Контроль проведения гидравлического разрыва пласта акустическими методами
Технология проведения гидравлического разрыва пласта, необходимые для него аппаратура и оборудование, оценка контроля ГРП методом кросс-дипольного акустического каротажа. Проектные решения разработки месторождения. Свойства пластовых жидкостей и газов.
Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 25.04.2015 |
Размер файла | 5,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
ДВр = ДQ х Ц; (7.1)
Где ДQ - дополнительный обьем добычи,тыс.т
Ц - цена предприятия без акциза и НДС
2. Определение изменения текущих затрат:
Зтек=(ДQхСхд.у.п./100)+Зр; (7.2)
Где С-себестоимость одной тонны нефти.
Д.у.п.-доля условно-переменных затрат
Зр-затраты на проведение ГРП
ДQ - дополнительный обьем добычи,тыс.т
3.Определение прироста прибыли от реализации:
Пр.реал=Вр-Зтек. (7.3)
Вр- выручка от реализации
Зтек.- текущие затраты
4. Определим налог на прибыль.
Н пр = Пр. обл х30 / 100; (7.4)
Где Пр.обл - прибыль, облагаемая налогом, равная Пр.реал.
Пр. реал - прирост прибыли от реализации
5. Определение потока денежной наличности :
ПДН=Вр-Зтек.-Нпр. (7.5)
Где Вр- выручка от реализации,
Зтек.- текущие затраты
Нпр.- налог на прибыль
6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):
НПДНt= ?ПДН t (7.6)
Где t - период реализации мероприятия
ПДНt- поток денежной наличности в t-ом году.
7.Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.
Определение коэффициента дисконтирования:
бt=(1+Ен)€tрt; (7.7)
где бt - коэффициент дисконтирования
7.3 Исходные данные
В таблице 7.1 приводятся технико-экономические показатели НГДУ «ПН»
Таблица 7.1
Технико-экономические показатели НГДУ «ПН»
Показатели |
Ед. изм. |
1994г. |
1995г. |
1996г. |
1997г. |
|
Количество проведенных ГРП |
Шт. |
13 |
62 |
64 |
94 |
|
Средняя продолжительность одного ремонта |
Бр. Час. |
530 |
521 |
496 |
518 |
|
Затраты на один ремонт |
Млн. руб. |
0,12 |
13,6 |
41,1 |
65,8 |
|
-подготовительные работы к ГРП |
Млн. руб. |
0,06 |
4,7 |
13,8 |
29,1 |
|
-стоимость ГРП |
Млн. руб. |
0,04 |
4,5 |
13,7 |
21,7 |
|
-заключительные работы |
Млн. руб. |
0,02 |
4,4 |
13,6 |
14,8 |
|
Дополнительная добыча нефти после ГРП |
Тыс.т. |
37,086 |
247,527 |
286,712 |
339,837 |
|
Средний дебит до ГРП |
Т/сут. |
6,5 |
4,7 |
5,4 |
5 |
|
Средний дебит после ГРП |
Т/сут. |
10 |
12 |
12,6 |
13,6 |
|
Цена 1 т. нефти |
Тыс. руб |
0,182 |
12,4 |
53,6 |
148,7 |
|
Себестоимость 1 т. нефти |
Тыс. руб. |
0,051 |
1,54 |
16,331 |
51,704 |
7.4 Расчет ЧТС и ПДН за период с 1994-1997гг.
Пример расчета ЧТС за 1994г.:
1.Прирост выручки от реализации:
Вр=37,086*0,182=6,8 млн. руб.
2. Определение изменения текущих затрат:
Зтек=(37,086*0,47*0,051)+0,12*13=2,45 млн.руб
Д.у.п.-доля условно-переменных затрат=47%
3.Определение прироста прибыли от реализации:
Пр.реал=6,8 -2,45=4,35 млн.руб.
4. Определим налог на прибыль.
Н пр = 4,35*0,35=1,5 млн.руб.
5. Определение потока денежной наличности :
ПДН=4,35-1,5=2,85 млн.руб.
6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):
НПДНt= 2,85 млн.руб.
7.Определение коэффициента дисконтирования:
бt=(1+0,1)Ђ19941994=(1,1)Ђ0=1 8.Определение дисконтированного потока денежной наличности:
ДПДН t = 2,85*1=2,85млн.руб.
9.Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость:
ЧТС=2,85 млн.руб.
Таблица 7.2.
Расчет экономической эффективности от проведения ГРП
Показатели |
Еед.изм. |
Годы |
||||
1994г. |
1995г. |
1996г. |
1997г. |
|||
1.Дополнительная добыча нефти, тонн |
тыс.т |
37,086 |
247,527 |
286,712 |
339,837 |
|
2.Прирост выручки в руб. |
Млн.руб. |
6,8 |
3069 |
15367,8 |
50533,8 |
|
3.Текущие затраты 3.1.Тек.затраты на доп.добычу 3.2.Тек.затраты на ГРП |
Млн.руб |
2,45 0,89 1,56 |
1022 179 843 |
4786,4 2156 2630,4 |
14442,2 8257 6185,2 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Млн. руб. |
4,35 |
2047 |
10581,4 |
36091,6 |
|
5.Прирост налога на прибыль |
Млн.руб. |
1,5 |
716,45 |
3703,5 |
12632 |
|
6.Поток денежной наличности |
Млн.руб. |
2,85 |
1330,55 |
6877,9 |
23459,6 |
|
7.Накопленный поток денежной наличности |
Млн.руб. |
2,85 |
1333,4 |
8221,3 |
31680,9 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,8264 |
0,7513 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Млн.руб. |
2,85 |
1209,6 |
5684 |
17625 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Млн.руб. |
2,85 |
1212,45 |
6896,45 |
24521,5 |
Расчет экономической эффективности проведения ГРП за период с 2000-2004гг.
Исходные данные за период 2000-2004гг:
Объем внедрения n = 180скв.
Цена на нефть на 1.01.2000 г. Ц = 400 руб.
Доля условных переменных затрат Д.у.п.=21%
Затраты на проведение мероприятия ГРП Имер = 562 тыс. руб.
Известно, что на Приразломном месторождении дополнительная добыча нефти за счет ГРП наблюдается в течение 5-и лет.
Дополнительную добыча за 2000г. равна 611,7тыс.т
Коэффициент падения добычи равен 0,9
Дополнительную добычу на последующие годы считаем как произведение дополнительной добычи и коэффициента падения добычи.
Себестоимость 1т нефти равна 250 руб.
Текущие затраты по данному мероприятияю складываются из затраты на проведение ГРП и затрат на дополнительную добычу нефти
ДИ t = И опз + И доп доб
Остальные расчеты проводим по указанной методике. Результаты вычислений заносим в таблицу 6.3.
Пример расчета экономической эффективности ГРП за 2000г.:
1.Прирост выручки от реализации:
Вр=611,7*400=244680 т.р.
2. Определение изменения текущих затрат:
Определение изменения текущих затрат на дополнительную добычу:
Зтек д.д=(611,7*0,21*250)=32114,25 тыс.руб
Зтек.грп=562*180=101160 тыс.руб.
Зтек.мер.=32114,25+101160=133274,25 тыс.руб.
3.Определение прироста прибыли от реализации:
Пр.реал=244680-133274,25=111405,75тыс.руб.
4. Определим налог на прибыль.
Н пр =111405,75*0,3=33421,725 тыс.руб.
5. Определение потока денежной наличности :
ПДН=111405,75-33421,725=77984,025 тыс.руб.
6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):
НПДНt= 77984,025 тыс.руб.
7.Определение коэффициента дисконтирования:
бt=(1+0,1)Ђ2000-2000=(1,1)Ђ0=1
8.Определение дисконтированного потока денежной наличности:
ДПДН t = 77984,025*1=77984,025 тыс.руб.
9.Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость:
ЧТС=77984,025 тыс.руб. Таблица 7.3.
Расчет ЧТС и ПДН по проекту ГРП за2000-2004гг.
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Количество проведенных ГРП |
Шт. |
180 |
- |
- |
- |
- |
|
2.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
3.Прирост выручки |
Тыс.р. |
244680 |
220212 |
198200 |
178380 |
160560 |
|
4.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
|
5.Текущие затраты на доп.добычу |
Тыс.р |
32114,25 |
28902,8 |
26013,75 |
23412,4 |
21073,5 |
|
6.Тек.затраты на проведение ГРП |
Тыс.р |
101160 |
- |
- |
- |
- |
|
7.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
133274,25 |
28902,8 |
26013,75 |
23412,4 |
21073,5 |
|
8.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
111405,75 |
191309,2 |
172186,25 |
154967,6 |
139486,5 |
|
9.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
33421,725 |
57392,76 |
51655,88 |
46490,3 |
41845,95 |
|
10.Прирост ПДН |
Тыс.р |
77984,025 |
133916,44 |
120530,37 |
108477,3 |
97640,55 |
|
11.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
77984,025 |
211900,465 |
33430,835 |
440908,135 |
538548,685 |
|
12.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
13.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
77984,025 |
121743,4 |
100040,2 |
81358,0 |
66395,6 |
|
14.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
77984,025 |
199727,425 |
299767,6 |
381125,6 |
447521,2 |
7.5 Анализ чувствительности проекта
Анализ чувствительности проекта к риску ЧТС является функцией следующих факторов:
От объема нефтеизвлечения, цены на нефть, текущих затрат, налоговой системы; каждый фактор подвержен изменениям. Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, например:
Q = (-30% ; + 10%);
Ц н = (-20%;+20%);
Н =( -10%; +10%);
И = ( -10%;+10%).
После этого рассчитывают ЧТС(таблица 6.4) при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные зависимости ЧТС от факторов изображают графически (рис.7.2.)
Таблица 7.4.
Расчет ЧТС при уменьшении добычи нефти на 30%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
428,19 |
385,371 |
346,85 |
312,165 |
280,98 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
171276 |
154148,4 |
138740 |
124866 |
112392 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
123640 |
20232 |
18209,6 |
16388,7 |
14751,05 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
47636 |
133916,4 |
120530,4 |
108477,3 |
97645 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
14290,8 |
40174,92 |
36159 |
32543,2 |
29292,2 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
33345,2 |
93741,48 |
84371,4 |
75934,1 |
68348,3 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
33345,2 |
127086,7 |
211458 |
287392,2 |
355740,5 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
33345,2 |
85220,4 |
70028,3 |
56950,6 |
46476,8 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
33345,2 |
118565,6 |
188593,9 |
245544,5 |
292021,3 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
Расчет ЧТС при увеличении добычи нефти на 10%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
672,87 |
605,58 |
545,05 |
490,545 |
441,54 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
269148 |
242232 |
218020 |
196218 |
176616 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
136485,7 |
31792,9 |
28615,13 |
25753,6 |
23180,85 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
132662,3 |
210439,1 |
189404,87 |
170464,4 |
153435,15 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
39798,7 |
63131,7 |
56812,5 |
51139,3 |
46030,6 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
92863,6 |
147307,4 |
132583,4 |
119325,1 |
107404,6 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
92863,6 |
240171 |
372754,4 |
492079,5 |
599484,1 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
92863,6 |
133916,8 |
110044,2 |
89493,8 |
73035,13 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
92863,6 |
226780,4 |
336824,6 |
426318,4 |
499353,5 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
Вывод: При уменьшении добычи на 30% НПДН уменьшится на 34%, а ЧТС на 35%, а при увеличении добычи на 10% НПДН увеличится на 11%, а ЧТС - на 12%. Это говорит о том, что увеличение добычи нефти экономически выгодно для предприятия и наоборот.
Продолжение таблицы 7.4
Расчет ЧТС при уменьшении цены на нефть на 20%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
195744 |
176169,6 |
158560 |
142704 |
128448 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
133274,25 |
28902,8 |
26013,75 |
23412,4 |
21073,5 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
62469,75 |
147266,8 |
132546,3 |
119291,6 |
107374,5 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
18740,9 |
44179,8 |
39763,9 |
35787,5 |
322124 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
43728,9 |
103087 |
92782,4 |
83504,1 |
75162,1 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
43728,9 |
146815,9 |
239598,3 |
323102,4 |
398264 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
43728,9 |
93716,4 |
77009,4 |
62628 |
51110,2 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
43728,9 |
137445,3 |
214454,7 |
277082,7 |
328193 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
320 |
320 |
320 |
320 |
320 |
Расчет ЧТС при увеличении цены на нефть на 20%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
293616 |
264254,4 |
237840 |
214056 |
192672 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
133274,25 |
28902,8 |
26013,75 |
23412,4 |
21073,5 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
160341,75 |
235351,6 |
211826,25 |
190643,6 |
171598,5 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
48102,5 |
70605,5 |
63547,19 |
57193,08 |
51479,6 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
112239,25 |
164746,1 |
148278,35 |
133450,5 |
120118,9 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
112239,25 |
276985,4 |
425263,7 |
558714,2 |
678833,1 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
112239,25 |
149770,7 |
123071,0 |
100088 |
81680,8 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
112239,25 |
262009,9 |
385080,9 |
485168,9 |
566850 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
480 |
480 |
480 |
480 |
480 |
Вывод: При уменьшении цены на нефть на 20% НПДН уменьшится на 26%, а ЧТС на 27%, а при увеличении цены на нефть на 20% НПДН увеличится на 26%, а ЧТС - на 27%. Это говорит о том, что рост цены на нефть экономически выгоден для предприятия и наоборот.
Расчет ЧТС при уменьшении текущих затрат на 10%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
244680 |
220212 |
198200 |
178380 |
160560 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
119946,8 |
26012,5 |
23412,4 |
21071,2 |
18966,2 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
124733,2 |
194199,5 |
174787,6 |
157308,8 |
141593,8 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
37419,96 |
58259,9 |
52436,3 |
47192,6 |
42478,1 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
87313,24 |
135939 |
122351,3 |
110116,2 |
99115,7 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
87313,24 |
223252,8 |
345604,1 |
455720,3 |
554836 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
87313,24 |
123582,2 |
101551,6 |
82587,2 |
67398,7 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
87313,24 |
210895,44 |
312447,04 |
395034,24 |
462433 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
Расчет ЧТС при увеличении текущих затрат на 10%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
244680 |
220212 |
198200 |
178380 |
160560 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
146601,7 |
31793,1 |
28615 |
25753,6 |
23180,9 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
98078,3 |
188418,9 |
169585 |
152626,4 |
137379,1 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
29423,5 |
56525,7 |
50875,5 |
45787,9 |
41213,7 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
68654,8 |
131893,2 |
118709,5 |
106838,5 |
96165,4 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
68654,8 |
200548 |
319257,5 |
426096 |
522261,4 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
68654,8 |
119904,1 |
98529 |
80128,5 |
65392,5 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
68654,8 |
188158,9 |
287087,9 |
367216,4 |
432609 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
Вывод: При уменьшении текущих затрат на 10% НПДН и ЧТС увеличатся на 3%, а при увеличении текущих затрат на 10% НПДН и ЧТС уменьшатся на 3%. Это говорит о том, что уменьшение текущих затрат экономически выгодно для предприятия и наоборот.
Расчет ЧТС при уменьшении налогов на 20%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
244680 |
220212 |
198200 |
178380 |
160560 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
133274,25 |
28902,8 |
26013,75 |
23412,4 |
21073,5 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
111405,75 |
191309,2 |
172186,25 |
154967,6 |
139486,5 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
26737,4 |
45914,2 |
41324,7 |
37192,2 |
33476,76 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
84668,4 |
145395 |
130861,55 |
117775,4 |
106009,7 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
84668,4 |
230063,4 |
360924,95 |
478700,4 |
584710,1 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
84668,4 |
132178,6 |
108615,1 |
88331,6 |
72086,6 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
84668,4 |
216847 |
325462,1 |
413793,7 |
485880,3 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
Расчет ЧТС при увеличении налогов на 20%
Показатели |
Ед.изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
|
1.Дополнительная добыча нефти |
Тыс.т |
611,7 |
550,53 |
495,5 |
445,95 |
401,4 |
|
2.Прирост выручки |
Тыс.р. |
244680 |
220212 |
198200 |
178380 |
160560 |
|
3.Тек.затраты по мероприятию |
Тыс.р |
133274,25 |
28902,8 |
26013,75 |
23412,4 |
21073,5 |
|
4.Прирост прибыли от реализации |
Тыс.р |
111405,75 |
191309,2 |
172186,25 |
154967,6 |
139486,5 |
|
5.Налог на прибыль |
Тыс.р. |
40106,1 |
68871,3 |
61987 |
55788,4 |
50215 |
|
6.Прирост ПДН |
Тыс.р |
71299,7 |
122438 |
110199,25 |
99179,2 |
89271,5 |
|
7.Накопленный ПДН |
Тыс.р. |
71299,7 |
193737,7 |
303936,95 |
403116,2 |
492387,65 |
|
8.Коэффициент дисконтирования |
1 |
0,9091 |
0,83 |
0,75 |
0,68 |
||
9.Дисконтированный поток денежной наличности |
Тыс.р |
71299,7 |
111308,4 |
91465,4 |
74384,4 |
60704,6 |
|
10.Чистая текущая стоимость |
Тыс.р. |
71299,7 |
182608,1 |
274073,5 |
348457,9 |
409162,5 |
|
11.Цена нефти без НДС |
Руб/т |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
Вывод: При уменьшении налогов на 20% НПДН и ЧТС увеличатся на 9%, а при увеличении налогов на 20% НПДН и ЧТС уменьшатся на 9%. Это говорит о том, что снижение налогов экономически выгодно для предприятия и наоборот.
Рис.7.2. Диаграмма " Паук ".
7.6 Выводы
Опираясь на проведенное исследование, можно с уверенностью сказать, что при правильном подборе скважин и проведение всех должных расчетов, необходимых для ГРП, получаем дополнительную добычу нефти, то есть применение метода в ряде случаев экономически выгодно и целесообразно.
Про проект периода 1994-1997гг.можно сказать, что, анализируя график профилей НПДН и ЧТС видно, что максимальное значение получено в 1997 году. Это произошло, по-видимому, вследствие роста добычи нефти и цены на нефть. Рост кривых продолжается. Это значит, что применение ГРП целесообразно и в будущем.
И это доказывает проведенный анализ чувствительности проекта периода 2000-2004гг.
ЧТС (Q)=(-30%; +10%)=(292021,3тыс.р. ; 499353,5тыс.р.)
ЧТС (Ц)=(-20%; +20%)=(328193тыс.р. ; 566850тыс.р.)
ЧТС (Н)=(-20%;+20%)=(485880,3тыс.р. ; 409162,5тыс.р)
ЧТС (И)=(-10%;+10%)=(462433тыс.р. ; 432609тыс.р.)
Абсолютные значения ЧТС и НПДН за расчетный период проекта 2000-2004гг соответственно равны 447521,2 тыс.р. и 538548,685 тыс.р.
Диаграмма «Паук» отражает возможный диапазон изменения ЧТС. Полученный результат свидетельствует о том, что проект не имеет риска, поскольку все возможные значения ЧТС находятся в положительной области.
Проект наиболее чувствителен к падению добычи нефти, чуть менее чувствителен к снижению цены на нефть.
8. Безопасность и экологичность
В нашей стране уделяется огромное значение вопросам обеспечения безопасности условий труда. Разработана и широко применяется система мер по охране труда, включающая трудовое законодательство, стандарты безопасности труда, правила и нормы, а также комплексы социально-экономических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих здоровье и безопасные условия труда каждому гражданину России.
Современная научная организация труда невозможна без создания благоприятных условий труда на каждом рабочем месте. Механизация и автоматизация производственных процессов, научная организация труда - основы снижения и исключения производственного травматизма, аварий и профессиональных заболеваний. В современных условиях главным в проблемах безопасности труда является создание техники, исключающей несчастные случаи на производстве. Кроме оградительной техники необходимо устанавливать соответствующие блокировочные и предохранительные устройства, цель которых - автоматически выключить машину или отдельные блоки при возникновении угрозы несчастного случая.
Охрана труда и техника безопасности в нефтяной промышленности имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, проникают через неплотности и зазоры, что вызывает необходимость разработки специальных мер по безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.
Для нефтепромысловых предприятий характерна сложная производственная среда, воздействующая на машины и персонал. Влияние производственной среды на машины несомненно вибрации приводят к разрушению узлов и деталей машин, повышенная влажность, перепады температуры, наличие в воздухе различных примесей уменьшают их долговечность и т.д. Производственная среда может и косвенно, через человека, влиять на машины недостаточная освещенность, повышенный уровень звука и прочие факторы могут привести к неправильным, приводящим к авариям, действиям человека в связи с его физическим или психическим утомлением. Машины, в свою очередь, могут влиять на состояние производственной среды, насыщая ее шумом, вибрацией, токсичными выбросами, выделением тепла, влаги, электричества и т.д.
Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам и т.д., что приводит к нарушению прочностных характеристик и их преждевременному разрушению.
Технологическим процессам присущи высокие давления, повышенные температуры. В них используют агрессивные и токсичные вещества, большие массы горючих жидкостей и газов, взрывчатые и радиоактивные вещества. Специфичным для нефтяной промышленности является применение громоздкого и тяжелого бурового и эксплуатационного оборудования, которое приходится часто перемещать при монтаже, ремонте, погрузке, выгрузке и перебазировании.
В настоящее время безопасность жизнедеятельности базируется на основе КЗОТ РСФСР, санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71, ПЭУ, СНиП, ССБТ и т.д.
8.1.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения
В НГДУ "ПН" проводится работа по созданию безопасных условий тру-да, предупреждению аварий и несчастных случаев, снижению уровня травматизма и числа аварий. Совершенствуются технологические про-цессы добычи нефти и газа, используются новые средства автоматиза-ции и телемеханизации производственных процессов и т.д. Это требует от рабочих совершенного владения техникой и технологией производст-ва, твёрдых знаний безопасных методов труда и строгого соблюдения инструкции по технике безопасности.
Рабочие должны знать и постоянно помнить об опасностях при про-изводстве различных видов работ, соблюдать установленный порядок на местах.
К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов добычи нефти и газа относятся : возможность загазованности из-за утечки газа, нефти и хим.реагентов, высокое давление рабочей среды в скважинах и в системе трубопрово-дов ППД, наличие токоведущих кабелей и электротехнических устройств. Опасным видом работ при эксплуатации скважин является их освоение, вероятность открытого фонтанирования пропусками газа и нефти вслед-ствие нарушения и ослабления и ослабления соединений, повышения давления в системе обвязки скважин выше расчётного, скопления газа в помещениях расположения насосных агрегатов и в низинах.
При эксплуатации промысловых нефтепроводов существует опасность образования взрывоопасной смеси и загрязнения окружающей среды в месте порыва нефтепровода. Промысловые выводы характеризуются высоким давлением. При вскрытии соединений замороженных участков водоводов и последующем отогреве 'возможен выпуск струи высокого давления, что может привести к травмированию работающих. При об-служивании глубиннонасосных скважин представляют опасность работы при обслуживании наземного оборудования. Велика вероятность травмирования при монтаже и демонтаже канатной подвески, замене устьевых сальников полированного штока. Опасность при эксплуатации глубинной штангово-скважинной насосной установки встречается более часто, чем при эксплуатации электроцентробежной насосной установки. При экс-плуатации водоводов, по которым перекачивается вода сеноманского го-ризонта, ввиду её высокой коррозийной активности существует опасность внезапного порыва водоводов и загрязнения почвы и растительности. Общей опасностью при эксплуатации систем нефтепроводов и водово-дов является сложность и большая трудоёмкость ремонта трубопрово-дов и технологического оборудования. При ремонте промысловых коммуникаций применяется землеройная техника и грузоподъёмные механизмы. Безопасная эксплуатация грузо-подъёмной техники от рабочих знаний соответствующих инструкций и на-выков в работе. Следует учитывать трудоёмкость и сложность работ, связанных с ремонтом и очисткой оборудования, нахождения рабочих внутри ёмкостей и на высоте. Отсутствие устройств (площадок, лестниц) приводит к применению опасных приёмов труда при замене запорной арматуры, предохранительных клапанов, манометров, устранении про-пусков и утечек рабочей Среды. Фланцевые соединения на трубопрово-дах и аппаратах являются источниками выбросов рабочего агента при высоком давлении, загазованности воздуха производственных помеще-ний.
Пожароопасность на объектах нефтедобычи связана с производством сварочных работ или применением открытого огня в пределах площадки куста скважин. Захламлённость и замазученность увеличивает её опас-ность.
Искрообразование, как источник газовоздушной смеси, для кустовых скважин представляет также большую опасность. Источниками искрооб-разования могут быть:
- частицы песка и механических примесей, трущихся о стенки труб;
- разряды статического электричества с ёмкостей и другого технологиче-ского оборудования;
- применение стального инструмента при газоопасных работах;
- короткое замыкание, перегрузки и искрения электрооборудования, а также выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. В насосных ус-тановках опасность представляет наличие вращающихся частей насос-ных агрегатов.
Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтеотдачи пластов в скважины закачиваются химические реагенты, обращение с которыми создаёт опасность получения химических ожогов открытых участков тела, получения отравления дыхательных путей. Для проведе-ния депарафинизации скважинной подвески и ликвидации замазученности устьевого оборудования применяются паропередвижные установки ППУ 1600/100. Неосторожное и неправильное обращение с пропарочным оборудованием может привести к тепловым ожогам паром высокого дав-ления.
Работа обслуживающего персонала объектов нефтепромысла связа-на с пребыванием на открытом воздухе в зимнее время года, что создаёт опасность переохлаждения и обморожения. Территорию промысла пере-секают водные преграды, что создаёт необходимость их правильного преодоления плавсредствами в летнее время и по ледовым переправам в зимнее время. Эксплуатация на объектах нефтедобычи различных транспортных средств при неправильной организации работ по перевозке грузов и людей может привести к авариям и травмированию работающих.
В 1998 году по НГДУ не зарегестрировано ни одного случая травматизма со смертельным исходом, случаев травматизма зарегистрировано - 1, профессиональных заболеваний нет. Произведем оценку риска по формуле:
R=Cn/Np=1/2562=0,0004
Где Cn-число несчастных случаев на производстве за год;
Np- число работающих в сфере производства.
Дадим характеристику вредных веществ, применяемых на производстве в виде
Таблица 8.1
Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ
Характеристика |
Наименование веществ |
||||
Сероводород H2S |
Метан СН4 |
нефть |
Окись углерода СО |
||
Плотность по воздуху |
1,191 |
0,5543 |
3,5 |
0,967 |
|
Предельно-допустимая концентрация, мг/мі в рабочей зоне |
10 |
300 |
300 |
20 |
|
Класс опасности |
2 |
2 |
|||
Действие на организм |
Сильный и опасный яд |
В больших конценрациях наркотическое действие |
Наркотическое действие |
Общие ядовитые свойства |
|
Температура вспышки,°C |
- |
- |
-40-17 |
- |
|
Температура самовоспламенения, ,°C |
246 |
537 |
270-320 |
610 |
|
Пределы смеси с воздухом нижний Верхний |
4,3 46 |
5 15 |
1,26 6,5 |
12,5 74 |
|
Категория и группа взрывоопасной смеси |
В-1в |
В-1в |
8.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда. Организация рабочих мест
К установкам и оборудованию для подготовки нефти предъявляются следующие требования:
герметичность;
прочность и стойкость к эрозии и коррозии;
Одним из важнейших требований к оборудованию является герметизирующее оборудование, так как наличие даже незначительных утечек может привести к выбросам в атмосферу больших количеств вредных паров и жидкостей и, как следствие, к взрывам, пожарам.
Необходимо обеспечить герметичность насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений.
Обязательным является требование к использованию на нефтепромысле искробезопасного оборудования и инструмента.
Важнейшее требование - правильный расчет прочности машин и оборудования. Все опасные узлы оборудования и механизмов снабжаются соответствующими оградительными устройствами. Ограждения бывают сплошными, сетчатыми, в виде экранов. Используются также различные страховые устройства. Важным условием безопасности является применение механизации автоматизации работ, что дает возможность вывести работника из опасной зоны, повысить производительность труда.
Обеспечение безопасных условий труда тесно связано с техническим качеством оборудования и инструмента. Текущее обслуживание и надзор за работой оборудования ведется в течение всей смены.
8.1.3 Санитарные требования
Для улучшения яркости в поле зрения работающих в производственных помещениях немаловажное значение имеет отражающая способность пола, стен, потолков и оборудования, которое достигается их соответствующей окраской.
Наиболее опасные предметы выделяются из общей цветовой гаммы, предупреждая своим цветом о возможной опасности. Линии для электричества, газа, воды, телефона также выделяются определенным цветом. Принимаются во внимание удобство и видимость.
На контейнерах, содержащих опасные химические и взрывоопасные вещества, должны быть надписи, обозначающие их содержание и они должны быть выделены определенным цветом.
В насосных станциях нет естественного освещения, поэтому необходимо правильно рассчитать искусственное освещение в соответствии с СНиП 23-05-95.
Производственный микроклимат характеризуется температурой воздуха и его относительной влажностью. Среди наиболее эффективных мер в борьбе с холодом и избыточным теплом создается искусственный микроклимат и используются индивидуальные средства защиты.
Применяются вентиляторы. В холодных условиях отопление постоянно поддерживается, но так, что бы человек в помещении не перегревался.
Климат района, в котором расположены объекты разработки и эксплуатации ОАО Юганскнефтегаз, резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и прохладное лето.. Самым холодным месяцем является январь, имеющий минимальную температуру до -50С. Переход к лету в конце мая - начале июня. Средняя температура самого жаркого месяца июля +20С - +25С. Максимальные температуры могут достигать +36С. Среднегодовая скорость ветра равна 5,2 м/сек., максимальная скорость ветра доходит до 15-22 м/сек.
Для снижения вредного влияния природных факторов работающие обеспечиваются спецодеждой в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 Воздух рабочей зоны.
Классификация шумов установлена ГОСТ 12.1.003-76, СНиП II-12-77 и нормируется в следующих пределах: на постоянных рабочих местах и рабочих зонах - до 99 Дб. В насосной уровень шума достигает 90-100 Дб, при текущем и капитальном ремонте - 92-98 Дб. Обслуживающий персонал, работающий в насосной, снабжается индивидуальными средствами защиты (наушники). Также для улучшения условий труда рекомендуется сооружать звукоизолированные кабины, устанавливать экран.
Требования безопасности предусматривают несколько мероприятий для снижения шума технические средства борьбы с шумом (уменьшение шума машин в источнике, применение технологических процессов, при которых уровень звукового давления на рабочих местах не превышает допустимые, и др.) строительно-акустические дистанционное управление шумными машинами использование средств индивидуальной защиты организационные (выбор рационального режима труда и отдыха, сокращение времени нахождения в шумных условиях, лечебно-профилактические и другие мероприятия).
Допустимые нормы вибрации регламентируются санитарными нормами СН 245-71.
Различают следующие методы борьбы с вибрациями подавление в источнике возникновения отстройка от режима резонанса изменением массы и жесткости вибрирующих конструкций или установлением нового рабочего режима виброизоляция - в виде пружинных резиновых или комбинированных опор.
Таблица8.2
Санитарно-гигиенические условия труда
Наименование участка |
Исследуемое вещество |
Класс опасности |
Факт.ср.-арифм.концентрация,мг/м3 |
ПДК по ГОСТ12-1-005-88мг./м3 |
|
ЦДНГ-5 |
|||||
1.ДНС-2ПРЗ насосная |
Углевод. СО |
4 4 |
201,96 4,4 |
300 20 |
|
2.КНС-16 |
Углевод. СО |
4 4 |
46,6 3,8 |
300 20 |
Таблица8.3.
Микроклимат и освещение производственных помещений
Наименование помещения |
Ед.изм. |
Результаты измерений |
Нормативные данные |
примечание |
|
ЦДНГ-5 |
|||||
ДНС-2ПРЗ Насосная |
|||||
Освещенность |
Лк |
100 |
100 |
||
Микроклимат:темп-ра Влажность |
С |
18 |
15-24 |
||
% |
40 |
Не более |
75 |
||
Уровни звука |
Дб |
95 |
Не более |
80 |
|
Вибрации пола при частоте,Гр. 16 |
Дб |
98 |
Не более |
92 |
|
31,5 |
Дб |
98 |
Не более |
92 |
|
63 |
Дб |
98 |
Не более |
92 |
Выводы :
Уровни звука в ДНС-2 ПРЗ превышает допустимые значения. Рабо-тающие в этой зоне должны быть обеспечены средствами индивидуаль-ной защиты по ГОСТ 12.4.051-87.
Общая вибрация на ДНС-2 ПРЗ выше значений допустимых по ГОСТ12.1.003-83. С целью снижения уровня шума и вибрации рекомен-дуется своевременно проводить ревизию и ремонт оборудования. Микро-климат производственных помещений должен соответствовать требова-ниям ГОСТ 12.1.005-88
8.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения
Объекты по добыче нефти относятся к взрывоопасным и пожароопасным. Вещества, применяемые при тушении пожаров должны обеспечивать высокий эффект тушения, не оказывать вредного воздействия на организм, быть доступными и дешевыми.
Вода в настоящее время пока остается наиболее распространенным и наиболее доступным средством пожаротушения. Для тушения пожара предусмотрена система пожарного водоснабжения, указания по которому даны СНиП 11-58-75 (Электростанции тепловые) и в СНиП 11-34-74 (Водоснабжение. Наружные сети и сооружения). В мерах пожарной безопасности операторы по добыче нефти в процессе работы должны поддерживать порядок и чистоту на площадке вокруг скважин. Вокруг скважин нельзя разбрасывать ветошь, допускать разлива нефти. В случаях разлива надо очистить площадку от нефти, а затем засыпать песком.
На замерных установках должны быть размещены ящики с песком, щит с лопатами, ломами, ведрами и огнетушителями ОХП-10, ОУ-2, ОУ-5. Курение разрешено в специально отведенных местах.
Для тушения пожара в качестве огнегасительных средств используют воду в виде пара или в распыленном виде, инертные газы (СО2, N2), пены, порошки. Для тушения находящихся под напряжением электросетей используют углекислоту. В насосных станциях применяют автоматические сигнализаторы горючих газов и электрическую пожарную сигнализацию с тепловыми, термоэлектрическими датчиками.
Для контроля за состоянием пожарных средств и сигнализации, а также для обеспечения их нормальной работы руководитель объекта назначает ответственное лицо из числа инженерно-технического персонала объекта.
Мероприятия по противопожарной безопасности проводятся в ОАО Юганскнефтегаз в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП II-А.5-70.
На нефтепромысле имеется комплект противопожарного инвентаря:
Пожарные центробежные насосы ПН-30К
Багры пожарные ПБТ с металлическим стержнем и ПБН с насадкой и большим крюком.
Топоры пожарные: ПП- пожарный поясной.
Крюки пожарные ПКЛ, ПКТ- тяжелые.
Рукавные соединения.
Стволы пожарные КР-Б, СА, ПС-50-70
Рукава пожарные.
Стволы пожарные ручные СПР-2.
Фонари пожарные ФЭП-И - индивидуальные.
Лестницы пожарные.
Контроль за соблюдением правил пожарной безопасности ведут сотрудники государственного пожарного надзора.
8.1.5 Мероприятия по безопасности при выполнении работ по ГРП
1.5.1 К работам по ГРП допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по технике безопасности по проводимой работе. Перед началом работ участникам операции производится инструктаж на рабочем месте. Техника безопасности при ГРП соответствует требованиям[6]
1.5.2. Общее руководство процессом ГРП осуществляет ответственный руководитель - представитель подрядчика; в соответствии с утвержденным планом и регламентом принимает решения о проведении работ, предусмотренных этим планом и несет ответственность за их выполнение.
1.5.3. Руководитель работ планирует размещение оборудования таким образом, чтобы свести к минимуму возможное воздействие вредных производственных факторов от силовых установок, агрегатов, химреагентов, нефти, а также взрыва, пожа-ра на рабочий персонал.
1.5.4. Имеющиеся в наличии трубы, штанги, инструмент укладываются в штабель с противораскатными стойками на рабочих мостках. Рабочая площадка и про ходы освобождаются от посторонних предметов.
1.5.5. Руководитель работ по ГРП и его помощники обеспечиваются портативными средствами радиосвязи.
1.5.6. Опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначается сигнальными предупреждающими знаками с надписью: "Внимание! Опасность: линия высокого давления!".
1.5.7. Работы по ГРП, включая подготовительные работы, проводятся рабочими и ИТР, одетыми в спецодежду и каски.
1.5.8. В темное время суток работы по ГРП пласта проводится только при условии обеспечения освещенности устья скважины и зоны высокого давления не менее 26 лк и шкал контрольно-измерительных приборов - 50 лк.
1.5.9. Все транспортные средства и техника, не занятые в процессе ГРП удаляются на безопасное расстояние - не менее 50 м от зоны линий высокого давления.
1.5.10. На период проведения работ по ГРП все средства пожаротушения находятся в состоянии готовности и установлены в определенных местах. Помимо техники комплекса ГРП на кусте есть насосный агрегат УНБ 1 -160х40(ЦА-320 М\ дежурная автомашина; при использовании углеводородной жидкости - пожарная машина.
Выхлопные трубы всех единиц техники, используемых при ГРП, должны быть снабжены искрогасителями.
Вся автомобильная техника в обязательном порядке снабжается штатными средствами пожаротушения.
1.5.11. Все оборудование соответствует техническим требованиям, требованиям норм и правил техники безопасности, находится в исправном состоянии и ис-пользуется только по назначению.
1.5.12. Работы по ГРП проводятся в соответствии с планом, утвержденным и согла-сованным в установленном порядке главными специалистами нефтедобывающего предприятия и исполнителя работ. В плане указываются порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса ГРП, меры безопасности, ответственный руководитель работ. Кроме того, должен быть раз-работан и утвержден в установленном порядке план ликвидации возможных осложне-ний.
1.5.13. Емкости (автоцистерны) устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины за пределами охранной зоны ЛЭП, нефтесборных сетей и коллекторов,
1.5.14. Установленные емкости (автоцистерны) не должны загромождать подъезд к устью скважины и создавать помехи при проведении работ по обвязке устья скважины для ГРП.
1.5.15. Расстановка техники производится на подготовленную площадку, освобож-денную от посторонних предметов (металлолома, труб, оборудования). В зимнее вре-мя площадка очищается от льда и снега. Площадка для расстановки техники готовится персоналом буровой бригады или бригады КРС под руководством мастера.
1.5.16.Перед началом работ руководителем ГРП определяются места для курения и использования открытого огня - не ближе 50 м от опасной зоны
1.5.17. До начала закачки рабочей жидкости в скважину в зимнее время убеждаютсяся в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок, осуществив пробную прокачку по замкнутой циркуляционной системе без повышения давления.
1.5.18. При сборке линий высокого давления не допускается размещать напорные трубопроводы под насосными агрегатами и другой технологической техникой;
1.5.19. Нагнетательные линии насосных агрегатов после сборки до начала закачки спрессовываются.
1.5.20. При гидравлическом испытании нагнетательных линий обслуживающий персонал удаляется за пределы опасной зоны.
1.5.21. Обогрев трубопроводов и оборудования в зимнее время проводить паром с помощью ППУ-1200-100. Обогревание открытым огнем запрещается.
1.5.22. Насосные агрегаты и спецтехника, участвующие в проведении операции ГРП располагаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние ме-жду установками не менее 1 м, а кабины их не обращены к устью скважины. Станция контроля и управления, участвующая в процессе работ по ГРП, располагается на расстоянии более 25 м от устья скважины.
1.5.23. Руководитель ГРП находится на площадке, с которой обеспечен хо-роший обзор всех агрегатов и коммуникаций производства ГРП.
1.5.24. При обращении с химреагентами необходимо избегать вдыхания паров или взвешанных в воздухе частиц, а также попадания в глаза, на кожу или на одежду.
1.5.25. При работе с химреагентами пользуются средствами индивидуальной защиты: одежда специальная, защитная, резиновые руковицы, кирзовые или резиновые сапоги, очки для химической защиты глаз, респиратор или многослойная повязка из марли и ваты.
1.5.26. Не перегружать химреагенты в немаркированную тару. Тара всегда закрыта. Не допускается использовать повышенное давление для опорожнения тары. В порожней таре может содержаться опасный остаток вещества. Тара всегда располагается крышкой вверх. Соблюдать меры осторожности при открывании крышки.
8.2 Экологичность проекта
8.2.1 Влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды
Работы по гидроразрыву пласта осуществляются в строгом ее соответствии с действующими инструкциями по охране окружающей среды [9,10].
Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду при ГРП:
2.1.1. Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при ГРП:
- горючесмазочные материалы (ГСМ);
- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (нефть, минерализованные воды);
- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной;
- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;
-загрязненные ливневые воды.
2.1.2. Виды возможного воздействия на природную среду при ГРП:
- химическое загрязнение почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов, атмосферного воздуха веществами и химическими реагентами, используемыми при ГРП;
-физическое нарушение почвенно-растительного покрова, грунтов, природных ландшафтов;
- нарушение естественного режима многолетнемерзлых грунтов;
- изъятие водных ресурсов.
Состояние поверхностных вод.
Предельно-допустимые концентрации для вод хозяйственно-бытового и питьевого назначения по ГОСТу 2874-82 "Вода питьевая" следующие:
Хлориды(CL ) - 350 мг/л
Сульфаты(SO ) - 500 мг/л
Общая минерализация
(сухой остаток) - 1000 мг/л
Общая жесткость - 7,0 мг.экв/л
Водородный показатель(рН) - 6,0 - 9,0
В ОАО Юганскнефтегаз проводится отбор проб воды из поверхностных водоемов ежемесячно и их анализ в лаборатории.
Пробы отбирались на 100 м выше устья р. Салым. Только в апреле вода соответствовала ГОСТу "Вода питьевая", в остальные месяцы было превышение ПДК по хлоридам (367-497мг/л) и общей минерализации (1005-1267мг/л).
Состояние подземных питьевых источников.
Предельно допустимые концентрации веществ для вод хозяйственно-питьевого назначения даны в разделе "Состояние поверхностных вод".
Лаборатория ОАО Юганскнефтегаз проводит регулярно отбор проб воды из питьевых источников (артезианских скважин, родников, колодцев).
Вода из питьевых источников населенных пунктов: п. Пойковский, п. Лемпино по всем параметрам отвечает нормам ГОСТа "Вода питьевая".
Общим недостатком всех источников хозяйственно-питьевого водоснабжения является отсутствие выделенных и утвержденных зон санитарной охраны в области питания. Большинство источников обустраивалось хозспособом, без проведения гидрогеологических исследований и участия специализированной проектной организации. Поэтому существует опасность загрязнения источников хозяйственно-питьевого водоснабжения. Необходимо осуществление специальных исследований и проектных работ по расчету, обоснованию и обустройству зон санитарной охраны источников пресных подземных вод, пока они не загрязнены.
Характер и возможные источники загрязнения.
Загрязнение почв происходит при нарушении герметичности нефтепроводов, водоводов со сточной водой, при утечках жидкости с ДНС, ГЗНУ, КНС, при проведении ремонтов скважин и т.д.
По Приразломному месторождению в 1997 году было загрязнено земель 40,4 га. Из них попорчено (заезжено) 28 га, замазучено 4,5 га, засолено 7,9 га. Рекультивировано и сдано землепользователям 40,4 га, из них: замазученых - 4,5 га, засоленных - 7,9 га и заезженных - 28 га.
За 1997 год по площади было зафиксировано порывов нефтепроводов 106, из них на выкидных 97 и 9 на напорных линиях. На водоводах со сточной водой было 25 порывов (14 на подводящих и 11 на разводящих линиях). Количество ремонтов скважин было: капитальных - 68 и подземных - 105.
Анализ и оценка основных источников загрязнения окружающей среды.
Капитальный и подземный ремонт скважин.
На территории Приразломного месторождения за 1997 год было выполнено ремонтов: капитальных - 68 и подземных - 105 эксплуатационных скважин.
При капитальном ремонте эксплуатационных скважин на поверхность земли выливается в среднем 3 т нефти. На 68 ремонтов это составит 3 т x 68=204 т нефти. При этом в атмосферу выделится: 270 м3/т x 204 т= 55080 м3 газа , не считая испарения самой вылившейся нефти. Вмести с нефтью на поверхность поднимается до 3 м3 рассола с общей минерализацией в среднем 230 г/л, который приводит в негодность 3 м3 x 204=612 м3 пресных поверхностных и подземных вод. Общая площадь ежегодно замазученных земель при КРС составит (при площади земляного амбара порядка 50 м3) 50 м2 x 68=3400 м2 .
При подземном ремонте эксплуатационных скважин на поверхность земли выливается 1 т нефти. На 105 ремонтируемых скважин это составит 105 т/год. При этом в атмосферу выделится: 270 м3/т x 105 т=28350 м3 газа.
Порывы нефтепроводов.
При порывах через отверстия и щели в теле трубопроводов под давлением выбрасываются большие объемы нефти и соленой воды, которые попадают в грунт, на почву и в атмосферный воздух.
При порыве напорного нефтепровода выливается объем равный 22 м3 жидкости (при истечении 2 часов), в том числе 17,8 м3 пластовой воды и 4,2 нефти. Годовой объем вылившейся обводненной нефти составит: 22 м3 х 9=198 м3. Площадь замазученных земель при порыве напорного нефтепровода составляет 174,5 м2. При 9 порывах (за год) будет загрязнено 174,5 м2 x 9=1570,5 м2 или 0,157 га земли.
Порывы водоводов со сточной водой.
В 1997 году по площади Приразломного месторождения было зафиксировано 25 порывов водоводов со сточной водой, в том числе 14 на подводящих и 11 разводящих линиях.
Источниками выброса загрязняющих веществ также являются нефтепромысловые установки (ДНС, УПС, ЦСП, УКПН, ГЗНУ, КНС, ГЗУ), резервуарные парки, открытые очистные установки и другие.
8.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды
В качестве жидкостей для проведения ГРП регламентом предусмотрено использование составов на основе нефти, дизельного топлива или пластовой (сеноманской) воды, которые обрабатываются химическими реагентами в фирмы "Клиарвотер Инк". По данным, приведенным фирмой в "Сводке данных по безопасности материалов", большинство используемых реагентов ориентировочно соответствуют 2-3 классу опасности. Кроме того, основа составов - нефть, дизельное топливо - вещества 3 класса токсичности, что представляет потенциальную опасность для окружающей среды. В связи с этим основным природоохранным мероприятием при проведении ГРП является исключение возможности попадания жидкости ГРП в окружающую среду, что достигается выполнением следующих мероприятий:
- циркуляция рабочей жидкости при производстве ГРП производится по замкну-той схеме, при которой разлив рабочей жидкости на рабочей площадке исключается;
- для предотвращения разлива жидкости при сборке-разборке коммуникаций под арматуру и быстросъемные соединения трубопроводов устанавливаются переносные емкости ( поддоны );
- необходимое количество рабочей жидкости на скважину подвозится автоцистер-нами, сливается в насосные агрегаты, а после проведения операции ГРП оставшаяся в излишке рабочая жидкость увозится теми же автоцистернами в пункт ее приготовле-ния;
- для предотвращения перелива технологической жидкости из емкости пескосмесителя на свободный отвод тройника линии низкого давления устанавливается кран и собирается линия для отвода жидкости в емкость;
- приготовление жидкостей ГРП производится по технологии, исключающей попадание ее компонентов в окружающую среду;
- при сборке линий следует обращать внимание на наличие сальников и надежного крепления резьбовых соединений. Под угольники, тройники и места соединения труб с БРС подкладываются деревянные подкладки;
по окончании процесса ГРП руководителем ГРП подается команда на открытие. крана на тройнике линии низкого давления для слива технологической жидкости в емкость, освобождения емкости на пескосмесителе и подготовки ее для промывки . Разлив рабочей жидкости на площадке куста и слив ее в амбары не допускаются;
- проводить операцию ГРП в скважинах с негерметичной колонной и заколонцыми перетоками запрещается.
8.3 Чрезвычайные ситуации
В Тюменской области характерны следующие ЧС :
Природного характера:
-паводковые наводнения;
-лесные и торфяные пожары;
-ураганы;
-сильные морозы (ниже -40є);
-метели и снежные заносы.
Техногенного характера:
-пожары;
-взрывы;
-отключения электроэнергии и др
Заключение
В данной работе рассмотрен район Приразломного месторождения, открытое в 1982 году.
Приразломное месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области . Месторождение занимает территорию , вытянутую в северном направлении, площадью около 2100 кв. км
В работе были рассмотрены особенности геологического строения, литологии, нефтегазоносности Приразломного месторожденя.. Продуктивность выявлена в шести пластах (А111, А211, Б1, горизонт Б4-5, ачимовская толща - пласты Ач1-2-3, Ач4) из которых основным объектом разработки является горизонт Б4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С1.
Рассмотренный мною метод контроля ГРП аппаратурой кросс-дипольного акустического каротажа, позволил мне сделать следующие выводы:
включение аппаратуры кросс-дипольного акустического каротажа в стандартный комплекс исследований скважин будут способствовать расширению области эффективного применения метода ГРП и улучшению его технико- экономических показателей, т.к метод более информативен, удобен и экономически выгоден.
Рассмотренная методика контроля результатов гидроразрыва пласта, позволяет достаточно достоверно фиксировать изменения, произошедшие после проведения ГРП и следить за изменением состояния заколонного пространства.
Были рассчитаны основные экономические показатели и оценена рентабельность работ по проведению ГРП.
Подобные документы
Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 20.03.2014Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012