Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением, расчет промывки скважин для удаления песчаных пробок

В процессе промывки жидкость от насоса через задвижки 21, 19, стояк, промывочный шланг 7 и вертлюг 9 поступает в колонну промывочных труб. При подходе муфты к промывочной головке в ее корпус вставляют вкладыш 16 (показан пунктиром) и при дальнейшем спуске сажают торец муфты 18 на вкладыш 16. После этого набрасывают ключи на патрубок, установленный ниже вертлюга и муфты трубы. После этого подача насоса прекращается, резьбовое соединение раскрепляют, отвинчивают и на промывочной головке 15 закрепляется крышка 17. Открыв кран 14, и закрыв кран 19, 21 возобновляют промывку, однако теперь жидкость от насоса попадает в колонну промывочных труб, минуя стояк, промывочный шланг и вертлюг.

Подготовив очередную трубу к спуску, т.е. соединив патрубок, установленный ниже вертлюга, с лежащей на мостках трубой, поднимают и подводят ее к устью скважины. После этого циркуляция опять прекращается либо остановкой насоса, либо открытием кранов 21,20 и закрытием кранов 14, 19. Крышку 17 с головкой 15 снимают, очередную трубу свинчивают с муфтой спущенной трубы, после чего возобновляют циркуляцию жидкости через стояк, промывочный шланг, вертлюг и новую трубу.

Обратная промывка скважин предусматривает закачку жидкости в кольцевое пространство между колонной НКТ и промывочными трубами и подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам. Это позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разрушение пробки.

Схема обвязки устья (Приложение) включает в себя промывочную головку 22 для герметизации устья скважины. Промывочная головка крепится к фланцу тройника и крестовика и состоит из корпуса, в котором установлено манжетное уплотнение 23. Ус манжеты достаточно эластичен и может пропускать муфты, соединяющие трубы промывочной колонны. Промывочная жидкость направляется от насоса через патрубок, приваренный к корпусу головки, или через крестовик.

Предварительный натяг манжеты и давление жидкости прижимают ее к наружной поверхности промывочных труб, обеспечивая таким образом герметичность внутренней полости, что позволяет спускать трубы при постоянной циркуляции жидкости.

Для обеспечения свободного пропуска муфты через уплотнение головки ее крышку отворачивают на несколько оборотов, уменьшая таким образом предварительный натяг уплотнения.

Жидкость из полости промывочных труб отводят либо с помощью вертлюга, либо специальной отводной головки, ввинчиваемой в муфту, опертую на элеватор, на котором подвешена колонна промывочных труб. Отводная головка соединяется шлангом с обвязкой.

После спуска крюка в нижнее положение проводят промывку до появления чистой воды. Так как объем внутренней полости промывочных труб меньше объема кольцевого пространства, то продолжительность обратной промывки меньше, чем прямой.

После появления чистой воды колонну промывочных труб наращивают и продолжают процесс разрушения пробки. Поскольку в кольцевом пространстве находится чистая жидкость, прихват труб исключается.

Обратная промывка позволяет обеспечить более эффективный вынос песка, но вместе с тем снижается интенсивность разрушения пробки.

Обратная промывка по сравнению с прямой имеет ряд преимуществ:

- при одинаковой производительности промывочного насоса скорость

восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке, а от этого в значительной степени зависит срок ликвидации песчаной пробки.

- почти полностью предотвращается прихват труб, так как в данном

случае выносимая порода проходит через промывочные трубы, а в межтрубном пространстве движется чистая жидкость.

- обратную промывку можно производить при меньших давлениях на

выкиде насоса, так как потребная для выноса песка скорость струи может быть достигнута при сравнительно небольших расходах жидкости.

Наряду с этими преимуществами обратная промывка имеет свои недостатки: необходимо применять специальное оборудование для герметизации устья скважины; скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве мала и не всегда может обеспечить размыв породы.

Способ обратной промывки нельзя применять для ликвидаций очень плотных пробок, когда требуется сильное размывающее действие струи. В таких случаях надо применять комбинированную промывку.

Комбинированная промывка заключается в попеременной работе оборудования в режимах прямой и обратной промывок. В зависимости от имеющегося оборудования обвязка устья скважины может быть выполнена либо с использованием промывочной головки, либо с использованием крестовины (Приложение). Обвязка , используемая при комбинированной промывке, наиболее сложная, она должна обеспечивать изменение направления течения жидкости в промывочных трубах.

В процессе промывки пробки после наращивания очередной трубы или колена жидкость нагнетают в промывочные трубы. При этом краны 26, 4, 28 открыты, а кран 27 закрыт. Жидкость от насоса через стояк, промывочный шланг и вертлюг поступает в промывочные трубы и, пройдя через насадок, размывает пробку, т.е. работа идет по прямой схеме. Жидкость вместе с песком поднимается по кольцевому пространству и через краны 4 и 28 выходит в емкость.

После посадки планшайбы на фланец - тройника их соединяют болтами, прекращают промывку, отвинчивают пробку 25 и соединяют отверстие гибким шлангом 24 с емкостью. Краны 26, 28 закрывают, а кран 27 открывают. После этого возобновляют работу насоса, но уже по схеме обратной промывки, т.е. чистая жидкость подается в кольцевой пространство, а песок выносится через боковой отвод в гибкий шланг. После появления чистой воды циркуляцию жидкости в скважине прекращают, разбирают фланцевое соединение, приподнимают колонну промывочных труб, под муфту подводят элеватор и сажают колону на него.

Отвинтив промывочное колено, его спускают в шурф или укладывают на мостки. На крюк подвешивают элеватор для подачи к устью следующей трубы. После свинчивания ее с колонной верхний элеватор приподнимают, освобождают нижний элеватор и опускают колонну вниз до посадки верхнего элеватора на тройник. Крюк освобождают от штропов элеватора и на него набрасывают серьгу вертлюга.

После подъема вертлюга с трубой из шурфа ее соединяют с колонной промывочных труб, колонну приподнимают, освобождают элеватор и промывку скважины возобновляют.

Комбинированную промывку можно осуществить с еще более сложной схемой обвязки, при которой исключается использование пробки 25 и дополнительного гибкого шланга 24. В этом случае при работе в режиме обратной промывки жидкость из промывочных труб удаляется через вертлюг и гибкий шланг, а далее через дополнительную задвижку направляется в емкость. При подобной схеме в моменты изменения режима промывки достаточно только закрыть и открыть соответствующий задвижки.

.В качестве промывочной жидкости применяют воду, нефть и реже глинистый раствор. Наиболее удобным и дешевым промывочным агентом является вода; воду легче подать к скважине, она безопасна в пожарном отношении, при использовании воды не требуется специальной желобной системы и отстойников, так как отработанную воду можно выпускать из скважины прямо в промысловую канализацию.

Однако применение воды в большинстве случаев осложняет последующее освоение и эксплуатацию скважин и приводит к частым повторным образованием песчаных пробок. Поэтому выбор промывочной жидкости прежде всего зависит от характера скважины.

Глинистый раствор для промывки применяют в исключительных случаях, когда промываются фонтанные скважины с большим пластовым давлением и в скважине требуется держать жидкость повышенной плотности во избежание выбросов и фонтанирования. Промывка фильтровой зоны скважины часто сопровождается настолько сильным поглощением промывочной жидкости, что циркуляция прекращается и не восстанавливается. Тогда для ликвидации песчаных пробок применяют способ обратной промывки аэрированной жидкостью с подкачкой в затрубное пространство сжатого воздуха, продувку скважины сжатым воздухом или механически удаляют пробку при помощи желонки.

В качестве промывочных труб используют обычные насосно-компрессорные трубы. Основное оборудование -- передвижные насосы, смонтированные на автомашине или на тракторе и работающие от их двигателя. Такие установки называют промывочными агрегатами.

Для разбуривания плотных пробок применяют также инструмент, называемый беструбным гидробуром. Им можно разбуривать песчаные пробки в скважинах на глубинах до 1000 м.

Гидробур (Приложение) состоит из следующих основных узлов: долота 1 ударного типа, служащего для разрушения пробки; желонки 2, в которой собирается песок; плунжерного насоса 3, создающего циркуляцию жидкости в призабойной зоне.

Принцип действия гидробура следующий. После падения инструмента на забой (приложение) плунжер насоса 4 под действием своей силы тяжести и инерции при ударе двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия бокового плоского клапана 6.

При подъеме инструмента над забоем (рис. 2,б) вначале выдвигается плунжер, происходит всасывание жидкости из корпуса желонки 7 через шариковый клапан 8. Одновременно с этим в желонку через центральную трубу 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость, поднимаясь с забоя, увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из центральной трубы вследствие резкого падения скорости потока оседают на дне желонки. После нескольких ударов по забою желонка заполняется песком.

При разгрузке гидробура долото снимается и через образовавшееся отверстие песок выходит из желонки. После окончания разбуривания для удаления из скважины взмученной жидкости к гидробуру вместо долота присоединяют обратный клапан и инструмент работает как обычная пневматическая желонка.

Такой метод рекомендуется только для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок. Предпочтительнее удалять песчаную пробку из скважины промывкой. Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах при помощи промывки их водой или нефтью заключается в следующем.

В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы или по затрубному пространству прокачивают под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб

или непосредственно по трубам.



2.3.1.3 Промывочные агрегаты и насосы для борьбы с пескопроявлением

Для промывок скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на тракторе или автомашине и работающие от их двигателя. Такие установки называются промывочными агрегатами.

Стационарные и передвижные насосы входят в комплекс оборудования для капитального ремонта скважин. При их помощи на забой под необходимым давлением закачивается вода, нефть или глинистый раствор.

Промывочный агрегат "Азинмаш-32М", смонтированный на гусеничном тракторе Т-100М, состоит из следующих основных узлов: монтажной базы; коробки передач для изменения частоты вращения вала двигателя трактора при передаче его насосу; цепной передачи для вращения трансмиссионного вала насоса; трехплунжерного горизонтального насоса марки 1НП-160 одинарного действия и пульта управления, размещенного в кабине тракториста.

Промывочные агрегаты, смонтированные на автомашинах, отличаются от тракторных высокой маневренностью благодаря более высоким скоростям передвижения. Использование автомобильной коробки передач для привода насоса создает возможность изменения производительности и давления на выкиде насоса в широком диапазоне. Однако применение таких агрегатов требует наличия хороших дорог и подъездных путей к скважинам.

Агрегат "Азинмаш-35A" предназначен для нагнетания жидкостей при промывке песчаных пробок в скважинах, цементировании скважин, гидроразрыве пластов и других работах. Он смонтирован на двухосном грузовом автомобиле марки ЗИЛ-130. На платформе автомобиля размещен трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия марки 2НП-160.

Стационарные насосы в основном устанавливают на скважинах, где производятся работы по зарезке и бурению второго ствола, а также при бурении эксплуатационных скважин силами бригад по капитальному ремонту.

Буровой насос 9МГр (модернизированный Грозненский) имеет стальную литую клапанную коробку, что позволяет создавать повышенное давление. Для увеличения гидравлической мощности в этом насосе по сравнению с ранее применявшимся типа 9Гр усилена приводная часть. Улучшена конструкция станины. В целях повышения производительности в конструкции насоса 9МГр путем уменьшения диаметра приводного шкива предусмотрено увеличение скорости хода поршня с 55 до 90 двойных ходов в минуту.

Буровой насос 12Гр - двухцилиндровый, двойного действия, снабжен тремя напорными колпаками диафрагменного типа объемом 5 л каждый, рассчитанный на заполнение газообразным азотом с доведением максимального давления до 50 кгс/см². Передача от электродвигателя к насосу осуществляется клиновидными ремнями.

В системе обвязки буровых насосов устанавливают компенсаторы и задвижки.

Компенсаторы воздушные устанавливают для смягчения гидравлических ударов.

На практике большое распространение получили трехкамерные пневматические компенсаторы Уралмашзавода, устанавливаемые на модернизированных насосах типа У8-3 и У8-4.

Компенсатор представляет собой блок воздушных колпаков, монтируемых на нагнетательной трубе. В каждом из колпаков помещен перфорированный баллон диаметром 78 мм, на который надет резиновый чехол. Через специальный фланец пространство между перфорированным баллоном и чехлом заполняется. сжатым воздухом или азотом, тем самым создается предварительное давление газа в компенсаторе, равное 35 кгс/см².

Трехкамерный компенсатор рассчитан на рабочее давление 150 кгс/см².

3адвижки служат для изменения направления движения жидкости при промывке пробок в скважине, разбуривании цементного стакана, прокачке цементного раствора и др. (например, из чанов в приемную емкость и наоборот; в трубы и затрубное пространство и т.д.).

По своему назначению задвижки подразделяются на проходные, пусковые и разобщающие.

Из сделанных анализов можно привести некоторые выводы и предложения по повышению эффективности борьбы с выносом песка.

Вынос песка и разрушение пород влияют на работу скважин: снижается производительность, возникают заклонные и межклонные перетоки нефти, воды и газа, происходит разрушение обсадных колонн в продуктивном интервале, возникает необходимость частных ремонтов.

Выбор метода борьбы с песком зависит от количества выносимого песка режима работы скважины, стоимости метода задержания песка и технической возможности его осуществления.

Достижение высокой эффективности возможно при знании причин выноса песка на данном участке, высокого качества работ при заканчивании скважин и правильного выбора метода задержания песка.

Наиболее эффективным методом борьбы с выносом песка является создание внутренних напряжений в ПЗС при использовании пакера с закачиваемым цементным раствором, который устанавливается в зоне перфорации.

Крепление ПЗС не только способствует ограничению выноса песка, но и оказывает большой эффект, уменьшая скорость возрастания водопритока, что очень актуально для месторождения Кумколь.

2.3.2 Технологический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Исходные данные:

глубины скважины Н = 1120 м;

диаметр эксп. Колонны D = 146 мм;

диаметр промывочных труб d =60 мм;

max. размер песчинок = 1,0 мм;

глубина фильтра скважины 1100 - 1080 м;

уровень песчаной пробки равен 1000 м;

Определить:

- Давление на выкиде насоса;

- Давление на забое скважины;

- Необходимую мощность двигателя;

- Время на промывку скважины для удаления пробки;

- Разрушающее действие струи при промывки скважины;

Для промывки используется насосная установка УН1Т = 100х200.

В таблице 2.11. приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки при частоте вращения вала двигателя = 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия =0,8 и плунжера = 125 мм.

Таблица 2.11. Подача и давление развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач	Число двойных ходов плунжера в минуту	Подача, дм3/с	Давление, мПа
І ІІ ІІІ ІV	49,8 72,8 110,0 168,0	3,8 5,6 8,4 12,9	20,0 17,1 11,3 7,4



2.3.2.1 Прямая промывка водой

Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

, (2.6)

где, - коэффициент трения при движении воды в трубах,0,037;

d_в - внутренний диаметр промывочных труб, 60 мм;

v_н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с (таблица 2.12.).

По графику (Приложение) путем интерполирования находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса .

Подставив значения, находим потери напора по формуле (2.6.) при работе на ІV скоростях:

Таблица 2.12. Скорость нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса

Подача	vн
І 3,8 дм3/с ІІ 5,6 дм3/с ІІІ 8,4 дм3/с ІV 12,9 дм3/с	1,911 м/с 2,812 м/ 4,225 м/с 6,489 м/с

Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве:

, (2.7.)

где - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1 1,2, принимаем =1,02;

- коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разновидности диаметров 146 мм (D_в=128 мм) и 60 мм (d_н=60 мм) труб: 128 -60 мм, для которых =0,035;

d_н- наружный диаметр промывочных труб.

v_в- скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (Приложение). (Например, q=3,8 дм³/с 146х60 мм v_в=0,365 м/с).

Для расходов жидкости на І, ІІ, ІІІ и ІV скоростях насосной установки (см. таблицу 2.12.) находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 60 мм промывочных труб, спущенных в 146 мм колонку; они равны м/с.(Приложение)

Подставляя значения в формулу (2.7.), получим потери напора h₂ при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в пром. трубах и в затрубном пространстве по формуле К.А. Апресова:



, (2.8.)

где m - пористость песчаной пробки m=0,3;

F-площадь поперечного сечения 146 мм эксп. колонны F=129 см²;

l-высота пробки промытой за один прием (длина двух трубкок равна 14 м);

f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 146 мм и 60 мм трубами f=101 см²;

_п - плотность песка _п = 2600 кг/м³

_ж - плотность пром. жидкости - воды _ж=1000 кг/м³;

v_кр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером =1,0 мм равна 9,5 см/с ( таблица 2.13.);

v_в - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Таблица 2.13. Скорость свободного падения песчинок в воде v_кр

Размер зерна, мм	Скорость свободного падения см/с
1,00	9,50

Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 2.14. путем интерполирования

Подставляя значения в формулу (2.8.) находим потери напора h₃ при работе установки:

Таблица 2.14.Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды дм3/с	Потери напора, м	Расход воды дм3/с	Потери напора, м
3	4	8	29
4	8	9	36
5	12	10	50
6	17	12	104
7	22	15	186

Потери напора возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅ , составляют в сумме при работе:

на І скорости (h₄+h₅)_I =7,2 м;

на ІІ скорости (h₄+h₅)_II = 15 м;

на ІІІ скорости (h₄+h₅)_III = 31,8 м;

на ІV скорости (h₄+h₅)_IV = 128 м;

Находим потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в 73 мм

нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l= 50 м. По формуле (2.9.) находим потери напора:

Определяем давление на выкиде насоса (мПа):

р_н= , (2.10.)

Подставляя значения, имеем:

Определяем давление на забое при работе установки:

, (2.11.)

где Н - глубина скважины, м;

Подставляя данные в формулу (2.11.), получаем:

Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле:

, (2.12.)

где _а - общий механический к.п.д. насосной установки _а=0,8.

Подставив в формулу (2.12.), имеем:



Так как насосная установка УН1Т - 100х200 имеет номинальную мощность 83 кВт, то работа ее на ІV скорости невозможно. Поэтому расчеты будем вести только для трех скоростей.

Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

, (2.13.)

Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

v_п=v_в-v_кр , (2.14.)

Подставляя фактические данные, получим:

Продолжительность подъема размытой пробки после промывки на длину колена (двух трубок) до появления чистой воды вычисляется по формуле:

, (2.15.)

Итак, продолжительность подъема песка:

Определяем размывающую силу жидкости по формуле:

, (2.16.)

где Q - подача агрегата, дм³/с;

f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб;

F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168 мм колонны равна 129 см²).

Подставляя значения в формулу (2.16.), получим значения Р:

2.3.2.2 Обратная промывка водой

Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168мм и 73мм трубами по формуле:



, (2.17.)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2.17.) будем иметь для работы агрегата:

Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 60 мм трубах по формуле:

(2.18.)

где v_в- скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока v_н при прямой промывке). В расчетах воспользуемся значениями скоростей,(Приложение).

Подставляя значения в формулу ,получим:

Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутр. Сечения 60 мм труб, равную 28см². Следовательно имеем следующее значение h₃

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют h₄ + h₅ =0.

Определяем потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими, как и в прямой промывке:

на І скорости h_{6 I} =7,17 м;

на ІІ скорости h_{6 II} = 15,58 м;

на ІІІ скорости h_{6 III} = 35,06 м;

на ІV скорости h_{6 IV} = 82,71 м;

Определяем давление на выкиде насоса по формуле (2.19.) при прямой промывке:

Определяем давление на забое скважины при обратной промывке:

Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки :

Работа установки на ІV скорости невозможно. Сравнивая мощности, необходимые для промывки при прямой и обратной промывках, можно убедиться что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

Коэффициент использования максимальной мощности установки определяем по формуле (2.13.):



Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (2.14.):

v_п=v_в-v_кр

Продолжительность подъема размытого песка вычисляем по формуле(2.15.):

Размывающую силу струи жидкости по формуле (2.16), в которой вместо f представляем значение площади кольцевого пространства между 146мм эксплутационной колонны и 60мм промывочными трубами (f=101 см²):

2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ

Технологический расчет промывки скважин для удаления песчаной пробки на программе Excel (Таблицы 2.15.-2.17.)

Таблица 2.15. Исходные данные для расчета

Название параметра	Ед. изм.	Значение
Глубина скважины, Н	м	1120
Диаметр эксплуатационной колонны, D	мм	146
Диаметр промываочных труб, d	мм	60
max. Размер песчинок, д	мм.	1,0
Уровень песчаной пробки, m	м.	1000
Глубина фильтра скважины	м	1100-1080

Таблица 2.16. Результаты расчета для прямой промывки

Название параметра	Ед.изм.	Значение
		I	II	III	IV
Давление на выкиде насоса	мПа	1,869	3,94	8,71	20,86
Давление на забое скважины	мПа	11,139	11,21	11,337	11,72
Необходимая мощность двигателя	кВт	8,8	27,58	91,45	336,36
Время на промывку скважины для удаления песчаной пробки	с	4148	2528	1573
Разрушающее действие струи при промывке скважины	кПа	0,221	0,48	1,083

Таблица 2.17. Результаты расчета для обратной промывки

Название параметра	Ед.изм.	Значение
		I	II	III	IV
Давление на выкиде насоса	мПа	2,36	4,39	9,078	20,48
Давление на забое скважины	мПа	13,2	14,85	19,5	30,3
Необходимая мощность двигателя	кВт	11,21	30,73	95,319	330,24
Время на промывку скважины для удаления песчаной пробки	с	616,74	411,462	271,186
Разрушающее действие струи при промывке скважины	кПа	0,221	0,48	1,083



3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

На месторождении Кумколь на 1 января 2009 года в эксплуатации пребывает 311 скважин, из которых 40 находятся в бездействии. Фактическая добыча нефти за 2005 год составила 1177 тыс. тонн нефти и 91 млн. м3 газа. С начала деятельности АО «Кумколь-ЛУКойл» добыл 2 161 тыс. тонн нефти, 24353 тыс.м3 газа, выручка от реализации товарной продукции составило более 8083,8 млн.тенге.

На данный момент существующий фонд скважин позволяет АО добывать более 1,5 млн.тонн нефти в год, при этом численность работников АО насчитывает около 300 человек.

По итогам 2009 года на долю АО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» пришлось немногим менее 10% добычи казахстанской нефти. Предприятие входит в число пяти крупнейших нефтедобывающих компаний Казахстана.

Средняя цена реализуемой нефти за период с 2007 года по 2009г. составил 7150 тенге или 55 долл. США.

За период с 1996 года компания увеличила добычу в 2,8 раза. В 2009 году АО «ПетроКазахстан» планировал добыть 5,34 млн тонн нефти (без учета нефти, добываемой совместными предприятиями), увеличив годовую добычу на 8% по сравнению с предыдущим годом. Однако по итогам семи месяцев отставание от графика достигло 142 тыс. тонн, а по сравнению с таким же периодом прошлого года добыча снизилась почти на 10%. Возможно это связано с претензиями природоохранных органов, которые применяли к предприятию санкции в виде приостановки деятельности производственных объектов (в I квартале были временно закрыты 19 скважин на месторождении Кумколь Южный, аналогичные проблемы имели место на месторождении Восточный Кумколь).

Издержки разработки месторождений Южно-Тургайского бассейна низкие: производственные затраты на добычу в 2009 году составили 1,19 долларов США на баррель против 1,22 долларов США в 2009 году. Низки и операционные издержки (до 4 долларов США на баррель).

Стоимость транспортировки нефти на экспорт по-прежнему остается самой значительной статьей издержек компании. Она достигает 13 долларов США на баррель.

Технико-экономические показатели представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Технико-экономические показатели АО «ПККР»

Показатели	2009год
	план	факт
Товарная продукция в действующих ценах тыс.тг.	6604441	6780571
Фактическая реализация тыс.тг.		6309197
Добыча нефти тыс.тонн	1857	1930,7
Товарный объем нефти тыс.тонн	1843,12	1914,7
Потери: а) на магистральном нефтепроводе б) на промысле	4,2 6,02	2,836 7
На собственные нужды тыс.тонн	8,38	8,33
Добыча нефти по способам эксплуатации а) фонтанным тыс.тонн б) ШГН тыс.тонн	1857	1930,76 1844,32 86,44
Добыча попутного газа млн.м3	54,6	59,5
Объем закачки воды тыс.тонн м3	2463,3	2500,02
Производительность труда тг.		5216
Среднесписочная численность чел. в том числе: ППП. чел. рабочих чел.	1240 1068 0	1300 1109 736
Фонд потребления тыс.тг.	1032200	1166986
Среднемесячная зарплата тг.	69368	74807
Объем капвложений тыс.тг.		1992620
Балансовая прибыль тыс.тг.		3932003
Рентабельность по реализации нефти %	70
Рентабельность по товарной продукции %	43
Себестоимость 1-й тонны нефти тг.	2489
Себестоимость реализованной продукции тыс.тг.	3712057
Примечание -*- используются данные за 2009 год из-за невозможности использования более новых данных из-за их конфиденциальности

3.1.1 Анализ капитальных вложений

Объем капитальных вложений включает в себя:

Бурение эксплутационных и нагнетательных скважин;

- Затраты на внутрискважинное оборудование;

- Нефтепромысловое оборудование, строительство вахтового поселка и базы промысла;

- Внешнепромысловые коммуникации.

В таблице 3.2. приведены основные показатели по месторождению за 2009 г.

Таблица 3.2. Основные показатели по месторождению за 2009 год

Показатели	Ед. изм.	по м/р
Добыча нефти	тыс.т	1177.9
Продолжение таблицы 39- Основные показатели по месторождению за 2009 год.
Показатели	Ед.из	По м/р
Добыча жидкости	тыс.т	6463.0
Добыча газа ( ресурсы )	млн.м3	90.7
Время эксплуатации добывающих скв.	дни	38747
Кол-во эксплуатационных нефтяных скв.	скв.	191
Кол-во действующих нефтяных скв.	скв.	154
Накопленная добыча нефти	тыс.т	30825,5
Накопленная добыча жидкости	тыс.т	56260,1
Закачка воды	тыс.м3	8209.1
Кол-во действующих нагнетательных скв.	скв.	64
Время эксплуатации нагнетательных скв.	дни	20277
Накопленная закачка воды	тыс.м3	51025,2

Капитальные вложения предполагалось осуществить в течении первых шести лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием территории согласно технологической схеме разработки.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан.

Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно, местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если оно соответствует мировым аналогам, а также не могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.

Основой для калькуляции явилась расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождения Кумколь.

Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения и расчет капитальных вложении по показателям приведены в таблицах 3.3 и 3.4.

Таблица 3.3. Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения Кумколь

Стоимость бурения доб. и нагнет. скважин	Стоимость надземного оборудования	всего капитальных вложений
	всего	в том числе
		промысел	подготовка нефти и газа	Инфра-структура	внешние коммуникации
тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.
97296,9	155552	85742	46272,3	8837,5	14700,4	252849

Таблица 3.4. Расчет основных вложений по показателям

Наименование работ и затрат	количество	Стоимость единицы тыс.	Стоимость всего тыс.
Строительство скважин надземное строительство	304	300	91200
Обустройство нефтяных скважин	244	42	10248
Прочие объекты промысла %	5%	77308	3865
Итого промысел			81173
Итого ЦППН			43390
Итого инфраструктура			8552

В целом порядка 95% всех строительных работ производились силами казахстанских подрядчиков, что само является очень важным показателем как для данного региона так и всей промышленности РК.

3.1.2 Анализ эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию на механизированную добычу и другие нужды, добычу и закачку воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплата труда персонала.

За весь срок разработки, структура эксплуатационных затрат, включая налоги, характеризуется следующим образом (таблица 3.5.):

Таблица 3.5. Производственные (эксплуатационные) затраты

Наименование показателя	Ед. измерения	Ориентировочная структура себестоимости
Вспомогательные материалы	%	0.70
Электроэнергия	%	1.51
Фонд оплаты труда	%	7.8
Отчисления на социальный налог	%	1.64
Амортизация ОПФ	%	15.5
Амортизация нематериальных активов	%	1.32
Аренда основных средств	%	0.69
Аренда земли	%	0.02
Расходы на ТБ и охрану труда	%	0.27
Страхование	%	3.0
Мониторинг	%	0.5
Платежи за выбросы (ФОП)	%	2.0
Топливо	%	0.8
Расходы на НИОКР	%	1.2
Налоги	%	41.1
Услуги производственного характера	%	21.94
ВСЕГО	%	100

Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовке нефти и газа в целом по месторождению, а также по отдельным процессам составлен перечень эксплуатационных затрат.

1. Рабочих дней - 345

2. Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической схеме с учетом использования сырья на собственные нужды.

3. Расход электроэнергии, газа, реагентов и воды принят по материалам расчетов.

4. Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия.

5. Среднемесячная зарплата рабочего в размере 59200 тенге.

6. Стоимость технической и питьевой воды, реагентов и материалов на основании данных производственных нефтедобывающих объединений.

Нормативы для расчета эксплуатационных затрат приведены на таблице 3.6.

Таблица 3.6. Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

Наименование	Величина
Производственно-технические материалы для эксплуатации, дол/тонна	5.03
Электроэнергия, дол/1000 КВтч	12.9
Вода, дол/1000 м3	487.8
Текущий ремонт (от стоимости производственных фондов), %	1.5
Отчисления на кап. ремонт скважин (в год), %	3
Амортизационные отчисления на восстановление скважин (в год), %	6.3
Отчисления на кап. ремонт надземных сооружений (в год), %	2.2
Амортизационные отчисления на восстановление надземных сооружений (в год), %	8
Прочие расходы (от прямых эксплуатационных затрат), %	7
НДС (коэффициент 20)	1.2
Цена реализации нефти с НДС и транспортировкой, долл/тн	63.7
Коэффициент реализации нефти	0.996
Расходы на транспорт нефти (без НДС), долл./тн	5.2

3.1.3 Анализ себестоимости единицы продукции

Себестоимость промышленной продукции это выраженное в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции.

Себестоимость является важным экономическим показателем для планов и технико-экономических расчетов, а один из основных элементов, определяющих цен.

В 2008 году себестоимость составила 1416 тенге или 34,5$, а в 2009 году - 1848 тенге или 38,6 $, что объясняется увеличением капитальных вложений на обустройство и разбуривание месторождения.

В 2006 году себестоимость нефти снизилась до 31,5$, что связано с увеличением добычи нефти и уменьшением эксплутационных затрат. В 2007 году также наблюдается снижение себестоимости до 26,8$, а в 2006-2009 годах рост до 32,7 из-за увеличения затрат на ППД.

3.2 Расчет экономической эффективности

В процессе расчета экономической эффективности ,учитывается повышение повышение межремонтного периода , понижение числа подземных ремонтов скважин, технологических затрат на транспорт, дополнительное повышение добычи нефти. На месторождении Кумколь убедительными результатами прошли испытание гравийные фильтры. При расчете мы убедимся в эффекивности гравийных фильтров, по сравнению с другими. К преимуществам этих фильтров относятся кроткие сроки текущих ремнтов скважин ( в среднем 690 дней), удобство монтажа , сборки конструкции, так же приемлемая цена. На скважинах месторождении Кумколь экономическая эффективность данных фильтров рассчитывается нижеприведенной формулой (3.1.):

Э=(C?-C?)·ДQ-E Н·ДК , (3.1.)

где C?- себестоимость нефти до внедрения гравийных фильтров, тг/т.;

C?- себестоимость нефти после внедрения гравийных фильтров тг/т;

ДQ -дополнительная добыча нефти после применении гравийных фильтров ,т. ;

Eн-нормативный коэффициент капитальных вложений, Eн =0,15;

ДК - Цена гравийных фильтров.

Рассчитаем экономическую эффективность применения гравийных фильтров за 2009 год.

Затраты на подземный ремонт- 161550 тысяч тенге;

Количество скважин подключенных к работе - n- 215;

Затраты на ремонт одной скважины З?=215.

Определим дополнительную добычу нефти после внедрения гравийных фильтров:

Q?=1,0·365·0,84=307 т.

Q?=1,0·365·0,91=332 т.

Q= Q?- Q?=332-307=25 т.

Себестоимость нефти до внедрения гравийных фильтров (3.2.):

C?= З₁/Q₁ , (3.2.)

C?= 215000/307=700 тг/т.



Себестоимость нефти после внедрения:

C₂= З₂/Q₂ , (3.3.)

C₂=35000/332=105 тг/т.

Экономический эффект при применении гравийных фильтров:

Э=(700-105) ·25-0,15·43250=8387 тг.

На месторождении Кумколь данные фильтры применены на 36 скважинах. Годовой экономический эффект данных фильтров (3.4.):

Э год. =8387·36=301932 тг. (3.4)

После внедрения гравийных фильтров, в течения года значительно уменьшилось количество ремонтов скважин. В таблице 3.4 приведены технико-экономические показатели разработки в сравнении “до” и “после” применения гравийных фильтров.

Таблица 3.7.Расчет экономической эффективности

Технико-экономические показатели разработки
Показатель	Текущее состояние эксплуатации(до примнения гравийных фильтров )	Эксплуатация с применением гравийных филтров
Добыча нефти, т.	307	332
Себестоимость нефти, тг/т.	700	105
Затраты на ремонт одной скважины,тыс. тг.	215000	35000
Цена одного фильтра, тыс.тг	51000	43250
Годовой экономический эффект , тыс.тг		301932
Общие затраты, тыс. тг	4 475 097	6 436 939
Выручка от реализации продукции, тыс. тг	11 687 562	15 763 345
Объемы инвестиций, тыс. тг	2 346 859	3 950 000
Начислено налогов и отчислений, тыс. тг	4 090 647	5 000 000
Численность работников, чел.	215	300
Среднемесячная зарплата, тыс.тг.	59 189	60000
Фонд оплаты труда, тыс.тг.	152 708	186 400
Чистый доход, тыс.тг.	5 361 983	9 326 405

Сделав анализ можно отметить , что именно гравийные фильтры по сравнению с остальными являются экономически эффективными и рентабельными, так как цены на них приемлемы, не увеличивает время на текущий ремонт скважин, и отличается простой сборкой конструкций, и удобством монтажа.



4 ОХРАНА ТРУДА

4.1 Опасные и вредные факторы на предприятии

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях относятся: неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества.

В системе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт под высоким давлением (до 15 Мпа) и при высокой температуре (70-80^о С). Поэтому основное внимание с точки зрения техники безопасности обратим на прочность, герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов, контрольно-измерительных приборов и другого применяемого при заводнении оборудования.

К сооружениям поддержания пластового давления относят водозаборы, бассейны для сбора воды, отчистные сооружения, кустовые насосные станции, водопроводные линии и т.д. Опасные и трудоемкие моменты во время обслуживания перечисленных сооружений связаны с работой на высоте при очистке и промывке фильтров и загрузке коагулянтов затворный бак.

Фактор опасности и вредности нефти зависит от количества тяжелых и легких углеводородных фракций. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых. Вдыхание их в небольшим количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10 % человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может произойти удушье.

Допустимые предельно взрывоопасные концентрации углеводородов приведены в таблицах 4.1. - 4.2.



Таблица 4.1. Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество	ПДВК	Вещество	ПДВК
	Общий %	мг/м3	мг/л		Общий %	мг/м3	Мг/л
Аммиак	0.75	5500	5.50	Н-пентан	0.07	2050	2.05
Бензол	0.07	2250	2.25	Пропан	0.11	1900	1.90
Бутан	0.09	2250	2.25	Метан	0.30	4600	4.60
Метан	0.25	1650	1.65	Этан	0.15	1800	1.80
Керосин	0.07	3700	3.7	Этилен	0.15	1700	1.70

Таблица 4.2. Пределы взрываемости некоторых газо-воздушных смесей

Название смеси	Пн. %	Пв. %
Бензин	1.1	5.4
Бензол	1.4	9.5
Ацетилен	1.5	82.0
Водород	4.1	75.0
Метан	5.0	16.0

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

4.2.1 Защитные меры. Производственная санитария

Санитарная характеристика данного предприятия в соответствии со СНиП 2.09.04.87 относится к категории Г.

Все производственные помещения обеспечиваются центральным отоплением, принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них вредных газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ в соответствии со СНиП 2.04.09.84.

Для всех групп рабочих, работающих на открытых площадках, предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных зданиях каждого участка промысла в соответствии с РД-39-22-358-80 и СНППО - 96. в их состав входят душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды.

Во время приготовления химикатов и при работе с ними необходимо надеть очки и противопылевые респираторы.

На территории цеха поддержания пластового давления имеется различное оборудование и располагаются различные технологические процессы, находящиеся на значительной площади и требующие различной освещенности. Поэтому в цехе поддержания пластового давления применяют прожекторное освещение территории и местное освещение отдельных рабочих мест и помещений. Кроме того, при прожекторном освещении освещаемая территория значительно меньше загромождается опорами и воздушной проводкой. Во многих случаях размещение технологического оборудования или условия выполнения работ не позволяет устанавливать на освещаемой территории опоры со светильниками и прожекторное освещение является единственно возможной системой освещения. Недостатком является возможность освещения работающих, на освещаемой территории создаются более резкие тени, мешающие рассматривать предметы. Однако, они значительно снижаются при правильном выборе мест для их установки, угла их наклона и при правильном выборе высоты установки. При проектировании прожекторного освещения необходимо по углам площадки установить две прожекторные мачты М₁ и М₂ высотой 10 м. Оптимальное освещение приведен в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Оптимальное освещение

№	Расстояние до рассчетных точек	Освещенность при угле наклона, лк
		и = 10о	и = 12о	и = 15о
	А	Б Б	В	ГГ	АА	ББ	ВВ	Г Г	АА	ББ	В В	ГГ	А А	ББ	ВВ	ГГ
М1	170	210	250	240	11	04	02	03	10	07	03	04	075	04	02	03
М2	170	140	120	185	11	14	.7	.1	.0	16	.1	08	075	14	22	05



Необходимо создать, по возможности, равномерную освещенность не менее 5 лк, так как цех поддержания пластового давления работает круглосуточно и с большой загруженностью. При расчете выбираем для рассматриваемого проектного случая угол наклона прожекторов и = 12^о, а значительно худшее при и =15^о, тип прожектора ПЗС-35 взрывозащищенные. На основании этого выбираем для рассматриваемого проектного случая угол наклона прожекторов и = 12^о.

Подставляя в формулу(4.1.):

ф = (10•Е_ф)/(Е_R•K), (4.1.)

где Е_ф = 4.0 и К = 1.5

Определяем необходимое значение угла ф для создания заданной нормативной освещенности Е_R = 5 лк.

ф = 10•4/5•1.5 = 5.3 , (4.2.)

Угол действия группы прожекторов щ = 80^о. Следовательно, количество прожекторов группы, подлежащих установке на каждой мачте:

n= щ/ф = 80/5,3=15 (4.3.)

Всего на каждой (двух) мачтах должно быть установлено 2 • 15= 30 прожекторов, общая установленная мощность 60 кВт.

Удельная мощность:

Р = 60000/40000 = 1.5 Вт/м³. (4.4.)

4.2.2 Техника безопасности

Так как при добыче нефти могут выделяться взрывоопасные, пожароопасные и токсичные вещества, такие как нефть, сероводород, меркаптаны, деэмульгаторы, различные реагенты и горюче-смазочные вещества в соответствии со СНиП 2.09.04.87 данное производство отнесено к категории II.

Учитывая высокую комплексную опасность производства и в целях предупреждения несчастных случаев предполагается ряд типовых мероприятий по технике безопасности.

Основными на этот счет решениями являются:

- герметизированная система сбора и подготовки нефти, газа и воды с технологическим режимом по ВНТПЗ-85;

- обеспечение герметичности и прочности технологических установок, арматуры и коммуникаций с учетом розы ветров, карт рассеивания выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

- аппаратура, работающая под давлением, оборудуется предохранительными клапанами, манометрами, указателями уровня регулятора давления в соответствии с «Правилами устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под давлением»;

- предусматриваются факельные и дренажные системы;

- подвижные части оборудования выполняются в закрытом исполнении, имеются ограждающие устройства;

- для подготовки аппаратов к ремонту предусматривается система пропарки;

- для ремонта и обслуживания оборудования предусматриваются соответствующие грузоподъемные механизмы, установка которых должна соответствовать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов»;

- на непрерывных операциях предусматриваются резервные единицы оборудования;

- технологический процесс добычи, подготовки нефти, газа и воды, а также вспомогательные процессы (производство электроэнергии, сжижение газа, выработка тепла) предлагается полностью компьютезировать и управлять ими со щитов операторов.

На всех объектах - кустовых насосных станциях (БКНС), печах подогрева воды (ПТБ-10/160), нагнетательных скважинах, трубопроводах, колодцах и других коммуникациях - независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы.

Запрещается производить работы при:

- обнаружении запаха газа на рабочем месте;

- шуме и вибрации;

- отсутствии освещения;

- замазученности территории или рабочего места;

- электроопасности;

- взрывоопасности;

- отсутствии или неисправности небходимых защитных средств;

- неблагоприятных метеорологических условиях.

Рабочее помещение БКНС оборудуется приточно-вытяжной вентиляцией с механическим возбуждением. Для легковоспламеняющихся веществ, материалов устанавливаются емкости и контейнера вне помещения БКНС на расстоянии, предусмотренном СН 433-79.

Все движущиеся и вращающиеся части механизмов, двигателей, трансмиссий и насосов имеются надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие детали вращающихся частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и т.д.) закрываются кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизмов и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма.

Пусковые автоматы агрегатов располагаются на безопасном расстоянии от напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под давлением ограждаются металлическим кожухом. Для предотвращения самозапуска агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели. Чтобы недопустить перепуск воды из нагнетательных скважин через монифольды кустовых насосных станций, на выходе насосов устанавливают обратные клапана. Электрораспределительные щиты имеют металлическое сетчатое ограждение.

Перед оборудованием устья арматуру испытывают на герметичность, а после ее установки опрессовывают при давлении, предусмотренном в паспорте. При обвязке нагнетательных скважин на фланцах водоводов, не имеющих уплотнительных колец, устанавливают защитные кожухи.

Перед демонтажем оборудования устья необходимо отключить напорный водовод и вывесить предупреждающий знак: «Не открывать».

При замене задвижек, заглушек, прокладок или уплотнительных колец не разрешается стоять перед разъемной частью фланцевого соединения. Открывать и закрывать задвижки следует с помощью штурвального ключа.

4.2.3 Пожарная безопасность

Наиболее частыми причинами возникновения пожара могут быть открытый огонь,сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества.

В целях пожарной профилактики между отдельными объектами предусмотрены противопожарные размеры. Например: от устья скважины до ГУ, котельных, нефтесборных резервуаров, насосных станций расстояние 40 м, до компрессорных 60 м, до жилых и общественных зданий 500 м.

Высокий уровень электрофикаций нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие взрывоопасных и агрессивных веществ), требует основного внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность, внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода.

С развитием техники увеличивается уровень шума и вибрации. В производственных условиях шум колебанием твердых, жидких и газообразных тел. Вибрация возникает от неравномерности движущихся частей оборудования, от пульсирующих потоков жидкостей и газов в трубопроводах.

При внутриконтурном заводнении осваиваются скважины под нагнетание воды в нефтяную часть пласта. В этом случае особо необходимо соблюдать все правила пожарной безопасности.

По взрывоопасности технологичекие участки производства отнесены к классу В- 1Г и В-1 по АПУЭ-85, по характеру пожарной опасности - к категории 1 и 2-А по СНиП 04.02.85.

Технологические установки оборудуются противопожарными системами: пенными, газовыми и водяными в соответствии с ВНТПЗ-85 и противопожарной автоматикой по СНиП 2.04.09.84, в том числе зарубежного производства.

Планировка и конструкция зданий и сооружений проектируются с учетом СНиП 2.01.02.85 и СНППО-96.

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы.

Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и т.д. Так же загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин.



5 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Охрана атмосферного воздуха