Анализ эффективности внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов

По остальным скважинам изменения аналогичны. Предлагаемые изменения обеспечат оптимальную работу насосной установки: уменьшение числа качаний приводит к увеличению срока службы колонны насосных штанг, уменьшение глубины спуска насоса обеспечивает снижение нагрузок, действующих на насосные штанги, и снижает возможность их обрыва.

3.2 Подбор пакера для разобщения пластов

Для разобщения объектов могут быть использованы пакеры ПРО-ЯТ-О-122, П-ЭГМ или любые другие, позволяющие герметично разобщить объекты в скважине и надежно работающие длительный срок в скважине в условиях знакопеременных нагрузок.

Для разобщения пластов при ОРЭ выбираем пакер ПРО-ЯТ-О-122, т.к. он полностью соответствует требованиям, предъявляемым в целом к пакерам, а именно: отделяет эксплуатационную колонну от агрессивной жидкости и хорошо защищает ее от воздействия высокого давления, надежно разобщает два участка скважины при значительных перепадах давления, хорошо работает в агрессивной среде, имеет простую конструкцию, управляется с поверхности путем вращения труб, имеет многолетний срок службы и приемлемую цену, обладает высокой степенью надежности, а также позволяет производить поинтервальную закачку жидкости в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления (вода, растворы полимеров) [8].

Можно принять, что давление под пакером действует на всю площадь кольцевого пространства между внутренними диаметрами колонны НКТ и обсадной колонны.

Чтобы пакер находился в равновесии, необходимо выполнение следующего условия: Fв ? Fн , где Fв и Fн - усилия, действующие на пакер соответственно сверху и снизу.

Исходные данные по скважинам Николо-Березовской площади, рекомендуемым для внедрения ОРЭ, представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Исходные данные

Параметр	№ скважины
	982	1569	2709
Длина НКТ, м	1204	1209	1198
Наружный диаметр НКТ, м	0,073	0,073	0,073
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	0,130	0,130	0,130
Глубина посадки пакера, м	1195	1194	1176
Пластовое давление, МПа	12	12	12

Рассчитаем установку пакера для скважины №982.

Расчет пакера на гидродинамическую нагрузку при режимной подаче насоса производится на соответствие условия по формуле [14]:



(3.2.1)

где - перепад давления, воспринимаемый пакером, Па;

- давление на пакер снизу, Па;

- давление на пакер сверху, Па;

- максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, Па.

Давление на пакер снизу:

(3.2.2)

где Рзаб - забойное давление, МПа;

Zпак - абсолютная отметка глубины посадки пакера, м;

Zпл - глубина залегания пласта, м;

с - плотность скважинной жидкости, кг/м3.

Давление на пакер сверху:

(3.2.3)

где Рзт - давление в межтрубном пространстве, МПа;

Zбф - отметка уровня буферной жидкости, м;

сбф - плотность буферной жидкости, кг/м3.

Перепад давления, воспринимаемый пакером:

Максимально возможное давление, при котором пакер будет находиться в равновесии, можно определить по формуле [14]:

(3.2.4)

где G - вес НКТ, Н;

Hi - глубина спуска пакера, м;

g - ускорение свободного падения м2/с;

с1 и с2 - соответственно плотность жидкости в трубах и затрубном пространстве, кг/м3;

Dв - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

dн и dв - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м.

Если полученное значение давления окажется меньше пластового, то пакер следует спускать вместе с якорем. Для подбора якоря определяется усилие Gя, необходимое для удержания пакера в равновесии [14]:

, (3.2.5)

где т - сила трения пакера о стенки обсадной колонны, Н (принимается в пределах 13·103 - 17·103 Н);

Dн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м.

Определим давление, при котором пакер будет находиться в равновесии, по формуле (3.2.4):

Так как полученное значение давления больше, чем пластовое (12 МПа), то условие нахождения пакера в равновесии выполняется. Полученное значение давления, при котором пакер должен находиться в равновесии, оказалось больше, чем ожидаемое давление, поэтому пакер следует спускать без якоря.

На основе расчета для скважины № 982 можно применить как пакер двухстороннего действия, так и пакер, воспринимающий давление снизу. Выбираем пакер ПРО-ЯТ-О-122, т.к. он воспринимает перепад давления больше 148 атм (14,8 МПа) [15].

Область применения пакера ПРО-ЯТ-О-122 [15]:

для многократно повторяющихся технологических операций, связанных с созданием давления и прокачек жидкости со знакопеременным перепадом давления за одну установку пакера;

для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачке (ОРЗ);

для длительной автономной (без связи с НКТ) изоляции требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны;

для установки в нагнетательных скважинах и других технологических операций на длительный срок, при которых происходит циклический перепад давления на пакер.

Достоинства [15]:

пакеры содержат раздвижные опоры, препятствующие выдавливанию резиновых уплотнительных элементов в межтрубный зазор, что повышает надежность герметизации и облегчает срыв пакеров;

возможность натяжения колонны НКТ до 12 т после посадки пакера без нарушения герметичного разобщения интервалов эксплуатационной колонны;

надежная герметизация эксплуатационной колонны на длительный срок, в том числе и при циклической подаче нагнетательной жидкости, достигается благодаря наличию в конструкции пакера верхнего механического якоря, в отличие от пакеров аналогичного назначения, содержащих верхний гидравлический якорь;

легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки.

Подбор пакера для остальных двух скважин Николо-Брезовской плоащди, предлагаемых для внедрения ОРЭ, осуществляется аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Результаты расчетов

Параметр	№ скважины
	982	1569	2709
Давление на пакер снизу, 105 Па	81,8	82,6	79,2
Давление на пакер сверху, 105 Па	75,1	72,4	70,8
Перепад давления, воспринимаемый пакером, МПа	6,7	10,2	8,4
Максимально возможное давление, при котором пакер будет находиться в равновесии, МПа	89,1	86,3	82,6
Тип пакера	ПРО-ЯТ-О-122	ПРО-ЯТ-О-122	ПРО-ЯТ-О-122

В результате проведенных расчетов был осуществлен подбор пакеров типа ПРО-ЯТ-О-122 для ОРЭ пластов скважин №№ 982, 1569, 2709 Николо-Березовской площади.

3.3 Расчет технологической эффективности внедрения ОРЭ на скважинах Николо-Березовской площади Арланского месторождения

На Николо-Березовской площади с 2009 г. были внедрены две установки ОРЭ на скважинах № 2984 (ООО «СП-БАРС») - дата внедрения 30.03.09 г., №517 (ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш») - дата внедрения 16.09.10 г. Определим технологическую эффективность внедрения УОРЭ по методике прямого счета [16].

Проведем определение эффективности внедрения УОРЭ в скважине №517. В таблице 3.7 представлена динамика работы скважины № 517 до и после внедрения УОРЭ, рассчитаем технологическую эффективность.

В координатах «месячная добыча нефти - календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц на 12 месяцев раньше месяца начала воздействия, т.е. в качестве ближней предыстории берем год, причем за 12-й месяц предыстории принимаем месяц начала работ. На график (рисунок 3.2) наносим точки месячной добычи по месяцам до и после воздействия предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую линию в точке, которая делит время на две части (до и после воздействия). Добыча нефти за 12 месяцев предыстории скважины № 517 равна 1442 т, среднемесячная добыча в этот период 120,2 т.

Таблица 3.7 - Динамика работы скважины № 517

Месяц, год	Месячная добыча, т/мес.	Месяц, год	Месячная добыча, т/мес.
октябрь, 2009	125,9	октябрь, 2010	268,2
ноябрь,2009	126,3	ноябрь,2010	270,5
декабрь,2009	123	декабрь,2010	259,6
январь,2010	121,6	январь,2011	245,4
февраль,2010	119,2	февраль,2011	230,6
март,2010	118,3	март,2011	228,3
апрель,2010	112,3	апрель,2011	222,4
май, 2010	118,5	май, 2011	219,5
июнь,2010	121,6	июнь,2011	215,6
июль, 2010	119,4	июль, 2011	212,3
август, 2010	118,3	август, 2011	208,9
сентябрь,2010	117,6	сентябрь,2011	205,6

Рисунок 3.2 - Эффективность внедрения УОРЭ в скважине № 517 Николо-Березовской площади

Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия. Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой.

Таким образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму, на которой в первом квадранте оказалось 4 точки, во втором 1, в третьем 2 и в четвертом квадранте 5 точек.

Определим коэффициент ассоциации Юла по формуле (3.3.1):

(3.3.1)

где а - количество точек в первом квадранте диаграммы;

б - количество точек во втором квадранте диаграммы;

в - количество точек в третьем квадранте диаграммы;

г - количество точек в четвертом квадранте диаграммы.

Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным. Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (734,3 т) и вторые 6 месяцев (707,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (122,4 т) и вторую половину предыстории (118 т). Через последние две точки и центр квадрантной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории. В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (100 т) и из нее проводим горизонтальную прямую на весь период истории. Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой на рисунке 3.2 наглядно выявляется качественный эффект и его динамика. Для количественной оценки эффективности определяем суммарную добычу нефти 2786,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 232,2 т.

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия базовую среднемесячную добычу нефти и умножая полученную разность на число месяцев (в данном случае 12), получаем величину дополнительно добытой нефти:

Результаты расчетов представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Результаты определения технологической эффективности внедрения УОРЭ в скважине № 517

Параметр	Ед. изм.	Значение
Среднемесячная добыча за 12 месяцев предыстории	т	120,2
Коэффициент Юла	д.ед.	0,82
Базовая среднемесячная добыча	т	100
Среднемесячная добыча после проведения технологии	т	232,2
Эффект от технологии	т	1586,4

Полученная дополнительная добыча нефти показывает, что внедрение УОРЭ в скважине № 517 является технологически эффективным.

Определение эффективности внедрения УОРЭ в скважине № 2984.

В таблице 3.9 представлена динамика работы скважины № 2984 до и после внедрения УОРЭ, по которой будем рассчитывать технологическую эффективность.

Добыча нефти за 12 месяцев предыстории равна 329,2 т, среднемесячная добыча в этот период 27,4 т. Последнюю величину откладываем на графике (рисунок 3.3) в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия. Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой.

Таблица 3.9 - Динамика работы скважины № 2984

Месяц, год	Месячная добыча, т/мес.	Месяц, год	Месячная добыча, т/мес.
октябрь, 2009	33,1	октябрь, 2010	50,3
ноябрь,2009	32,9	ноябрь,2010	55,2
декабрь,2009	38	декабрь,2010	58,1
январь,2010	30,4	январь,2011	57,2
февраль,2010	28,3	февраль,2011	51,4
март,2010	25,2	март,2011	53,9
апрель,2010	32,3	апрель,2011	47,3
май, 2010	33,1	май, 2011	48,6
июнь,2010	28,6	июнь,2011	45,5
июль, 2010	18,3	июль, 2011	42,4
август, 2010	12,4	август, 2011	43,9
сентябрь,2010	16,6	сентябрь,2011	40,6

Рисунок 3.3 - Эффективность внедрения УОРЭ в скважине № 2984 Николо-Березовской площади

Таким образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Определяем количественные показатели тренда. Для этого вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (31,3 т) и вторую половину предыстории (23,6 т).

В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (16 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия).

Для количественной оценки эффективности определяем суммарную добычу за 12 месяцев после внедрения УОРЭ: нефти - 594,4 т.

Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 49,5 т, больше базовой.

Вычисляем дополнительную добычу нефти за 12 месяцев продолжительности эффекта после внедрения УОРЭ:

Результаты расчетов представлены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 - Результаты определения технологической эффективности внедрения УОРЭ в скважине № 2984

Параметр	Ед. изм.	Значение
Среднемесячная добыча за 12 месяцев предыстории	т	27,4
Коэффициент Юла	д.ед.	0,7
Базовая среднемесячная добыча	т	16
Среднемесячная добыча после проведения технологии	т	49,5
Эффект от технологии	т	402

Полученная дополнительная добыча нефти показывает, что проведенные работы по внедрению УОРЭ в скважине № 2984 являются технологически эффективными.

Произведем расчёт технологической эффективности внедрения УОРЭ скважин Николо-Березовской площади также по методике, изложенной в [16].

К числу мероприятий по увеличению производительности скважин относятся все виды работ на скважине, обеспечивающие увеличение ее текущего дебита или замедление темпа его падения.

Различают понятия текущего и суммарного (накопленного) технологического эффекта мероприятий по увеличению производительности скважин.

Текущим технологическим эффектом единичной скважины называют прирост текущего дебита нефти по объекту в результате проведения мероприятий по увеличению производительности скважин по данной скважине.

Этот прирост может быть стабильным на протяжении длительного времени, но может и затухать в том или ином темпе.

Более удобным показателем эффективности мероприятий по увеличению производительности скважин является суммарный (накопленный) технологический эффект , величина которого определяется дополнительным количеством нефти, полученной из объекта за определенный период времени в результате мероприятия по данной единичной скважине. Для определения видимого технологического эффекта используем метод экстраполяции закономерности изменения коэффициента продуктивности за определенный период.

Фактический коэффициент продуктивности определяется:

, (3.3.2)

где Q - фактический дебит скважины (среднесуточный за месяц), т/сут;

- градиент давления, МПа;



, (3.3.3)

где - пластовое давление, МПа;

- забойное давление, МПа.

Средняя величина коэффициента изменения продуктивности составляет:

(3.3.4)

Значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после проведения метода определяется:

, (3.3.5)

где - коэффициент продуктивности на середину месяца, предшествующий проведению метода, т/(сут·МПа);

- средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины, т/(сут·МПа).

Видимый эффект определяется по формуле:

, (3.3.6)

где Q - фактический дебит скважины (среднесуточный за месяц), т/сут;

К - предполагаемый коэффициент продуктивности скважины по нефти на заданный момент после проведения ОПЗ, т/(сут·МПа);

- фактический коэффициент продуктивности скважины по нефти на заданный момент после проведения ОПЗ, т/(сут·МПа).

Коэффициент эффективности скважины определяется:

, (3.3.7)

где N - средняя доля нефти в продукции скважины, ближайших к рассматриваемой скважине, д.ед.;

n - доля нефти в продукции рассматриваемой скважины, д.ед.;

- перепад между приведенным давлением на контуре питания и пластовым давлением, приведенным к той же глубине, МПа;

- перепад между приведенным давлением на контуре питания и забойным давлением, приведенным к той же глубине, МПа.

, (3.3.8)

, (3.3.9)

где - приведенное пластовое давление в скважине, МПа;

- среднеарифметическая величина приведенного забойного давления по пяти-семи скважинам, ближайшим к выбранной для проведения мероприятия, МПа;

- приведенное давление на контуре питания, МПа.

Текущий технологический эффект определяется:

, (3.3.10)

где - коэффициент эффективности скважины, д.ед.;

- видимый текущий технологический эффект, т/сут;

i - номер месяца.

Суммарный технологический эффект определяется:

, (3.3.11)

где - текущий технологический эффект, т/сут;

число дней работы скважины в i-том месяце;

k - общее число месяцев в периоде, на который рассчитывается суммарный эффект;

, (3.3.12)

где - число календарных дней в i-том месяце;

коэффициент эксплуатации скважины в этом месяце.

Произведем расчет технологического эффекта от внедрения УОРЭ для скважины №517 за период с октября 2010 г. по сентябрь 2011 г.

1. Определение видимого технологического эффекта.

Определим фактический коэффициент продуктивности по формуле (3.3.2):

октябрь 2010 г.:	;	;
ноябрь 2010 г.:	;	;
декабрь 2010 г.:	;	и т.д.

Определим среднюю величину коэффициента изменения продуктивности скважины по формуле (3.3.4):

Значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после проведения мероприятия определяется по формуле (3.3.5): ;

на середину октября 2010 г.:	;
на середину ноября 2010 г.:	;
на середину декабря 2010 г.:	и т.д.

Видимый эффект определяется по формуле (3.3.6):

на середину октября 2010 г.:	;
на середину ноября 2010 г.:	;
на середину декабря 2010 г.:	и т.д.

2. Определим коэффициент эффективности скважины по формуле (3.3.7):

N = 0,84; = 13 МПа;

на середину октября 2010 г.:	; ; ;
на середину ноября 2010 г.:	;
на середину декабря 2010 г.:	и т.д.

3. Определим текущий технологический эффект по формуле (3.3.10):



на середину октября 2010 г.:	;
на середину ноября 2010 г.:	;
на середину декабря 2010 г.:	и т.д.

4.Определение суммарного технологического эффекта.

Определим число дней работы скважины в i-том месяце по формуле (3.3.12):

на середину октября 2010 г.:	;
на середину ноября 2010 г.:	;
на середину декабря 2010 г.:	и т.д.

Определим суммарный технологический эффект по формуле (3.3.11):

Расчеты для скважины № 2984 проводятся аналогично.

Результаты вычисления технологического эффекта внедрения УОРЭ скважин Николо-Березовской площади приведены таблицах 3.11, 3.12.

Таблица 3.11 - Результаты расчета технологической эффективности по скважине № 517 Николо-Березовской площади

Месяц, год	Фактический дебит скважины (среднесуточный за месяц) Q, т/сут	Депрессия Д, МПа	Коэффициент продуктивности скважины К, т/(сут•МПа)	Предполагаемый коэффициент продуктивности т/(сут•МПа)	Видимый текущий технологический эффект, т/сут	Коэффициент эффективности скважины, доли ед.	Текущий технологический эффект (средний за месяц) , т/сут	Коэффициент эксплуатации скважины, доли ед.	Суммарный технологический эффект за месяц т
окт.09	4,5	4,8	0,9368	-	-	-	-	-	-
ноя.09	4,5	4,74	0,9516	-	-	-	-	-	-
дек.09	4,4	4,66	0,9427	-	-	-	-	-	-
янв.10	4,3	4,65	0,9339	-	-	-	-	-	-
фев.10	4,3	4,63	0,9195	-	-	-	-	-	-
мар.10	4,2	4,49	0,9410	-	-	-	-	-	-
апр.10	4,0	4,48	0,8952	-	-	-	-	-	-
май.10	4,2	4,01	1,0554	-	-	-	-	-	-
июн.10	4,3	4,93	0,8809	-	-	-	-	-	-
июл.10	4,3	4,9	0,8703	-	-	-	-	-	-
авг.10	4,2	4,92	0,8587	-	-	-	-	-	-
сен.10	4,2	4,91	0,8554	-	-	-	-	-	-
окт.10	9,6	3,91	2,4501	0,6251	4,58	0,92	4,24	0,89	118,1
ноя.10	9,7	3,83	2,5224	0,6188	4,78	0,94	4,48	0,9	129,95
дек.10	9,3	3,92	2,3652	0,6126	4,91	0,94	4,59	0,91	134,57
янв.11	8,8	3,94	2,2244	0,6065	5,05	0,93	4,72	0,92	135,2
фев.11	8,2	3,97	2,0745	0,6004	4,84	0,93	4,51	0,92	143,6
мар.11	8,2	4,01	2,0333	0,5944	4,63	0,93	4,31	0,89	137,44
апр.11	7,9	3,99	1,9907	0,5885	4,59	0,93	4,26	0,89	137,18
май.11	7,8	3,98	1,9697	0,5826	4,67	0,93	4,35	0,89	131,06
июн.11	7,7	3,98	1,9347	0,5768	4,57	0,93	4,24	0,92	130,82
июл.11	7,6	3,99	1,9003	0,5710	4,50	0,93	4,20	0,91	128,6
авг.11	7,5	4	1,8652	0,5653	4,40	0,94	4,12	0,91	122,36
сен.11	7,3	4,02	1,8266	0,5596	4,27	0,93	3,97	0,93	124,35

Суммарный технологический эффект: 1573,2 тонн.

Таблица 3.12 - Результаты расчета технологической эффективности по скважине № 2984 Николо-Березовской площади

Месяц, год	Фактический дебит скважины (среднесуточный за месяц) Q, т/сут	Депрессия Д, МПа	Коэффициент продуктивности скважины К, т/(сут• МПа)	Предполагаемый коэффициент продуктивности т/(сут•МПа)	Видимый текущий технологический эффект, т/сут	Коэффициент эффективности скважины, доли ед.	Текущий технологический эффект (средний за месяц) , т/сут	Коэффициент эксплуатации скважины, доли ед.	Суммарный технологический эффект за месяц т
апр.08	1,2	4,59	0,2575	-	-	-	-	-	-
май.08	1,2	4,59	0,2560	-	-	-	-	-	-
июн.08	1,4	4,72	0,2875	-	-	-	-	-	-
июл.08	1,1	4,73	0,2295	-	-	-	-	-	-
авг.08	1,0	4,64	0,2178	-	-	-	-	-	-
сен.08	0,9	4,52	0,1991	-	-	-	-	-	-
окт.08	1,2	4,43	0,2604	-	-	-	-	-	-
ноя.08	1,2	4,56	0,2592	-	-	-	-	-	-
дек.08	1,0	4,67	0,2187	-	-	-	-	-	-
янв.09	0,7	4,68	0,1397	-	-	-	-	-	-
фев.09	0,4	5,02	0,0882	-	-	-	-	-	-
мар.09	0,6	4,23	0,1402	-	-	-	-	-	-
апр.09	1,8	4,06	0,4425	0,2994	2,21	0,76	0,02	0,9	10,61
май.09	2,0	4,02	0,4904	0,2695	2,49	0,97	0,38	0,9	35,48
июн.09	2,1	4,04	0,5136	0,2408	2,73	0,97	1,24	0,88	38,96
июл.09	2,0	4,15	0,4923	0,2131	2,25	0,93	1,40	0,88	42,05
авг.09	1,8	4,14	0,4434	0,1864	2,10	0,85	1,46	0,88	40,89
сен.09	1,9	4,17	0,4616	0,1608	2,52	0,85	1,53	0,86	38,50
окт.09	1,7	4,14	0,4080	0,1361	1,77	0,74	1,22	0,84	36,79
ноя.09	1,7	4,21	0,4123	0,1123	1,85	0,61	1,28	0,8	36,71
дек.09	1,6	4,29	0,3788	0,0894	1,90	0,60	1,31	0,8	34,25
янв.10	1,5	4,3	0,3522	0,0674	1,92	0,62	1,41	0,82	39,63
фев.10	1,6	4,61	0,3401	0,0462	1,36	0,66	0,72	0,83	23,64
мар.10	1,5	4,75	0,3053	0,0258	1,39	0,75	0,56	0,84	19,19

Суммарный технологический эффект: 396,7 тонн.В таблице 3.13 представлены результаты определения технологической эффективности внедрения УОРЭ скважин Николо-Березовской площади.

Таблица 3.13 - Результаты расчета технологической эффективности внедрения УОРЭ скважин Николо-Березовской площади

№ скважины	Дополнительная добыча нефти, т
	по прямому счету	по изменению коэффициента продуктивности
517	1586,4	1573,2
2984	402,0	396,7

Расчеты показали, что суммарная дополнительная добыча нефти от внедрения УОРЭ за рассматриваемый период по 2 скважинам согласно методике прямого счета составила 1988,4 т; согласно методике определения видимого текущего технологического эффекта - 1969,9 т, поэтому внедрение УОРЭ является перспективным для дальнейшего применения на скважинах Николо-Березовской площади.



4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее внедренных мероприятий

Основные технико-экономические показатели предприятия дают характеристику общего экономического развития и технического состояния НГДУ за определенный период.

По состоянию на 1.01.2012 г. НГДУ «Арланнефть» успешно выполнило запланированные работы в области капитального ремонта скважин (КРС), достигнув плановые показатели по дополнительной добыче и эффективности работ.

В общем объеме КРС 26,3% приходится на ремонты, направленные на прирост добычи нефти. С начала года КРС на прирост проведен на 10 скважинах, в том числе работы по отключению обводненного пласта на 2, ОПЗ - на 6 добывающих скважинах, внедрение ОРЭ на 2 скважинах. Ремонты, связанные с внедрением насосного способа - 10,5% или 4 ремонта. Прочие ремонты (освоение под закачку) - 7,9% или 3 ремонта.

Анализ исполнения КРС, направленных на получение прироста добычи нефти по направлениям приведен в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1 - Анализ исполнения инвестиционной программы по КРС на скважинах Николо-Березовской площади на 1.01.2012 г.

Направление инвестиционной деятельности	Кол-во скважин	Доп. добыча нефти, т.	Удельная технологическая эффективность, т/скв.	Выручка от реализации продукции, руб.
ОПЗ добывающих скважин	6	3949,8	658,3	45656528,2
Отключение отдельных пластов и горизонтов	2	1044,6	522,3	12074740,3
Внедрение установки типа ОРЭ	2	1960	980,0	22656032
Внедрение насосного способа	4	2355,1	588,8	27223071,9
Ввод нагнетательных скважин	3	1567,4	522,5	18117890,1
Итого	17	10876,9	-	125728262

На скважинах Николо-Березовской площади применялись различные КРС. Из применяемых методов наибольшее распространение получили КРС, направленные на ОПЗ добывающих скважин - 6 скважин. Дополнительная добыча нефти составила 3949,8 тонн, удельная эффективность - 658,3 тонн/скв. Выручка от реализации продукции за счет ОПЗ равна 45656528,2 руб.

Отключение пластов из-за обводнения произвели на 2 скважинах, за счет этого получена дополнительная добыча нефти в размере 1044,6 тонн, удельный технологический эффект 522,3 тонн/скв., а выручка равна 12074740,3 руб.

Внедрение установки для ОРЭ пластов произвели на 2 скважинах Николо-Березовской площади, дополнительная добыча нефти составила 1960,0 тонн, удельная эффективность - 980 тонн/обр. Выручка от реализации продукции за счет внедрения ОРЭ 22656032 руб.

Насосный способ внедрили на 4 скважинах, дополнительно добыто 2355,1 тонны нефти. Удельная эффективность составляет 588,8 тонн/обр. Экономический эффект составил 27223071,9 руб.

Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам за счет ввода 3 нагнетательных скважин составила 1567,4 тонны, удельная эффективность - 522,5 тонн/скв. Выручка от реализации продукции в результате ввода нагнетательных скважин составила 18117890,1 руб.

Итого за счет проведения рассматриваемых технологий дополнительно добыто 10876,9 тонн нефти по 17 скважинам, выручка от реализации продукции в целом равна 125728262 руб.

Внедрение ОРЭ пластов для эксплуатации скважин Николо-Березовской площади характеризуется значительным экономическим эффектом.

4.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Эффективность инвестиционных и инновационных проектов характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников. В соответствии с категориями участников различают показатели [17]:

* коммерческой (финансовой) эффективности, учитывающие финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников;

* бюджетной эффективности, отражающие финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального или местного бюджета;

* экономической эффективности, учитывающие затраты и результаты, связанные с реализацией проекта и допускающие стоимостное измерение. Для крупномасштабных (существенно затрагивающих интересы города, региона или всей России) проектов необходимо оценивать экономическую эффективность.

В процессе разработки проекта производится оценка его социальных и экологических последствий, а также затрат, связанных с социальными мероприятиями и охраной окружающей среды.

Для промышленного предприятия, решающего проблемы сохранения или укрепления позиций в рыночной среде и ориентирующегося на максимизацию прибыли, коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение. Однако следует иметь в виду, что поддержка проекта на региональном и финансовом уровнях обусловлена, в первую очередь, бюджетной и экономической эффективностью.

Ценность результатов оценки экономической эффективности инвестиционных и инновационных проектов зависит, во-первых, от полноты и достоверности исходных данных и, во-вторых, от корректности методов, используемых при их обработке и анализе. В современных условиях особую роль играет применение стандартизованных методов оценки инвестиций.

Основополагающим документом по расчету экономической эффективности является:

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, вторая редакция которых утверждена Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике №ВК477 от 21.06.1999г. Основные методические положения по оценке эффективности инвестиционных проектов в соответствии с указанными нормативными документами сводятся к следующему.

Оценка затрат и результатов при определении эффективности инвестиционного проекта осуществляется в пределах расчетного периода, продолжительность которого (горизонт расчета) принимается с учетом:

* времени создания, эксплуатации и (при необходимости) ликвидации объекта;

* средневзвешенного нормативного срока службы основного технологического оборудования;

* достижения заданных значений прибыли;

* требований инвестора.

Шагом расчета при определении показателей эффективности в пределах расчетного периода могут быть месяц, квартал и год. Затраты осуществляемые участниками проекта, подразделяются на первоначальные (капиталообразующие инвестиции), текущие и ликвидационные. Они соответствуют фазам, строительных работ, стадиям эксплуатации и ликвидации проекта.

Очевидно, что составляющие затрат и результатов инвестиционных проектов распределены на значительном отрезке времени, поэтому при прочих равных условиях неравноценны. Затраты, реализованные для получения одного и того же результата, израсходованные в более поздние сроки, предпочтительней аналогичных затрат, израсходованных в более ранний период. Во-вторых, это объясняется экономическими потерями, обусловленными, не использованием вложенных средств альтернативных вариантах применения. Во-вторых, свою составляющую потерь вносит инфляция. Поэтому при оценке эффективности инвестиционных проектов соизмерение показателей равномерных затрат и результатов осуществляется приведением их к начальному или наперед заданному другому фиксированному моменту времени (точке приведения). Данная операция называется дисконтированием (от слова discounting - уценка). В ее основе лежит норма дисконта Е, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Приведение к базисному моменту времени затрат и результатов, имеющих место на t-м шаге расчета реализации проекта, производится их умножением на коэффициент дисконтирования аt, определяемый для постоянной нормы дисконта Е как:

(4.2.1)

где t -- номер шага расчета (1=0, 1,2, ......Т);

Т- горизонт расчета.

Здесь в дальнейшем имеется в виду приведение к моменту времени t=0 непосредственно после первого шага. В качестве отрока примени, соответствующего шагу, может быть месяц, квартал, год.

Если же норма дисконта меняется во времени и на t-м шаге равна, то при = коэффициент дисконтирования:

при t>0. (4.2.2)

Сама величина нормы дисконта складывается из трех составляющих: темпа инфляции J, минимальной реальной нормы прибыли МР, коэффициента, учитывающего степень риска, R:

E = J + MP + R. (4.2.3)

Под минимальной нормой прибыли понимается наименьший гарантированный уровень доходности, сложившийся на рынке капиталов. В приложениях к методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования более подробно изложены методы определения ставки дисконта.

Рассмотрим основные показатели экономической эффективности инвестиционных проектов, представив их в сопоставимом виде. [17]

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как сумма эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу (превышение интегральных результатов над интегральными затратами). Величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле:

(4.2.4)

где Rt - результаты, достигаемые на t-м шаге расчета;

Зt - затраты, осуществляемые на t-м же шаге;

Т - горизонт расчета, равный номеру шага расчета, на котором производится ликвидация объекта.

Эффект достигаемый на t-м шаге:

Эt=(Rt - 3t). (4.2.5)

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен проект является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект. Если инвестиционный проект будет осуществлен при отрицательном ЧДД, т.е. проект неэффективен.

На практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого из состава затрат исключают капитальные вложения:

(4.2.6)

Если обозначить затраты, не включающие капиталовложения 3t*, то

(4.2.7)

Здесь чистый дисконтированный доход определяется как разность между суммой приведенных эффектов и приведенной к тому же моменту времени величиной капитальных вложений.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных к величине капиталовложений:

(4.2.8)

Понятно, что если ЧДД>0, то ИД>1, и проект эффективен. Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет ту норму дисконта (Ев.н.), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Если графически изобразить зависимость чистого дисконтированного дохода от нормы дисконта, то кривая ЧДД=f(E) пересекает ось абсцисс в некоторой точке a, соответствующей Ев.н. при которой чистый дисконтированный доход превращается в ноль. Иными словами, Ев.н. является решением уравнения:

(4.2.9)

Уравнение может иметь больше одного решений. В этом случае корректный расчет ВНД несколько затруднен. Кроме того, может иметь место ситуация, при которой Ев.н. просто не существует. Если простой (недисконтированный) интегральный эффект положителен, ряд авторов предлагает принимать в качестве Ев.н. значение наименьшего положительного корня уравнения (4.2.9).

Таким образом, расчет ЧДД инвестиционного проекта дает ответ на вопрос, является ли он эффективным при некоторой заданной форме дисконта (Е), а внутренняя норма доходности определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если значение ВНД равно или больше требуемой инвестором, нормы дохода на капитал в данный проект оправданы. Срок окупаемости капиталообразующих инвестиций определяется временным интервалом (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится положительным, т.е. это период (месяцы, годы), за который первоначальные капиталовложения по инвестиционному проекту покрываются суммарным эффектом от его осуществления.

Он рассчитывается по формуле:



, (4.2.10)

где tок - срок окупаемости капитальных вложений, т.е. номер шага расчета (месяц, квартал, год), за пределами которого интегральный эффект становится положительным.

4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения предлагаемых мероприятий

Применение технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет приобщения еще одного продуктивного горизонта и снизить эксплуатационные затраты. Произведем расчет экономической эффективности внедрения ОРЭ пластов на скважине №517 Николо-Березовской площади. В таблице 4.3.1 представлены исходные данные для расчета экономического эффекта. Результаты расчета представлены в таблицах 4.3.3, 4.3.4.

Таблица 4.3.1 - Исходные данные для расчета экономического эффекта от внедрения ОРЭ по скважине № 517

Исходные данные для расчета экономического эффекта	Ед. изм.	Значение
		до внедрения ОРЭ	после внедрения ОРЭ
1. Обем добычи нефти	тонн	1442	2786,9
2.Удельная технологическая эффективность	т/скв.	1344,9
3.Затраты на объем внедрения	тыс.руб.	-	1513,5
4.Объем добычи товарной нефти за год по НГДУ до внедрения мероприятия	тыс. тонн	1622,1
5.Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий	тыс.руб.	12032251,17
6.Себестоимость добычи 1 тонны товарной нефти	руб./тонн	7417,7
7.Условно-переменные затраты	руб./тонн	5305,31
8.НДПИ	руб./тонн.	5066,0

Таблица 4.3.2 - Расчет экономической эффективности внедрения ОРЭ на скважине № 517

Наименование показателей	Ед. измерения	Обозначение	Алгоритм расчета	Исходные данные	Расчет экономического эффекта
1.1 Технологический эффект	тыс. тонн	ДQ	q1 - дебит скважины до проведения мероприятия; q2 - дебит скважины после проведения мероприятия;	1,345
1.2 Коэффициент эксплуатации	д.ед.	Кэ		0,89
1.3 Количество скважин	Скв.	Nскв.		1
1.4 Продолжительность эффекта	год.	Т		1
1.5 Норма дисконтирования	%			10
1.6 Ставка налога на прибыль	%			20
1.7 Ставка налога на имущество	%	СН.ИМУЩ		2,2
1.8 Цена 1 тонны нефти (без НДС)	Руб. /тонн	Zн		11559,2
2 Условно-переменные затраты (это затраты, которые изменяются пропорционально объему продукции) в том числе:	Руб/тонн	Русл.пер.		5305,31
2.1 Расходы на энергию по извлечению нефти	руб./тонн			44,31
2.2 Расходы по искусственному воздействию на пласт	руб./тонн			79,8
2.3 Расходы по сбору и транспортировке нефти	руб./тонн			88,6
2.4 Расходы по технологической подготовки нефти	руб./тонн			26,6
2.5 Прочие расходы (НДПИ)	руб./тонн			5066,0
3 ИТОГО по графе2 Прирост условно переменных расходов на прирост добычи нефти	Тыс. руб.			7135,64	5305,31*1,345 = 7135,64
4 Вспомогательные материалы
4.1 Расход реагента	кг			-
4.2 Цена за единицу измерения	руб.			-
4.3 Сумма (п.4.1. * п. 4.2.)	тыс.руб.			-
5 Затраты на закачку реагента	тыс.руб.			-
6 Стоимость ПРС	тыс.руб.			-
7 Стоимость КРС	тыс.руб.			943,5
8 Затраты на обработку МУН	тыс.руб.			-
9 Затраты на проведение ПЗР	тыс.руб.			-
10 Дополнительные капитальные вложения	тыс.руб.	ДК		-
10.1 Процент амортизации	%	Na
10.2 Сумма амортизации	тыс.руб.	A		-
11 Прочие дополнительные расходы не учтенные выше (например, НИР)	тыс. руб.			-
12 ИТОГО текущих расходов на внедрение мероприятия	Тыс. руб.			943,5
13 ВСЕГО текущих расходов на внедрение мероприятия (п.3 + п.12)	Тыс. руб.			8079,14	7135,64+943,5=8079,14
14 Объем добычи нефти товарной нефти за год по НГДУ до внедрения мероприятия	тыс. тонн	Q1		1622,1
15 Объем добычи нефти после внедрения Ваших мероприятий	тыс. тонн	Q2		1623,445	1622,1+1,345=1623,445
16 Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий	тыс. руб.	С1		12032251,17
17 Себестоимость добычи 1 тонны товарной нефти	Руб./тонн			7417,7
18 Себестоимость добычи нефти после внедрения мероприятий	тыс. руб.	С2	С2 = С1 + ДСТЕК.РАСХ.	12040330,31	12032251,17+8079,14=12040330,31
19 Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемых в дипломе мероприятий	Руб. /тонн			7416,5	С “2 = 12040330,31/1623,445 = 7416,5
20 Экономический эффект от внедрения предлагаемого мероприятия	тыс. руб.	Эt	Эt = Рt - Зt	5571,9	Эt =84035,38-9975,2=5571,9
20.1 Прирост реализации продукции	тыс. руб.	Рt	Рt = Zн * ДQ	15547,1	Рt = 11559,2*1,345 = 15547,1
20.2 Дополнительные затраты на прирост добычи нефти	тыс. руб.	Зt	Зt = * ДQ	9975,2	Зt = 7416,5 *1,345 =9972,5
20.3 Сумма налога на имущество	тыс. руб.	НИМУЩ			-
21 Сумма налога на прибыль	тыс. руб.	НПРИБ.	НПРИБ. = Эt * 0,2	1114,4	НПРИБ = 5571,9* 0,2 = 1114,4
22 Экономический эффект с учетом налогов на прибыль и имущество	тыс. руб.	Эt	Эt = Рt - Зt - НПРИБ	4457,5	Эt = 84035,38-9975,2-1114,4=4457,5
23 Экономия эксплуатационных затрат	тыс. руб.	ДСЭКОН	ДСЭКОН =	1572,2	ДС ЭКОН = (7417,7-7416,5) * 1,345 = 1572,2
24 Окупаемость	год	ТОК
25 Чистый дисконтированный доход	тыс. руб.	ЧДД
26 Индекс доходности затрат	д.ед.	ИДЗ	ИДЗ = Pt/Зt	1,559	ИДЗ = 84035,38/53888,4 = 1,559

Таблица 4.3.3 - Расчет технико-экономических показателей предлагаемого мероприятия на последующие годы продолжительности экономического эффекта от внедрения ОРЭ на скважине №517

Показатель	Нормативная продолжительность эффекта, лет	Итого
1 Инвестиционная деятельность
2 Инвестиции при проведении мероприятия, тыс руб.	-943,5
Операционная деятельность
3 Добыча нефти (Qмес, тн)	132	128	124	120	117	113	110	107	103	100	97	94	1345
4 Выручка без ндс	2050	1988	1929	1871	1815	1760	1707	1656	1606	1558	1511	1466	20918
5 Производственные затраты	-1609	-1560	-1514	-1468	-1424	-1381	-1340	-1300	-1261	-1223	-1186	-1151	-16416
5.1 - переменные расходы	-941	-913	-885	-859	-833	-808	-784	-760	-737	-715	-694	-673	-9600
в т.ч. НДПИ	-668	-648	-628	-610	-591	-574	-556	-540	-523	-508	-493	-478	-6816
5.2 - проведение МУН, КРС	-943,5
6 Валовая прибыль	441	428	415	403	390	379	367	356	346	335	325	315	4501
7 Налог на прибыль	-88	-86	-83	-81	-78	-76	-73	-71	-69	-67	-65	-63	-900
8 Чистая прибыль	353	342	332	322	312	303	294	285	277	268	260	252	3601
9 Коэффициент дисконтирования	1,0000	0,9917	0,9835	0,9754	0,9673	0,9594	0,9514	0,9436	0,9358	0,928	0,9204	0,9128
10 Сальдо суммарного потока	-591	342	332	322	312	303	294	285	277	268	260	252	2657
11 То же накопленное	-591	-248	84	406	718	1021	1315	1600	1877	2145	2405	2657	13388
12 Дисконтированное сальдо	-591	339	327	314	302	291	280	269	259	249	239	230	2508
13 Чистый дисконтированный доход	-591	-251	75	389	692	982	1262	1531	1790	2039	2278	2508
14 Притоки-выручка	2050	1988	1929	1871	1815	1760	1707	1656	1606	1558	1511	1466	20918
15 То же дисконтированное	2050	1972	1897	1825	1755	1689	1624	1563	1503	1446	1391	1338	20053
16 Сумма дисконтированных притоков	20053
17 Оттоки	-2640	-1646	-1597	-1549	-1502	-1457	-1413	-1371	-1330	-1290	-1251	-1214	-18260
18 То же дисконтированные	-2640	-1632	-1570	-1511	-1453	-1398	-1345	-1294	-1245	-1197	-1152	-1108	-17544
19 Абс. сумма дисконтированных оттоков	17544
20 Индекс доходности дисконтированных затрат	1,143
21 Дисконтированный срок окупаемости, мес.	1,71
22 Индекс доходности	1,146

Сопоставление технико-экономических показателей до и после внедрения ОРЭ представлено в таблице 4.3.4.

Таблица 4.3.4 - Сопоставление технико-экономических показателей до и после внедрения ОРЭ пластов Николо-Березовской площади

Наименование показателей	Ед. измерения	Мероприятие
		до внедрения ОРЭ	после внедрения ОРЭ
1 Технологический эффект	тыс. тонн	-	1,345
2 Дополнительные капитальные вложения	тыс.руб.	-	943,5
3 Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемых мероприятий	руб. /тонн	7417,7	7416,5
4 Экономический эффект от внедрения предлагаемого мероприятия	тыс. руб.	-	5571,9
5 Прирост реализации продукции	тыс. руб.	-	15547,1
6 Дополнительные затраты на прирост добычи нефти	тыс. руб.	-	9975,2
7 Сумма налога на прибыль	тыс. руб.	-	1114,4
8 Экономический эффект с учетом налога на прибыль	тыс. руб.	-	4457,5
9 Окупаемость	мес.	-	1,71
10 Чистый дисконтированный доход	тыс. руб.	-	2508
11 Индекс доходности	д.ед.	-	1,146

Рассмотрен расчет технико-экономических показателей на последующие годы продолжительности экономического эффекта после внедрения ОРЭ на скважине № 517. Чистый дисконтированный доход составил 2508000 рублей, индекс доходности 1,146. Имеется экономия эксплуатационных затрат в размере 1572200 руб.

Расчеты эффективности внедрения ОРЭ пластов на скважине № 517 Николо-Березовской площади показали, что внедрение ОРЭ является экономически эффективным, о чем свидетельствуют экономические показатели оценки инвестиционного проекта.



5. Промышленная безопасность и охрана труда

5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", "Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России", утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 № 841, другими федеральными законами, иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, нормативными техническими документами в области промышленной безопасности, охраны труда, недр и окружающей среды [19].

При выполнении работ на объектах нефтяной промышленности возникают опасные моменты, которые могут привести к травмам рабочих или нанести вред окружающей среде. Основными причинами несчастных случаев являются неисправность применяемого оборудования и инструмента, применение неправильных и опасных приемов работы, недостаточная подготовка рабочего места или неудовлетворительное содержание его в процессе работы, недостаточное освещение, не использование защитных средств и приспособлений по охране труда, неудовлетворительная постановка обучения и инструктажа рабочих. При правильной организации труда и соблюдении условий безопасности несчастных количество несчастные случаи не отмечаются [19].

К основным опасным и вредным факторам относятся:

Пожароопасные свойства природных нефтей и газов;

Пожаро-взрывоопасность помещений;

Опасность при обращении с электрическим током и электрооборудованием;

Действие вредных веществ на человека;

Производственный шум, вибрация и ультразвук.

Задача пожарной профилактики на нефтеперерабатывающих предприятиях заключается в исключении случаев загорания веществ и материалов вне специального очага и в масштабах, не контролируемых человеком.

Электрические машины и аппараты, не соответствующие по виду исполнения пожаро-взрывоопасности производственного объекта или эксплуатируемые в неисправном состоянии, могут явиться причиной крупных пожаров и взрывов.

При эксплуатации неисправного оборудования может быть искрообразование, нагрев проводов при замыкании, в местах соединения при слабом контакте и большом переходном сопротивлении, перегрев обмоток двигателей и трансформаторов при перегрузках и др.

Правильный выбор соответствующего по исполнению электрооборудования для конкретного производственного помещения, поддержание его в исправном рабочем состоянии в течение всего периода эксплуатации является необходимым условием высокой пожарной безопасности современного нефтегазодобывающего производства.

На объектах нефтяной и газовой промышленности более 70% травм происходит при обслуживании распределительных устройств, кабельных линий, электропроводки, электросварочных установок. Последствиями этого являются ожоги, поражения электрической дугой, электроудары при контакте открытых частей тела человека с неизолированными токоведущими частями оборудования. Поэтому при ведении КРС важно соблюдать требования безопасности при эксплуатации электрооборудования. [19]

Работы при разработке месторождений разнообразны, трудоемки и содержат опасные моменты, могущие привести к несчастным случаям. Почти все производственные объекты месторождения загрязняют окружающую среду множеством опасных и вредных веществ разной экологической значимости. Помимо собственных природных углеводородов, продуктов переработки, в составе загрязнителей содержатся многочисленные реагенты, ПАВ, ингибиторы, щелочи, кислоты, веществ, образующиеся при горении и так далее. Нефть и ее фракции, а также предельные и непредельные углеводородные газы и ароматические вещества (бензол, толуол, ксилол) являются одновременно наркотическими ядами и ядами крови. Токсичность нефтей, нефтяных газов и продуктов их переработки значительно возрастает при содержании в них сернистых соединений Н2S, SO2, SO3, CS2 и др. Даже кратковременное вдыхание паров этих веществ при концентрациях выше предельно допустимого количества (ПДК) может привести к замедлению пульса, понижению кровяного давления, потере сознания и смерти [19]. Так как при выполнении ремонтных работ устье скважины, как правило, открыто, возможны отравления рабочих нефтяным газом и другими вредными химическими веществами. Рассмотрим подробнее действие основных из них на организм человека:

Сырая нефть. Действие на организм человека паров сырой нефти непостоянно и зависит от ее состава. Пары сырой нефти малотоксичные. Большее воздействие оказывает соприкосновение с жидкой нефтью кожи человека, вследствие чего могут возникать экземы.

Окись углерода (СО) - бесцветный газ без вкуса и запаха. ПДК СО в воздухе рабочей зоны - 20 мг/м3. Концентрацию 300 мг/м3 человек переносит без заметного действия в течение 2-4 часов; 600 мг/м3 - окись углерода вызывает легкое отравление; 1800 мг/м3 - тяжелое отравление при данной концентрации наступает через 10-30 минут; 3600 мг/м3 - смерть человека через 1-5 минут.

Сероводород (Н2S) - газ с неприятным запахом, ощутимым даже при незначительных концентрациях 1:1000000. Н2S является наиболее токсичным ингредиентом в составе атмосферы объектов по добыче и переработке высокосернистых нефтей и газа. Ощущение Н2S характеризуется: при концентрации 1,4-2,3 мг/м3 - незначительный, но явно ощутимый запах; 3,3 - 4,6 мг/м3 - сильный запах; 7,0-11,0 мг/м3 - запах значительный; 280-400 мг/м3 запах не так ощутим вследствие паралича окончаний обонятельного нерва. В организм сероводород поступает через органы дыхания и в небольших количествах через кожу и желудок. При вдыхании, Н2S задерживается в верхних дыхательных путях. Сероводород при добыче и переработке нефти действует не изолированно, а в сочетании с различными углеводородами. Токсичность сероводорода возрастает в составе нефтяного газа. ПДК - 10 мг/м3, в смеси с углеводородами - 3 мг/м3.

Постоянное увеличение мощности машин, агрегатов, спускоподъемных, транспортных и других технических устройств при одновременном уменьшении их массы и габаритов, повышении скоростей, давлений и температур приводит к значительным вибрациям и к увеличению шума. Шум, вибрации, ультразвук разрушительно действуют на организм человека в целом и относятся к опасным факторам в условиях труда.

5.2 Промышленная безопасность и охрана труда при проведении технологии ОРЭ

Работы по технологическому процессу внедрения ОРЭ должны проводиться согласно требованиям следующих основных нормативно-технических документов [11]:

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Постановлением Ростехнадзора от 12.03.13 г. за № 101;

Правила противопожарного режима в РФ (Постановление от 25 апреля 2012 г. №390);

Отраслевая инструкция по безопасности труда при физико-химических методах добычи нефти ИБТВ 1-089-81;

«Правила безопасности при проведении погрузочно-разгрузочных работ» ГОСТ 12.3-009.76.

Оборудование, используемое для ведения технологического процесса, должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91.

На период проведения технологического процесса вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

Проведение работ по ОРЭ пластов не требует изменения существующих требований по технике безопасности и охраны труда на объектах нефтедобычи.

Работы по ОРЭ пластов в добывающих скважинах проводят по плану, утвержденному главным инженером предприятия (НГДУ) с указанием ответственного исполнителя работ.

Перед началом работ все рабочие и ИТР, участвующие в процессе ОРЭ пластов, должны быть ознакомлены с порядком ведения процесса, проинструктированы о мерах безопасности при выполнении операций, о чем должна быть сделана соответствующая запись в журнале регистрации инструктажа по технике безопасности на рабочем месте.

Системы автоматического управления и регулирования должны обеспечивать [11]:

ручное управление пуска и остановки;

автоматическое регулирование основных параметров, влияющих на безопасность ведения процесса;

световую сигнализацию о состоянии оборудования, световую и (или) звуковую сигнализацию о выходе за допустимые пределы параметров, влияющих на безопасность ведения процесса;

блокировки, обеспечивающие безопасность персонала при нарушении процесса и неисправность оборудования.

Электрооборудование, механизмы, приборы, датчики систем очистки воды должны быть выполнены во взрывозащищённом исполнении.

Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми запорными устройствами, средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с установленными требованиями и нормами

Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

не имеющими клейма или с просроченным клеймом, отсутствует поверка;

без свидетельств и аттестатов;

отработавшими установленный срок эксплуатации;

поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.

Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена красная пластинка на стекле манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 5 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

Слесарный и такелажный инструмент, применяемый при работах на устьевой арматуре нагнетательной скважины, должен исключать искрообразование.

Разрешается транспортирование составных частей установки ОРЭ пластов любым видом транспорта при условии соблюдения правил перевозки грузов, действующих на нем.