационной волны ДР_ф1=900кПа.

Радиус зоны детонационной волны R₁ (м) определяется по формуле:

R₁=18,5Q^1/3, (7.5.)

Где Q- количество газа, пара, т.

Давление во фронте ударной волны ДР_фl на расстоянии с_i до объекта, находящегося в зоне ударной волны определяется по таблице.

Таблица 7.14.

Давление во фронте ударной волны.

ДРф1	Значение ДРф1 на расстояниях от центра взрыва в долях от (сi /R1)
КПа	1	1,05	1,1	1,2	1,4	1,6	2	3	4	8	10	15	20	30
900	900	486	279	207	162	99	86	45	26	9	7	4,5	2,7	1,8



Рисунок 7.1. Взрыв паро-воздушной смеси.

радиус безопасного удаления Rбу.

Зона смертельного поражения людей, радиусом Rспл.

Зона ударной волны, в которой ₂ и ₃ - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия.

Зона детонационной волны радиусом R₁.

Определив давление, оказываемое взрывом на каждый объект, по таблице 7.10. определяют степени разрушения элементов этого объекта.

Таблица 7.15.

Вероятные разрушения зданий, сооружений, коммуникаций и оборудования в зависимости от избыточного давления ДР_ф, кПа.

Наименование элементов предприятия	Степень разрушения при избыточном давлении, ДРф,кПа
	сильное	среднее	слабое
Здания
1. Промышленное с металлическим или железобетонным каркасом.	102-68	68-34	34-17
2.Многоэтажное административное здание с металлическим или железобетонным каркасом.	85-68	68-51	51-34
Оборудование
3.Контрольно-измерительная аппаратура.	-	34-17	17-8
Линии электропередач
4.Воздушные линии высокого напряжения.	204-140	119-85	68-34
Резервуары
5.Наземные для ГСМ.	68-51	51-34	34-26
Сооружения
6.Здания трансформаторных подстанций из кирпича или блоков.	102-68	68-34	34-17
Транспорт
7.Грузовые автомобили.	119-94	94-51	51-34
8.Автобусы.	94-77	77-34	34-26

Радиус зоны смертельного поражения людей R_спл определяется по формуле:

R_спл=30Q^1/3, (7.6.)

Определим разрушения при взрыве дренажной емкости с количеством 5т (нефть, паро-воздушная смесь, взрывоопасные испарения технологических отходов).

По формуле 7.5. определяем радиус детонации ударной волны:

R₁=18,55^1/3=31.63м;

По таблице 7.14. определяем давление во фронте ударной волны до объектов, находящихся на кусте. Расстояния от эпицентра взрыва до объектов и давление во фронте ударной волны приведены в таблице 7.16.

Определим степень разрушения элементов каждого объекта по давлению, оказываемому взрывом по таблице 7.15. Полученные результаты приведены в табл. 7.17.

Таблица 7.16.

Расстояния от эпицентра взрыва до объектов (м) и давление во фронте ударной волны.

Наименование элементов предприятия	Расстояние	ДРф,кПа
1. Промышленное здание с металлическим или железобетонным каркасом.	300	7
2.Многоэтажное административное здание с металлическим или железобетонным каркасом.	1000	1,8
3.Контрольно-измерительная аппаратура.	100	45
4.Воздушные линии высокого напряжения.	30	900
5.Наземный резервуар для ГСМ.	80	45
6.Здания трансформаторных подстанций из кирпича или блоков.	200	9
7.Грузовые автомобили.	450	4,5
8.Автобусы.	1100	1,8

Таблица 7.17.

Степень разрушения объектов при взрыве газа на кусте при капитальном ремонте скважины.

Наименование элементов предприятия	Степень разрушения при избыточном давлении, ДРф,кПа
1. Промышленное здание с металлическим или железобетонным каркасом.	Слабое
2.Многоэтажное административное здание с металлическим или железобетонным каркасом.	Слабое
3.Контрольно-измерительная аппаратура.	Среднее
4.Воздушные линии высокого напряжения.	Сильное
5.Наземный резервуар для ГСМ.	Среднее
6.Здания трансформаторных подстанций из кирпича или блоков.	Слабое
7.Грузовые автомобили.	Слабое
8.Автобусы.	Слабое

Радиус зоны смертельного поражения людей:

R_спл=305^1/3=51,3м.

7.3.3 Определение глубины распространения СДЯВ при разливе их с поражающей концентрацией

Распространение СДЯВ при неблагоприятных метеоусловиях можно описать рис.7.2.

При расчёте зон принимают: метеоусловия - изотермия, t=20С, скорость ветра 1м/с, направление ветра на предприятие; принимают, что разрушается одна наибольшая ёмкость или выливается наибольшее из возможных количества СДЯВ из системы, трубопроводов.

При разливе в поддон толщина слоя СДЯВ принимается равной высоте поддона за вычетом 0,25 м. При свободном разливе толщина слоя СДЯВ принимается равной 0,05 м.

Рисунок 7.2. Распространение СДЯВ.

При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости).

Количество пострадавших при разливе СДЯВ на большинстве предприятий определяют из расчёта, что пострадает 100% из находящихся вне здания и 50% находящихся внутри здания. На химически опасных объектах, где рабочие обеспечены противогазами, вне здания пострадает 10% и внутри здания - 4%.

6.4 Выводы

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

Применение труб завода»ЮКОРТ», а также применение автоматизированных систем слежения за трубопроводом типа»Телескоп Плюс» и других технологий (закачка ингибиторов коррозии, катодная защита трубопроводов), снижающих коррозионную активность металла, сведет степень риска возникновения аварийных ситуаций, связанных с разливами нефтепродуктов, в нашем регионе к минимуму, а следовательно и чрезвычайные ситуации техногенного характера практически исчезнут.

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений следует разрабатывать программу по охране каждого компонента окружающей среды, включая атмосферу, поверхностную гидросферу, грунтовые и подземные воды, недра, почвы, ландшафты, животный мир и растительность. Контроль организуется в соответствии с»Положением о санитарной лаборатории на промышленном предприятии», РД 39-0147098-015-90, РД 39-6147098-017-90, РД 390147098-025-91.

8. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ по АСПО

Недостаточное время работы каждого из вышеперечисленных методов не дает сделать исчерпывающий анализ и предложить наиболее эффективный способ борьбы с проблемой отложений АСПО в нефтепроимысловом оборудовании на скважинах и нефтесборных коллекторах Фаинской группы месторождений. За исключением быть может последних положительных наработок ООО «Ямалнефтеотдача» СПО и Растепление.

В процессе работы с фондом скважин необходимо использовать как можно больше разнообразных методов борьбы с АСПО. Предполагается, что поскольку каждая скважина имеет свои индивидуальные особенности работы, то и способы борьбы с осложнениями в процессе добычи должны быть разными.

В процессе текущей работы должен определиться тот или иной фонд скважин в которых наиболее эффективно применение определенных методов борьбы с АСПО ( превентивной защиты от образования отложений и/или ликвидации уже образовавшихся).

В данном дипломном проекте, в первую очередь рассматривались и применялись такие методы, которые не требовали больших экономических затрат и приносили максимальный технологический эффект. С этой точки зрения рассматривались все методы и способы борьбы с АСПО в условиях Фаинской группы месторождений.

Применение химических методов для защиты оборудования от отложений АСПО и их удаления широкого применения не получили, из-за большой стоимости реагента и высоких затрат на технологию по их применению. Стоимость реагента для ликвидации АСПО (СНПХ 7880) из расчета расхода 6-7м3 для одного цикла закачки при стоимости 15тысяч рублей за тонну, потребуют значительных затрат в течении года. Необходимо обратить внимание на то, что потребность реагентов показана без учета межочистного периода работы скважин - то есть одно воздействие на ликвидацию АСПО.

Применение двухрядного лифта, не принесло ожидаемого эффекта в предполагаемых масштабах, хотя и были определены скважины, где промывка горячей нефтью через двухрядный лифт достаточно эффективна.(Работы велись в течении 1996-97г.г. и в настоящее время данный метод обработок не применяется) Нецелесообразность дальнейших работ была вызвана по двум основным причинам:

МРП-рассматриваемой категории скважин не изменился, а в некоторых случаях даже снизился,

МОП(межочистной период) практически не изменился, а стоимость труб и оборудование устьевой обвязки скважины достаточно дорогое»удовольствие» которое в процессе эксплуатации не окупается.

Теоретически обоснованный как самый эффективный и рекомендованный способ по удалению АСПО нагревательными ТЭНами (снаряд) и на практике показал себя эффективным и недорогим методом удаления»глухих» пробок, и скважин где был получен»недоход». Такие работы ведутся и по настоящее время силами ООО»Ямалнефтеотдача». В работе задействовавано три звена по очистке лифта НКТ скребком ( на автоматической лебедке), и один растеплитель. Основное количество скважин имеют интервал образования АСПО до 300 метров. Этот фонд составляет до 70 % от всех скважин с интенсивным образованием АСПО, причем 30% из них имеют глубину образования АСПО до 100 метров.

Скважины с глубиной образования до 500-700 метров составляют до 28% от всех, а глубина образования более 500 метров порядка 1,5%.

Образование АСПО в НКТ на глубине до 100 метров наблюдается часто в простаивающих или остановленных СПО каким либо причинам скважинах, не зависимо от дебита и обводненности продукции,

В свкажинах с интервалом до 300 метров среднестатистический дебит составляет 52м3/сут при обводненности до 15%,

В скважинах с интервалом до 500 метров среднестатический дебит составляет 45м3/сут при обводненности до 25%,

Образование»глухих» пробок наблюдается в скважинах имеющих частые остановки по различным причинам и продолжительные простои.

Таким образом, можно сделать вывод, что глубина образования АСПО имеет обратно пропорциональную зависимость от дебитов скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

«Разработка нефтяных месторождений», 1984 г. ЖЕЛТОВ Ю.П