vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

124

стоков через зону аэрации в водоносные горизонты. Нефтяное загрязнение относится к «умеренно опасным». В подземных водах под влиянием биогенного разложения и химического окисления нефть разрушается, при этом образуются нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, карбонильные соединения. Почвенно-растительный слой: загрязнение почв напрямую

связано с возможными аварийными ситуациями. При аварийных ситуациях на площадке скважин загрязнения участков почвенно-растительного покрова

нефтью имеет достаточно локальный и временный характер. Прогнозировать масштаб загрязнения практически невозможно, так как оно носит эпизодический характер и связано, в основном, с аварийными ситуациями, предотвращение или минимизация которых гарантируются принятыми проектными решениями. Воздействие на почвенный покров при штатном режиме функционирования в значительной мере связано с загрязнением выхлопами автотранспорта и выбросами загрязняющих веществ, возможными эрозионными процессами, связанными как с природными, так и с антропогенными факторами.

4.3. Оценка воздействия на окружающую среду

В результате работ по мониторингу отмечается, что уровень загрязнения атмосферного воздуха объектами с повышенной техногенной нагрузкой находится на низком уровне. В связи с этим, основное внимание при прогнозе уделяется водным объектам и почве.

4.4. Мероприятия, обеспечивающие выполнение нормативных документов по охране окружающей среды при осуществлении гидроразрыва пласта

Согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.567-96 "Санитарно-защитные зоны и

санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов"

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

125

предприятия по добыче нефти с малым содержанием летучих углеводородов и выбросом сероводорода до 0,5т/сут относятся ко II классу с размером сани- тарно-защитной зоны (СЗЗ) -1000м.

Ширина водоохранных зон рассматриваемых водотоков согласно Постановления № 1404 составляет от 50 до 500метров. Объекты нефтедобычи не должны располагаться в водоохранной зоне рек.

Согласно СН 2.2.4/2.1.8.562-96 шум на рабочих местах в

производственных помещениях и на территории предприятий не должен превышать 80дБА. В населенных пунктах (жилые комнаты квартир) установлены уровни шума: с 7 до 23 ч - 55дБА, с 23 до 7 ч - 45дБА согласно СН 3077-84.

С точки зрения эрозионной опасности земель площадки кустов скважин не следует располагать на чрезвычайно и сильно эррозионных землях.

Согласно действующим нормам проектирования границы санитарно- защитных зон вдоль высоковольтных ЛЭП устанавливаются по величине на-

пряженности электрического поля, которая не должна превышать 1 кВ/м. Одним из способов снижения экологического ущерба при капитальном

ремонте скважин может служить технология ремонта в герметизированном варианте.

Размещение оборудования и работы по ремонту скважин нужно произ- водить на отчужденной территории. В аварийных ситуациях происходит за- грязнение устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По за-

вершении работ все загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории рекультивируется. Технологические ремонтные операции можно производить по замкнутой схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиленовой оболочкой; циркуляционных систем; герметизирующих сальниковых устройств; быстросъемных трубных соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других материалов на почву.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

126

В процессе текущих и капитальных ремонтов необходимо использовать пресную и техническую воду в качестве жидкости глушения и транспорти- рующей жидкости при разбуривании цементных мостов, при выполнении ра-

бот по интенсификации притока и по промывке скважин. В связи с этим вода загрязняется взвешенными твердыми частицами, химическими веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.

При производстве работ по стимуляции скважин и повышению нефтеотдачи пластов все применяемые химические вещества, растворители, гели, кислоты в полном объеме следует закачивать в продуктивный пласт.

Пресная и техническая вода после использования в технологических процессах должна отстаиваться в циркуляционных емкостях. При этом выбу-

ренная порода и цемент оседают на дно емкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах. Осветленная отстоявшаяся вода закачивается в систему сбора нефти. Высоковязкие пастообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также асфальтосмолопарафи- нистые вещества перерабатываются на специальных установках, или исполь- зуются в качестве тампонирующего материала для ликвидации зон поглоще-

ния при ремонте и бурении скважин, либо закачиваются в поглощающие скважины.

Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других ма- териалов из сальниковых устройств и быстросъемных соединений трубо- проводов могут также образовывать отходы нефтеасфальтосмолопарафини-

стых веществ и техническую воду.

Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических процессов нефтедобычи может являться их закачка в поглощающие гори- зонты фаменского яруса. Это возможно осуществлять через специально про- буренные скважины. Для определения условий скважинной утилизации не- обходимо учесть все методы, применяемые на промыслах Удмуртии. Это по-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

127

зволяет определять всевозможные сочетания различных реагентов в жидких отходах и объемы отходов.

Практически все технологические процессы осуществляются по “разо- вой” технологии, а потому непродолжительны по воздействию на экоси-

стему. Это сводит к минимуму риск загрязнения окружающей природной среды.

Кроме того, все отходы при осуществлении технологических процес- сов скапливаются на рабочей площадке у устья скважины в виде шлама, за-

грязненной почвы и продуктов нейтрализации кислот или щелочей, то есть в твердом или пастообразном состоянии. Жидкие отходы могут быть пред- ставлены в виде водных растворов исходных химических реагентов и вспо-

могательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях. Кроме того, жидкие отходы в виде водных дисперсий ПАВ могут обра-

зовываться при подготовительно-заключительных операциях: промывке ав-

тоцистерн и насосных агрегатов, а также ствола скважины и НКТ.

В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов про- цесса добычи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно ути- лизировать несколькими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в

системе ППД для обработки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается необходимость транспортировки их к специ- альным скважинам для захоронения в поглощающие горизонты. К числу та- ких отходов относятся неонолы Афд10, а также гексан. Закачку ПАВ осуще-

ствляется в виде водных растворов с концентрацией до 10%. После закачки этих отходов повышается приемистость нагнетательной скважины вследст-

вие моющего действия ПАВ и растворителя. Аналогичным образом следует поступать с отходами MgCl и FeCl, добавляя их в нагнетаемую в пласт воду. Во-вторых, есть группа химических реагентов, отходы которых могут быть

использованы в технологических процесса при их совместном применении. Например, при закачке АФд в нагнетательные скважины ПАВ типа неонолы Афд10 для увеличения нефтеотдачи пластов допускается добавлять в нагне-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

128

таемую в пласт воду отходы полигликоля, щелочных агентов, а также солей

MgCl и FeCl3.

Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины, где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны скважин. Однако в этом случае концентрации HCl и HF следует довести до 8- 10% и 3-5%, соответственно.

Следует иметь в виду, что недопустимая совместная утилизация отхо-

дов химических реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может привести к резкому снижению приемистости погло-

щающей скважины.

Так ли необходимо улучшать экологическую обстановку в области ре- монта скважин. В первую очередь это проявится в повышении качества ре-

монтных работ и, как следствие, в снижении количества ремонтов. Например, гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболоч-

кой исключит фильтрацию в грунт технической минерализованной воды и других химических веществ, а следовательно, предотвратит загрязнение под-

земных горизонтов пресных вод.

Следует разработать комплекс специального природоохранного оборудования для подземных ремонтов скважин, которое очищало бы внеш- нюю поверхность колонны НКТ от любой скважинной жидкости при подъ-

еме труб из скважины, а также предотвращало разбрызгивание скважинной жидкости при подъеме НКТ, когда не срабатывает сливной клапан.

Оснащение всех бригад подземного ремонта комплексом этого оборудования позволит исключить использование земляных амбаров и пре-

дупредить попадание загрязнений на почву.

Рассмотренные в данной работе геолого-технические мероприятия по интенсификации добычи нефти, уменьшению доли воды в добываемой про-

дукции влекут за собой увеличение объемов перекачиваемой нефти и воды, что скажется в свою очередь на увеличении объемов выбросов вредных ве- ществ в атмосферу. Также большое внимание следует уделять непосредст-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

129

венно технологическим процессам, так как несоблюдение технологии гео- лого-технического мероприятия может привести к авариям и нанести боль- шой урон окружающей среде. В частности, необходимо следить за герметич- ностью оборудования и манифольдных линий, которые соединяют между со-

бой устье скважины и технологические емкости и агрегаты, во избежании разливов нефти, нефтепродуктов и химических реагентов, применяемых при проведении операций.

Анализ хозяйственной деятельности показал, что на Ельниковском ме- сторождении реализуются основные принципы, заложенные технологиче- ской схемой разработки. Месторождение укомплектовано стандартным обо-

рудованием, подъем нефти на поверхность осуществляется посредством штанговых глубинных насосов, сбор продукции производится по однотруб-

ной герметизированной схеме, для поддержания пластового давления в пласт нагнетается пресная и техническая вода. Для предотвращения осложнений при эксплуатации нефтепромыслового оборудования широко внедряются химические реагенты-ингибиторы АСПО и коррозии. Другие методы приме-

няются по необходимости в зависимости от конкретной ситуации.

Благодаря проводимой на промысле природоохранной работе си-

туацию с предупреждением аварийности на Ельниковском месторождении нефти можно считать благоприятной.

Основными мероприятиями по охране окружающей среды являются:

1)исключение случаев выбросов газа и разливов нефти путем свое-

временного осуществления сброса нефти и газа в аварийные емкости;

2)оперативный сбор разлитой нефти;

3)категорический запрет утилизации разлившейся нефти путем ее

выжигания;

4)постоянный строгий контроль за выбросами в атмосферу транс-

портными средствами;

5)постоянное внедрение технологий и оборудования, ведущих к сни-

жению норм ПДВ;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

130

6)охрана водных объектов от попадания нефтепродуктов и химиче-

ских реагентов;

7)проведение мероприятий по рекультивации земель в случае их за- грязнения нефтепродуктами, химическими реагентами согласно утвер-

жденным методам.

Сцелью снижения ущерба от загрязнения объектов природы должен быть составлен план ликвидации аварий (фонтанирование нефтью, газом, пластовой водой и их смесями, разливы нефти, пластовой воды, нарушение обваловки амбара), содержащей порядок действий по оповещению служб, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых тех-

нических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способы сбора и удаления загрязняющих веществ, обезвреживания территорий и объ- ектов водопользования в случае аварийного загрязнения водного объекта, ре-

культивации земель.

4.4.1. Природоохранная деятельность. Производственный мониторинг

ОАО «Удмуртнефть» в июле 2003г. получило международный сертификат соответствия ГОСТ ИСО 14001 («Система управления окружающей средой»). Среди постоянно проводимых мероприятий являются замена трубопроводов на трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием, строительство и восстановление обваловок, поддержание чистоты и порядка, ликвидация замазученности, утилизация попутного газа, строительство ливневой канализации, установка пакеров, поведение геофизических исследований на скважинах и утилизация нефтешламов, снижение аварийности.

Полная программа экологического мониторинга предусматривает организацию наблюдений за источниками и факторами техногенного воздействия, изменениями природных компонентов и комплексов. Для

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

131

контроля за состоянием основных компонентов природной среды (атмосферы, гидросферы, растительного и почвенного покрова, донных отложений) сформирована система ведомственного экологического мониторинга. Основными методами контроля в процессе эксплуатации месторождения является визуальный и инструментальный (физико-химические,

гидрохимические) методы анализа.

Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения и регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функции технической эксплуатации месторождения.

Инструментальный метод контроля проводится группой мониторинга

ихимико-аналитической лабораторией ОАО «Удмуртнефть».

Вкачестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.

Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация, Сl- , SO42-, НСОз-, Са2+, Na+ + K+, Mg2+, СО3-,

нефтепродукты.

Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах - вблизи

производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P2O5, K2O,

плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.

Важным элементом функционирования любого производственного комплекса является постоянный контроль за параметрами технологического

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

132

процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса. Подобраны основные пункты контроля поверхностных вод и почв для Ельниковского месторождения и представлены в табл. 16.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

133

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

134

4.5. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от стационарных источников приняты в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».

Таблица 17

Затраты при выполнении мероприятий по охране окружающей среды и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчёт затрат от воздействия на атмосферный воздух :

Величина платы за загрязнение атмосферного воздуха с учётом коэффициента индексации на период проведения ГРП составит – 330,075

руб/год,

Таблица 18

Расчёт платежей за загрязнение водных объектов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

136

Платежи за загрязнение водных объектов на период проведения ГРП составят 307,32 тыс./год.

Таблица 19

Базовые нормативы платы за размещение отходов

Расчет платы за размещение отходов не приводится, т.к. все отходы, образующиеся в период проведения ГРП, подлежат передаче другим предприятиям для переработки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

137

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

5.1. Обоснование показателей экономической эффективности

Основная цель расчетов – экономическая оценка предлагаемого проекта по ГРП на Ельниковском месторождении, отвечающая критерию

достижения максимального экономического эффекта от возможно более полного извлечения нефти и получения прибыли за счет дополнительной добычи при соблюдении требований экологии и охраны окружающей среды.

Экономическая эффективность проекта выражается в расчете прибыли от дополнительной добычи нефти. При этом учитываются все статьи затрат: затраты на подготовительные работы, проведение ГРП, эксплутационные затраты, затраты на электроэнергию, налоговые исчисления.

При реализации этого проекта мы предполагаем получить дополнительную добычу нефти в объеме 92 828 тыс.т (таб. ) за три года эксплуатации.

Таким образом, целью данного раздела является экономическое обоснование предлагаемых мероприятий, т.к. только на основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации продукции, период окупаемости можно судить об экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Численные значения этих показателей дают нам полное представление об экономической эффективности предлагаемых мероприятий, позволяют определить превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой затрат, совокупный доход предприятия уменьшенный на величину эксплуатационных затрат, определить период окупаемости проекта.

Основными показателями по принятию проекта к реализации являются такие показатели, как дисконтированный поток денежной наличности,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

138

прибыль от реализации, выручка от реализации, индекс доходности, период окупаемости.

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от

реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Индекс доходности (РI) характеризует экономическую отдачу

вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных вложений, его значение интерпретируется следующим образом: если PI >1, проект эффективен, если PI <1 – проект не рентабелен.

Показатель – период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

5.2. Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта

Исходные данные для расчета экономических показателей данного проекта приведены в табл.20 и табл.21.

Таблица 20

Экономические условия расчета

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет затрат на процесс проведения ГРП на одну скважину сделан на основании сметы затрат и нормативов.

5.2.1. Выручка от реализации

Цена реализации нефти на внутреннем рынке принята 6000 руб/т.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

140

Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как

произведение цены реализации нефти и дополнительной добычи нефти после ГРП за годичный период:

Вt = (Цн· Qн), (5.1.)

где, Цн – цена реализации в t-ом году, руб./т; Qн – дополнительная добыча нефти за t год.

Определим прирост выручки за счет дополнительной реализации нефти:

В1=35 734·6 000=214 404 000 руб., за 2007год В2=31 704·6 000=190 224 000 руб., за 2008год В3=25 391·6 000=152 346 000 руб., за 2008год

Прирост выручки за 3 года составил 556 974 000 рублей.

5.2.2. Эксплутационные затраты

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов – статьям затрат или элементам затрат. Эксплуатационные затраты рассчитаны, исходя из зависимости нормативов и технологических показателей.

Таблица 22

Нормативы эксплуатационных затрат

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

141

Расчёт эксплуатационных затрат: Обслуживание нефтяных скважин:

Зоб = 306 790 ∙ 10 = 3 067 900 руб. за 1 год.

Зоб = 3 067 900 ∙ 3 = 9 203 700 руб. за 3 расчётных года.

Затраты на энергию по извлечению дополнительной жидкости после ГРП на каждый год расчётного периода:

Зэл/эн = 72 336,1 ∙ 5,05 = 365 297,3 руб., за 2007г.

Зэл/эн = 64 178,2 ∙ 5,05 = 324 099,9 руб., за 2008г. Зэл/эн = 51 398,7 ∙ 5,05 = 259 563,4 руб., за 2009г.

Итого энергетические затраты за 3 года – 948 960,6 руб.

Затраты по искусственному воздействию на пласт(закачка воды) на каждый год расчётного периода:

Ззак = 72 336,1 ∙ 76,9 = 5 562 646,1 руб., за 2007г.

Ззак = 64 178,2 ∙ 76,9 = 4 935 303,6 руб., за 2008г. Ззак = 51 398,7 ∙ 76,9 = 3 952 560,1 руб., за 2009г.

Итого затраты по закачке воды за 3 года – 14 450 509,7 руб.

Затраты на сбор и транспорт нефти на каждый год расчётного периода:

Зсб. = 72 336,1 ∙ 10,3 = 745 061,8 руб., за 2007г. Зсб. = 64 178,2 ∙ 10,3 = 661 035,4 руб., за 2008г. Зсб. = 51 398,7 ∙ 10,3 = 529 406,6 руб., за 2009г.

Итого затраты на сбор и транспорт нефти за 3 года – 1 935 503,8 руб.

Затраты по технологической подготовке нефти за 3 года:

Зподг = 72 336,1 ∙ 71,5 = 5 172 031,1 руб., за 2007г. Зподг = 64 178,2 ∙ 71,5 = 4 588 741,3 руб., за 2008г. Зподг = 51 398,7 ∙ 71,5 = 3 435 779,4 руб., за 2009г.

Итого затраты на подготовку нефти за 3 года – 13 435 779,4 руб.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (в т.ч. ПРС) на каждый год расчётного периода:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

142

ЗПРС = 72 336,1 ∙ 360,4 = 26 069 930,4 руб., за 2007г. ЗПРС = 64 178,2 ∙ 360,4 = 23 129 823,3 руб., за 2008г. ЗПРС = 51 398,7 ∙ 360,4 = 18 524 091,5 руб., за 2009г.

Итого затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (в т.ч. ПРС) за 3 года – 67 723 845,2 руб.

Текущие затраты в целом:

Зтек. = Зоб + Зэл/эн + Ззак + Зсб + Зподг + ЗПРС

Зтек = 40 982 866,7 руб., за 2007г.; Зтек = 36 706 903,5 руб., за 2008г.; Зтек = 30 008 528,7 руб., за 2009г.

Итого текущие затраты в целом за 3 года – 107 698 298,9 руб.

5.2.3. Капитальные вложения

Расчет капитальных вложений производся с учетом необходимой реконструкции и технического перевооружения производственных мощностей, существующих на месторождении. В данном проекте подобные вложения не предусмотрены. В данном проекте капитальным вложением является гидравлический разрыв пласта – его стоимость.

В том числе, оборудование, предлагаемое подрядчиком, для выполнения операций ГРП: 4 насосных агрегата; блендер; песковоз; манифольд; станция управления и контроля; лаборатория; коплект трубы НКТ NEW-VAM L -80; колонная головка Cameron 15000 PSI; извлекаемый пакер Seit 15000 PSI; скрепер.

Персонал для проведения необходимого проектирования: инженер-

геолог ГО; лаборант.

Персонал для проведения фрак-операции, состав группы ГРП:

руководитель работ по ГРП; 2 оператора блендера; 8 операторов насосных агрегатов; оператор станции управления и контроля; 2 машиниста автогидроподъёмника; оператор песковоза.

Стоимость услуг по проведению ГРП приведены в табл.23.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

143

Таблица 23 Стоимость услуг и материалов

Итого стоимость одного гидроразрыва пласта равна 3 244 056 рублей и

внесена в таблицу экономические условия.

5.2.4. Платежи и налоги

Расчет показателей эффективности данного проекта выполнен при условии применения налоговой системы, действующей в Российской Федерации на 1.01.2007г.

Налоги, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды, определены законодательством РФ и законами местных органов, перечень и порядок их начисления указан в табл.24.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

144

Таблица 24

Ставки налогов и отчислений

В расчетах ставки налога на добычу полезных ископаемых в размере Кц=419*(Ц-9)*Р/261*Кв на 2005-2007 гг. налогооблагаемой базой является

объем добытой нефти. /1/ Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти:

Налог в дорожный фонд на каждый год расчётного периода:

Ндор. = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 0,01 = 2 144 040 руб., за 2007г. Ндор. = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 0,01 = 1 902 240 руб., за 2008г. Ндор. = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 0,01 = 1 523 460 руб., за 2009г.

Итого платёж в дорожный фонд за 3 года – 5 569 140 руб.

Налог в фонд НИИОКР на каждый год расчётного периода:

Ннии = 40 982 866,7 ∙ 0,01 = 409 828,6 руб., за 2007г.

Ннии = 36 706 903,5 ∙ 0,01 = 367 069,1 руб., за 2008г. Ннии = 30 008 528,7 ∙ 0,01 = 300 085,3 руб., за 2009г.

Итого платёж в фонд НИИОКР за 3 года – 1 076 982,9 руб.

Налог в страховой фонд на каждый год расчётного периода:

Нстр. = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 0,005 = 1 072 020 руб., за 2007г. Нстр. = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 0,005 = 951 120 руб., за 2008г.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

145

Нстр. = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 0,005 = 761 730 руб., за 2009г.

Итого платёж в страховой фонд за 3 года – 2 784 870 руб.

Налог на добычу полезных ископаемых на каждый год расчётного периода:

Ндпи = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 21,3/100 = 35 376 660 руб., за 2007г. Ндпи = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 21,3/100 = 31 386 960 руб., за 2008г. Ндпи = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 21,3/100 = 25 137 090 руб., за 2009г.

Итого плата налога на добычу полезных ископаемых составляет за 3 года расчётного периода – 91 900 710 руб.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Нплат. = Ндор + Ннии + Нстр + Ндпи

Нплат. = 39 002 548,6 руб., за 2007г.; Нплат. = 34 607 389,1 руб., за 2008г.; Нплат. = 27 722 365,3 руб., за 2009г.

Итого платежей и налогов, за 3-х летний период – 101 332 303 руб.

Амортизационные отчисления по скважинам на каждый год расчётного периода:

Аскв. = 2 501 223 ∙ 6,7/100 = 167 581,9 руб. за 2007г.

Аскв. = 2 333 641 ∙ 6,7/100 = 156 353,9 руб. за 2008г. Аскв. = 2 177 287,1 ∙ 6,7/100 = 145 878,2 руб. за 2009г.

Итого амортизационных отчислений по скважинам за 3 года –

469 814,1 руб.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет:

Налог на добавленную стоимость на каждый год расчётного периода:

Нндс = 6 000 ∙ 35 734 ∙ 18/100 = 38 592 720 руб., за 2007г. Нндс = 6 000 ∙ 31 704 ∙ 18/100 = 34 240 320 руб., за 2008г. Нндс = 6 000 ∙ 25 391 ∙ 18/100 = 27 422 280 руб., за 2009г.

Итого плата налога на добавленную стоимость, составляет за 3 года расчётного периода – 61 701 192 руб.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

146

Акцизный сбор на каждый год расчётного периода:

Накц. = 35 734 ∙ 0,9 = 32 160,6 руб., за 2007г. Накц. = 31 704 ∙ 0,9 = 28 533,6 руб., за 2008г. Накц. = 25 391 ∙ 0,9 = 22 851,9 руб., за 2009г.

Итого акцизный сбор составляет за 3 года расчётного периода –

83 546,1 руб.

Налог на имущество предприятия на каждый год расчётного периода:

Ним. = 2 333 641 ∙ 2,2/100 = 51 340,1 руб., за 2007г.

Ним. = 2 177 287,1 ∙ 2,2/100 = 47 900,3 руб., за 2008г. Ним. = 2 031 408,9 ∙ 2,2/100 = 44 690,9 руб., за 2009г.

Итого налог на имущество предприятия составляет, за 3 года расчётного периода – 143 931,3 руб.

Текущие затраты с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Зтек+н = Зтек + Нплат.

Зтек+н = 79 985 415,3 руб., за 2007г.; Зтек+н = 71 314 292,6 руб., за 2008г.; Зтек+н = 57 730 894 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 209 030 601,9 руб.

5.2.5. Прибыль от реализации

Прибыль от реализации – совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому в расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

147

где, Пt - прибыль от реализации продукции;

Т- расчетный период оценки деятельно-сти предприятия; Bt – выручка от реализации продукции;

Эt - эксплуата-ционные затраты с амортизацией; Ht- сумма налогов;

Ен – норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp – соответственно текущий и расчетный год.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти на каждый год расчётного периода:

Зэксп. = Зтек+н + Аскв.

Зэксп = 80 152 997,2 руб., за 2007г.; Зэксп = 71 470 646,5 руб., за 2008г.; Зэксп = 57 876 772,2 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 209 500 415,9 руб.

Валовая прибыль от реализации на каждый год расчётного периода:

Пt = Вt – (Зэксп + Нндс + Накц + Ним)

П1 = 98 177 146,8 руб., за 2007г.; П2 = 86 749 683,3 руб., за 2008г.; П3 = 68 840 022 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 253 766 852,1 руб.

Налог на прибыль на каждый год расчётного периода:

Нпр. = 98 177 146,8 ∙ 24/100 = 23 562 515,2 руб., за 2007г. Нпр. = 86 749 683,3 ∙ 24/100 = 20 819 923,9 руб., за 2008г. Нпр. = 68 840 022 ∙ 24/100 = 16 521 605,3 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода – 60 904 044,4 руб.

Прибыль предприятия на каждый год расчётного периода:

Ппр. = Пt – Нпр

Ппр. = 74 614 631,6 руб., за 2007г.; Ппр = 65 929 759,4 руб., за 2008г.;

Ппр. = 52 318 416,7 руб.

Итого за 3 года расчётного периода – 192 862 807,7 руб.

Дисконтированная прибыль на каждый год расчётного периода:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

148

Ппр.диск. = 64 882 288,3 руб., за 2007г.; Ппр.диск. = 57 330 225,5 руб., за

2008г.;

Ппр.диск. = 45 494 275,4 руб.

Итого за 3 года расчётного периода – 167 706 789,2 руб.

5.3. Расчет экономических показателей проекта

5.3.1. Поток денежной наличности

Дисконтированный поток денежной наличности, определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

где , NPV - дисконтированный поток денежной наличности; Пt- прибыль от реали-зации в t-м году;

At – амортизационные отчисления в t-м году;

Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году; Дисконтированный поток денежной наличности (NPV) на каждый год

расчётного периода:

NPV1 = 47 162 043,6 руб., за 2007г.; NPV2 = 40 585 269,1 руб.;

NPV3 = 30 284 029,2 руб.

Итого NPV за 3 года расчётного периода – 118 031 341,9 руб. Положительная величина чистого дисконтированного дохода (NPV>0)

свидетельствует об эффективности проекта, поскольку поступлений от его реализации достаточно для того, чтобы возместить затраты и обеспечить минимально требуемый (равный норме дисконта – 15%) уровень доходности

этого капитала.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

149

5.3.2. Индекс доходности

Индекс доходности (РI) - отношение суммарных приведенных чистых

поступлений к суммарному объему капитальных вложений:

t 1

Определим индекс доходности (PI) :

PI = (56 058 867,7/1,15) / (32 440 560/ 1,15) = 1,7

Как видим, индекс доходности является положительным, то есть PI 1,

а это является критерием эффективности проекта.

5.3.3. Период окупаемости вложенных средств

Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение

которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

где, Пок - период возврата вложенных средств, годы.

Определим прибыль предприятия в месяц:

Пср = 192 862 807,7 / 36 = 5 357 300,2 руб/мес.

Определим период окупаемости проведённого ГРП:

Пок = 32 440 560 / 5 357 300,2 = 6 мес. = 0,5 года.

Срок окупаемости по проектируемому варианту составит 0,5 года, период за которым значение NPV и дальше положительно.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

150

5.4. Экономическая оценка проекта

Экономическая оценка выполнена в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», РД 153-39-007-96

Уплата всех налогов, предусматривается в полном соответствии с действующем, на 01.01.2007г. в России, законом о системе налогообложения.

Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течение полугода. За рассматриваемый период предприятие получило прибыль от дополнительной добычи нефти в размере 192,862 млн. рублей. Экономическая оценка проведения ГРП на 10 скважинах Ельниковского месторождения, приведена в табл. 25.

Таблица 25 Экономическая оценка эффективности проекта

5.5. Сравнение технико-экономических показателей базового варианта без проведения ГРП и варианта с проведением ГРП

По каждому варианту определены основные экономические показатели, к числу которых относятся, эксплуатационные затраты на

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

151

добычу нефти, дисконтированный поток денежной наличности (NPV), индекс доходности (PI), период окупаемости вложенных средств ( смотри таблицу). Данные показатели рассчитывались по 10 скважинам в динамике на 3-х летний период.

Результаты технико-экономического анализа базового и проектного

вариантов в целом представлены в сравнительной табл. 26.

Таблица 26

Сравнение технико-экономических показателей

вариантов разработки с проведением ГРП и без проведения ГРП по 10 скважинам

По результатам расчётов эффективным по основным экономическим параметрам является вариант с применением ГРП, при котором инвестор получает дополнительный дисконтированный доход в размере 118,031 млн. руб., дисконтированный доход государства составит 195,8 млн.руб. за 3 года.

При осуществлении гидравлического разрыва пласта дополнительная добыча за 3 года составит 92,8 тыс.тн. нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

152

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На месторождениях Удмуртии остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам. ГРП в настоящее время является одним из наиболее эффективных способов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.

В данном дипломном проекте описано геологическое строение Ельниковского месторождения. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются терригенные отложения яснопо-

лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона. Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-физических

свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно-

и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости.

Выполнен анализ результатов проведенной компании по производству ГРП на девяти скважинах Ельниковского месторождения, в среднем по каждой скважине получен прирост нефти на 50%. На основе этого, а также учитывая опыт применения ГРП на других месторождениях нефти выдвинута идея выполнения ГРП на ряде скважин Ельниковского месторождения. Целью дипломного проекта является подбор ряда скважин для производства ГРП. По результатам геофизических и нефтепромысловых исследований произведен подбор десяти скважин. Описана технология проведения ГРП, техника, оборудование и материалы, применяемые при ГРП, которые на сегодняшний день предлагают фирмы подрядчики. В результате расчета мы получили 92 828 тонн дополнительной нефти, срок окупаемости проекта полгода, экономический эффект в размере 192,862 млн.рублей. Рассмотрен вопрос охраны труда при выполнении подготовительных операций и ГРП на скважине, нормативно-правовая база.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

153

Также следует учитывать вопрос охраны окружающей среды и недр, так как Ельниковское месторождение находится вблизи населенных пунктов, рек, лесов.

В итоге, при проведении ГРП на предложенных десяти скважинах, учитывая основные статьи расходов на это, получен довольно неплохой экономический эффект за непродолжительный период времени. Это свидетельствует о целесообразности и успешности данного проекта на сегодняшний день. Но следует отметить, что подбор скважин для подобных операций необходимо проводить с особой тщательностью и учитывать все требования и рекомендации. В противном случае мы можем нанести непоправимый вред нашей природе и недрам.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

154

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.«Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского месторождения (Книга 1)», УДК 622.276.1/4 003, учетный № 2390, г.Ижевск, «ИННЦ», 2005г., с.441

2.Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.

3.Блажевич В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961-131с.

4.Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Москва: Недра, 1986 – 165 с.

5.Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск:

институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004,

720с.

6.Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998-40с.

7.Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967 – 139 с.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

155

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА

Плакат 1 Геологический профиль Ельниковского месторождения Плакат 2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Плакат 3 Запасы нефти по объектам Плакат 4 График изменения дебитов до и после ГРП

Плакат 5 Схема расстановки наземного оборудования при ГРП Плакат 6 Сравнение текущих и прогнозируемых показателей разработки до и после проведения ГРП (визейский объект)

Плакат 7 Сравнение технико-экономических показателей вариантов

разработки с проведением ГРП и без проведения ГРП по 10 скважинам

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Введение

Согласно Энергетической стратегии главными районами прироста углеводородного сырья будут Западносибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-

Печорская нефтегазоносные провинции. Поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей являются одним из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленность. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов морской периферии России составляют, по оценкам, около 100 млрд. т в пересчете на нефть. Основная часть этих ресурсов приходится

на шельфы северных морей. С учетом географического распределения прогнозных ресурсов нефти и газа, а также достигнутого уровня геолого-

геофизической изученности предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в среднесрочной перспективе в Баренцевом, Карском и Охотском морях, а также в российском секторе Каспийского моря. Поиски новых месторождений нефти и газа должны быть продолжены в нефтегазоносных провинциях со снижающейся добычей нефти Волго- Уральской и Северокавказской. Для достижения намеченной Энергетической

стратегией добычи предусматривается ввод новых месторождений на Сахалинском шельфе и шельфах северных морей в Тимано-Печорской и

Восточносибирской нефтегазовых провинциях, где имеются значительные запасы нефти, но требуются доразведка и создание инфраструктуры практически с нуля. Перспективная добыча нефти в России будет определяться в основном следующими факторами: уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и уровнем применения научно-технических

достижений в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Основным нефтедобывающим районом России рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь (рис. 4), хотя ее доля в общей

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 4. Динамика добычи нефти по регионам и России в целом

Рис. 5. Развитие Балтийской трубопроводной системы

Реализация этих и других инфраструктурных проектов, в том числе предусмотренных Энергетической стратегией, позволит создать транспортную инфраструктуру, необходимую для обеспечения прогнозного роста добычи нефти.

Система среднего и специального образования в нашей стране почти утвердилась как основная форма подготовки квалифицированных рабочих среднего звена и стала высоким фактором формирования политических и социальных качеств мастеров и бригадиров. На производство приходят работники владеющие компьютерной техникой и высокой культурой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Поэтому современные механизмы призваны подготавливать квалифицированных рабочих, способных к быстрой смене труда в условиях постоянной модернизации производственных процессов, владеющих сложными профессиями и способных трудиться в бригадах и быстро адаптироваться на предприятии. Совершенствование системы среднеспециального образования и ускорения учебно-воспитательного

процесса требует перехода на путь интеграции профессии и подготовки квалифицированных кадров по ведущим мировым профессиям, особенно смежных специальностей.

В этих условиях возникает острая проблема, необходимость создания учебно-материальной базы производственного обучения, интенсификация

учебного процесса, техническое перевооружение с рациональным использованием всех возможностей для получения необходимых знаний и навыков по иной профессии.

Для этого необходимо обеспечить все учебные кабинеты, мастерские техникума и других учебных заведений наглядными пособиями.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Назначение модели

Фонтанирование нефтяной скважины – это процесс движения нефти от её забоя к устью, происходящий под действием пластовой энергии.

Естественное фонтанирование нефтяной скважины возможно лишь при условии, если ее забойное давление больше гидростатического давления, создаваемого на забой весом столба газонефтяной смеси, поднимающейся к устью. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин наиболее экономичен и выгоден.

Выбрав темой диплома данный способ эксплуатации и наглядно продемонстрировав макет фонтанной арматуры крестового типа, я закреплю свои знания, а также обеспечу учебный кабинет техникума наглядным пособием.

Модель-макет фонтанной арматуры крестового типа предназначен в

качестве наглядного пособия в обучении студентов. Наглядные пособия способствуют повышению качества знаний студентов, помогают преподавателю объяснить конструкцию, принцип действия оборудования и, кроме того, наглядно показать его работу. В результате у студентов улучшается усвоение материала.

Модель позволяет преподавателю объяснить материал, не совершая экскурсии на предприятие. А также позволит сэкономить массу времени на прохождение изучаемого материала.

2. Компоновка модели

Модель макет фонтанной арматуры крестового типа состоит из трубной головки и фонтанной елки. Вся арматура смонтирована на деревянном основании и хорошо закреплена во избежание падения. На основание сначала крепится трубная головка состоящая из крестовины, кранов и манометра, затем переводная катушка (патрубок с внутренней

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7. Фонтанная арматура тройникового типа для двухрядного

подъемника

3. Назначение узлов модели

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвешивания фонтанных труб и

герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной. Устройство трубной головки позволяет при помощи обвязки (системы трубопроводов с задвижками) соединять кольцевые пространства между трубами первого и второго рядов и между трубами первого ряда и эксплуатационной колонной с каким-либо оборудованием (насосом,

компрессором). Переводная катушка предназначена для подвешивания фонтанных труб.

Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования фонтанной струи, направления ее по тому или иному выкиду и в случае необходимости для закрытия скважины.

В фонтанной арматуре уплотнение между фланцами осуществляется овальным кольцом из мягкой стали.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для регулирования фонтанной струи и направления ее в выкидные линии служат задвижки или краны, установленные на боковых отводах крестовин или тройников.

На выкиде после задвижки или крана помещают специальную болванку со сквозным отверстием или шайбу называемую штуцером (рис. 8 и 9). С его помощью поддерживают заданный режим работы скважины,

заключающийся в рациональном расходовании пластовой энергии, т.е. в установлении путем регулирования струи такого суточного дебита скважины, который обеспечивал бы длительное и бесперебойное фонтанирование с наибольшей добычей нефти за этот период.

Также помимо сменяемых забойных штуцеров, за рубежом широко применяют и другие сменяемые приборы, например предохранительные клапаны. Предохранительный освобождающийся клапан действует мгновенно.

Он приспособлен для установления определенной нормы течения продукции (дебита) скважины; если фонтанная струя по каким-либо

причинам увеличится, клапан закроется и фонтанирование по подъемным трубам прекратится.

Наблюдение за работой фонтанных скважин ведется по показаниям двух манометров, установленных на каждой скважине. Верхний манометр предназначен для замера давления на устье скважины, которое называется буферным. По нижнему манометру, устанавливаемому на крестовике трубной головки, определяется затрубное давление.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 8. Штуцер сураханского типа для скважин, дающих нефть с

песком

Рис. 9. Быстросменный штуцер для скважин, не имеющих в нефти

песка

4. Техпроцесс изготовления модели

Для изготовления модели мне понадобилось: краны, мет. переходники

с резьбой с обеих сторон, спилы, гвозди, гайки, манометры, кусок деревянной доски под основание, сварка, краска синяя и красная (0,5 л).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.изготовление основания для устойчивости и фиксации арматуры в

целом.

2.изготовление крестовин при помощи сварки.

3.покраска всех деталей модели.

4.сборка.

5.Классификация фонтанной арматуры

Фонтанные арматуры классифицируются по конструктивным и прочностным признакам:

1. по рабочему давлению.

Тройниковая и крестовая фонтанные арматуры выпускаются на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70, 100 МПа. В зависимости от ожидаемого давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление.

2. по схеме исполнения.

Рис. 10. Типовые схемы фонтанных арматур

3. по числу спускаемых в скважину рядов труб.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Диаметр и длину колонны подъемных труб устанавливают для каждого пласта опытным путем, исходя из ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Условные диаметры подъемных труб от 33 до 114 мм.

Различают однорядные и двухрядные подъемники. Применение двух рядов труб в фонтанных скважинах позволяет более рационально использовать энергию расширяющегося газа и предотвращать образование песчаных пробок на забое.

Обычно в фонтанные скважины спускают одноразмерную колонну, чаще из труб диаметром 73 мм или же ступенчатую колонну из комбинации труб диаметром (в мм): 114 и 89; 114 и 73; 114,89 и 73; 102,89 и 73; 89 и 73 и

др.

4. по конструкции запорных устройств.

К запорным устройствам относятся пробковые краны (рис. 12) или прямоточные, клиновые задвижки (рис. 11). Минус клиновых задвижек в их

недостаточной герметичности.

Особенности прямоточной задвижки в том, что при движении потока через нее нефть и газ не соприкасаются с уплотняющими поверхностями, благодаря чему достигается крайне незначительный их износ.

По сравнению с клиновой задвижкой проходной пробковый кран обладает большей коррозионной стойкостью, имеет меньший габаритный размер и меньшую массу.

5. по размеру проходного сечения ствола арматуры и боковых отводов. Диаметры проходных сечений от 50–150 мм. Диаметры боковых

отводов от 50–100 мм.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 11. Прямоточная задвижка

Рис. 12. Пробковый кран

6. Расчет параметров фонтанного подъемника

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного р3, устьевого р2 и затрубного рзатр давлений. С течением времени

по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое рпл, забойное р3 давления,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дебит Q, увеличивается обводненность пв и т.д. Поэтому с течением времени

подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления р2. С другой стороны, замена

подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования. При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме.

Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина L и диаметр d фонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования р3 min. Остальные величины

задают или определяют из других соображений. Например, при комплексном проектировании дебит Q определяют в результате гидродинамических расчетов процесса разработки нефтяной залежи.

В основу расчета фонтанного подъемника положены условия фонтанирования скважин разного типа.

Скважины I типа. В этом случае используют условие артезианского

фонтанирования по формуле (9.13). Из формул (9.7) и (9.13) следует, что чем меньше длина труб L и больше диаметр d, тем меньше потери давления на трение ртр и, как результат, меньше забойное давление р3 и больше дебит Q,

то есть в скважину лучше вообще не спускать НКТ, а эксплуатировать ее по

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ω – скорость движения жидкости в трубах (определяется как частное деления расхода жидкости на площадь сечения трубы).

рпл ( Q )1 / n H g pтр p2 (9.13)

K 0

где n – показатель режима фильтрации жидкости; К0 - коэффициент

пропорциональности в уравнении потока.

Однако, исходя из технологических соображений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и максимально возможного диаметра при заданной эксплуатационной колонне. Этим обеспечивается возможность различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении, проведение других технологических операций, уменьшение коррозии эксплуатационной колонны и т.д.

При наличии песка в продукции (песочные скважины) трубы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при наличии парафина – до глубины отложений парафина в стволе и т.д.

Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и соответствующее минимальное забойное давление фонтанирования р3 min. Для расчета обводненность продукции nв конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами. Скважины II и III типов. В фонтанных скважинах типа II башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних отверстий фильтра. Расчет длины фонтанных труб L и минимального забойного давления фонтанирования р3 min выполняется с использованием условия газлифтного фонтанирования. Отметим, что диаметром труб d при выполнении этого расчета задаемся в зависимости от дебита Q (при р3 ≈ 6

МПа): Q, т/сут 10–20 20–50 50–100 100–200 >200 d, мм (условный) 43 60 73 89 102.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диаметр мало влияет на результат расчета L и р3 min.

Если длину L и диаметр d задают из других соображений, то из условия

газлифтного фонтанирования можно вычислить обводненность пв конца фонтанирования.

Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рассчитывают из

формулы продуктивности Л.П. Крылова (9.36) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть

Дебит конца фонтанирования QK=Qопт и обводненность принимают по проекту разработки. Давление р2 рассчитывают из условия нефтегазосбора

продукции.

Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб по формулам

l2 (d k d1 )L /(d 2 d1 ) (9.54)

l1 L l2 (9.55)

где l1, l2 – длины нижней и верхней секции НКТ соответственно меньшего d1 и большего d2 стандартных диаметров.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Qнач, который имеем по комплексному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Qmax по формуле

А.П. Крылова (9.35) для условий начала фонтанирования.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Неизвестное устьевое давление р2 в начале фонтанирования

определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

где принимаем для скважин II и III типов соответственно р1=рн р1=рз min. Обычно в начале фонтанирования nв=0. Соотношение (9.57) решаем

графоаналитически или методом итераций.

Если Qmax≥Qнач, то спускают трубы диаметром dк, который

удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Qmax<Qнач, то проводят перерасчет диаметра на начальные условия из

формулы максимальной продуктивности Л.П. Крылова (9.35), в которой принимают Qmax=Qнач, то есть

Если диаметр dнач, не совпадает со стандартным диаметром, то

принимают ближайший больший стандартный диаметр или аналогично – ступенчатую колонну труб.

Если диаметр dнач окажется больше максимально возможного диаметра

труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Возможность эксплуатации по затрубному

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пространству может исключаться при отложениях парафина, солей в стволе,

поступлении песка из пласта и т.д.

7. Возможные неисправности фонтанной арматуры и способы их устранения

Прекращение фонтанирования скважин может быть вызвано следующими причинами: снижением пластового давления, обводнением скважины и засорением подъемных труб или выкидных линий. В каждом случае наблюдаются свои характерные изменения в работе скважины.

Снижение пластового давления сопровождается постепенным снижением буферного давления и дебита скважины. В первое время обычно удается сохранить отбор нефти из скважины неизменным, увеличивая диаметр штуцера, по когда буферное давление становится равным 2–4 кГ/см2,

эта мера не помогает, дебит скважины продолжает снижаться, а ее работа становится неровной – возникает пульсация буферного давления, связанная с увеличенным выделением газа в верхней части подъемных труб. Особенно заметно это явление в скважинах, вскрывших пласты малой мощности.

В этот период полезно применять штуцер несколько уменьшенного диаметра; дебит скважины сократится от этого незначительно, но пульсация станет менее резкой и обслуживание скважины облегчится.

Обводнение фонтанных скважин сопровождается в основном теми же явлениями, какие наблюдаются при снижении пластового давления. Точно так же наблюдаются постепенное снижение буферного и затрубного давления, сокращение дебита, а в дальнейшем возникают пульсации давления. Эти явления вызываются увеличением противодавления на пласт вследствие скопления на забое скважины пластовой воды, а также увеличения веса столба газонефтяной смеси в подъемных трубах (к устью скважины нефть движется с многочисленными капельками воды).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Содержание воды в нефти, при котором прекращается фонтанирование скважины, может быть различным и в зависимости от конкретных условий данной залежи изменяется от 2–5 до 30–40%. Длительное время могут

фонтанировать обводняющиеся скважины, расположенные в приконтурной части залежей, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления.

При прогрессирующем обводнении скважины она начинает фонтанировать периодически с длительными перерывами. Фонтанирование прекращается в моменты, когда гидростатическое давление столба воды, скопившейся па забое, и столба газонефтяной смеси в подъемных трубах в сумме превышает забойное давление. После этого приток нефти в скважину прекращается, но происходит медленное замещение столба воды в скважине нефтью, которая проникает из нефтеносной зоны пласта и всплывает в верхнюю часть скважины.

Если в этот период скважина открыта, уровень жидкости в ней под действием притока нефти постепенно поднимается до устья и скважина начинает переливать.

При закрытой скважине в верхней части подъемных труб и затрубного пространства образуется газовая подушка, а вся остальная часть их постепенно заполняется нефтью, которая вытесняет воду в пласт. При длительной остановке скважины возможно полное замещение столба воды нефтью, и если открыть такую скважину, то она снова будет фонтанировать в течение нескольких часов или далее суток, пока на забое опять не скопится вода. Такой процесс замещения воды нефтью происходит иногда и в полностью обводнившихся скважинах, дальнейшая эксплуатация которых была признана нецелесообразной. Нефть, оставшаяся в порах обводнившегося пласта, медленно, в течение нескольких месяцев проникает в скважину, замещая в ней воду. В результате этого на устье скважины со временем может возникнуть значительное давление. Чтобы не допустить выброса нефти, устье таких скважин должно быть надежно герметизировано.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фонтанирование обводняющихся скважин можно продлить, удалив столб воды на забое. Поэтому обычно не ждут, когда в скважине произойдет естественное замещение воды нефтью, а производят промывку, закачивая в затрубное пространство чистую безводную нефть, которая выталкивает воду с забоя скважины в подъемные трубы и затем на поверхность.

При медленном увеличении содержания воды в продукции скважины и высоком пластовом давлении промывка является эффективным методом. После промывки скважина продолжает фонтанировать в течение нескольких недель. Но все же эта мера является временной, так как обводнение скважины приконтурной водой представляет естественный процесс, и со временем неизбежен перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации па механизированный или же ее капитальный ремонт с целью изоляции обводнившейся части пласта.

Засорение подъемных труб и прекращение фонтанирования по этой причине возможно при эксплуатации залежей, сложенных слабосцементированными песчаниками, и при добыче парафинистой нефти.

В первом случае в период, когда снижается дебит скважины, пли в момент, когда скважина останавливается, песок, поступающий из пласта, вследствие снижения скорости потока начинает осаждаться в подъемных трубах, образуя в их нижней части песчаную пробку, которая закрывает доступ нефти.

Образование песчаной пробки отмечается повышением затрубного давления и резким снижением буферного давления при одновременном сокращении дебита скважины. При появлении таких признаков нужно срочно принимать меры к восстановлению нормальной работы скважины и прежде всего следует восстановить циркуляцию жидкости через подъемные трубы. Для этого в затрубное пространство подкачивают чистую нефть. Положительный результат может быть достигнут и при некотором увеличении дебита скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Частичное или полное засорение подъемных труб возможно и при добыче парафинистой нефти.

Обычно приходится иметь дело не с чисто парафиновыми пробками, а с пробками, возникшими в результате обрыва и заклинивания скребков и других приспособлений для очистки парафина в интервале, где его отложения достигли наибольших размеров. Скребок или другой инструмент, застрявший в отложениях парафина и уплотнивший их, почти полностью закрывает проходное сечение подъемных труб, что сопровождается резким снижением дебита скважины и буферного давления, а также заметным повышением затрубного давления.

Устранение такой пробки представляет большие трудности; приходится останавливать скважину, поднимать подъемные трубы и очищать их на поверхности. Поэтому при обслуживании фонтанных скважин, в которых наблюдаются отложения парафина, нужно принимать все меры по обеспечению нормальной работы оборудования, предназначенного для удаления отложений парафина.

Нарушение и прекращение фонтанирования скважины может произойти также при засорении штуцера п выкидных линий. В этих случаях отмечается резкое повышение буферного давления при одновременном снижении дебита. Наиболее часто засоряются штуцеры небольшого диаметра. Причиной засорения обычно являются крупные частицы породы или цемента, оставшиеся на забое скважины, или различный мусор, попавший в скважину при некачественной промывке. Иногда штуцер засоряется комочками твердого парафина. Засорение выкидных линий чаще случается в холодное время года и вызывается обычно интенсивным отложением парафина в участке выкидной линии за штуцером. Это нарушение устраняется нагревом выкидных линий паром или же путем механической очистки.

В холодное время года при эксплуатации скважин, недавно вышедших из бурения, когда из скважины газонефтяным потоком выносится пресная

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или недостаточно осолоненная вода, выкидные линии могут засоряться льдом. Это обстоятельство необходимо иметь в виду и не допускать длительных простоев скважин, а неработающую выкидную линию следует освобождать от жидкости, выпуская ее через фланцевые соединения обвязки, расположенные в пониженных местах.

Арматура, устанавливаемая на фонтанирующие скважины, истирается песком, выносимым вместе с жидкостью из скважины. Наибольшее истирание происходит в тройниках (крестовинах) елки (в местах поворота фонтанной струи), запорных поверхностях корпуса и клина задвижки.

8. Техника безопасности, охрана окружающей среды

Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации фонтанных скважин – соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию.

Фонтанные скважины оборудуют спрессованной фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны-

отсекатели, а у фонтанной арматуры устанавливают площадку с лестницей и перилами.

Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами. Трехходовой кран позволяет снимать манометр при стравленном давлении.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Снижать затрубное давление газа разрешается только при помощи штуцера через вторую от крестовика задвижку при открытой первой.

Обвязку скважины и аппаратуры следует отогревать только паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления должны прокладываться из безшовных стальных труб, соединенных сваркой.

При нарушении герметичности оборудования происходит утечка нефти и газа, загрязняется территория, возникает опасность пожара и отравления нефтяным газом. Поэтому негерметичности должны быть своевременно ликвидированы, а территория должна содержаться в чистоте.

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины – на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.

В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем

дросселями с ручным, а по требованию заказчика – с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м3/сут

газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакеp и клапан-

отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.) Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться

автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной

линии.

В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен

периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на

срабатывание должны оформляться актом.

На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.)

эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30–35 м от устья в

специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах.

Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы – газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-

технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях, в газе которых содержится сероводород (Астраханское – до 30%; Саратовское – до 6,1%; Оренбургское – до 4,7% и др.). К основным

таким мероприятиям относят:

правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и арматуры;

герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки газа и газоконденсата;

применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;

применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание, системы улавливания паров и др.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питание растений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные заграждения.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникации одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование наклонно- направленного бурения. На участках временного пользования, например,

прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складируют и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.

9. Технико-экономическое обоснование проекта

Для того, чтобы определить экономическую эффективность производства модели, необходимо определить стоимость работ. Для расчета стоимости материалов и комплектующих изделий составим смету.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 1. Расчет материалов и комплектующих изделий

Производим расчет расходов на заработную плату и начисление на нее. Расходы на заработную плату определяем по формуле:

Рзп = ЗПосн + ЗПдоп + ЗПсоц.страх = 6480+712,8+1499,47 = 8692,27, руб.

где ЗПосн – основная заработная плата. ЗПдоп – дополнительная заработная плата.

ЗПсоц.страх – отчисления на социальное страхование. Определяем основную заработную плату по формуле:

ЗПосн = Тст*Фд*R*S = 30*18*2*6 = 6480, руб.

где Тст – часовая тарифная ставка разряда данного рабочего. Тст = 30 руб. Фд – действительный фонд времени, дни.

R– количество рабочих, R=2.

S– продолжительность смены, S = 6 часов.

Действительный фонд времени определяется по формуле:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фд = Фк – ДВ/П = 21–3/1 = 18 дней

где Фк – календарные дни.

ДВ/П – выходные и праздничные дни.

Определяем дополнительную заработную плату по формуле:

ЗПдоп = (ЗПосн*11)/l00 = (6480*11)/100 = 712,8, руб.

Определяем отчисления на социальное страхование по формуле:

ЗПсоц.страх = (ЗПосн + ЗПдоп)*26% = (6480–712,8)*26% = 1499,47, руб.

Производим расчет накладных расходов по формуле:

Рн= ЗПосн*1,75% = 6480*1,75% = 113,4, руб.

Определяем производственную себестоимость по формуле

С=Рм+Рзп+Рн = 10170+8692,27+113,4 = 18975,67, руб.

Где Рм – расходы на материалы. Рзп - расходы на заработную плату.

Рн – накладные расходы.

Находим процент от прибыли по формуле

П=С*20% = 18975,67*20% = 3795,13, руб.

Определим себестоимость с учетом прибыли по формуле С'=С+П = 18975,67+3795,13 = 22770,8, руб.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Производим расчет экономической эффективности от производства работ по формуле:

Э=С'-МВ-Рм = 22770,8 – 0 – 10170 = 12600,8, руб.

Где С' – себестоимость с учетом прибыли. МВ – материальное вознаграждение.

Рм – расходы на материалы.

10. Обслуживание фонтанных скважин

В процессе обслуживания фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом, производить проверку действия, осмотр, профилактический, а в необходимых случаях п текущий ремонт оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.

Текущий контроль за работой скважины осуществляется по величине дебита, а также наблюдением за величиной буферного и затрубного давления. Обычно дебит замеряют один или два раза в неделю по специальному графику (на многих промыслах эта работа выполняется под руководством геологической службы промысла замерщиками дебитов), но во многих случаях, когда возникает сомнение в соответствии дебита скважины установленному режиму, оператор должен делать контрольные замеры большей или меньшей продолжительности. Основанием для выполнения внеочередного контрольного замера дебита может быть изменение буферного или затрубного давления, всякое нарушение характера работы скважины или замена штуцера.

По графику, утвержденному мастером по добыче или начальником участка, оператор производит проверку штуцеров. На промыслах, где добывается нефть с песком, эта операция выполняется с целью проверки

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

степени износа штуцера под действием песка, а на промыслах, где добывается парафинистая нефть, проверкой определяется (ориентировочно) количество отложений парафина около штуцера. В случае необходимости оператор должен самостоятельно принимать необходимые меры по исправлению работы скважины и сообщать об обнаруженных неисправностях мастеру или диспетчеру.

В скважинах, дающих парафинистую нефть, через каждые два-три дня

фонтанная струя переводится с одной выкидной линии на другую, что способствует более равномерному отложению парафина в каждой из них в период между очередными обработками обвязки скважины паром. Сокращение дебита скважины вследствие увеличения сопротивления потоку и выкидных линиях при регулярном выполнении этой операции становится менее заметным.

Все работы, выполняемые оператором с целью проверки и сохранения установленного отбора нефти из скважины, так же как и результаты измерений дебита, буферного и затрубного давления должны фиксироваться в вахтовом журнале в конце рабочего дня.

Помимо общего наблюдения за работой скважины и обеспечения заданного режима ее фонтанирования, оператор во время ежедневного обхода скважин обязан проводить следующие работы, связанные с обслуживанием и ремонтом наземного оборудования:

1)устранять утечки и пропуски нефти и газа во фланцевых соединениях, сальниковых уплотнениях фонтанной арматуры и выкидных трубопроводов; своевременно заменять изношенные и поврежденные прокладки;

2)устранять мелкие неисправности фонтанной арматуры и прискважинного оборудования для сепарации, сбора и откачки нефти;

3)проверять действие и выполнять регулировку механизмов автоматической депарафинизационной установки, а также осматривать отдельные ее узлы и производить мелкий ремонт;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4)проверять действие отсекающих автоматических устройств, которыми оборудована скважина, путем создания аварийного положения (переполнения) индивидуальной или групповой емкости для сбора нефти;

5)очищать прискважинную территорию от следов нефти, от парафина, мусора, а также от поросли травы и кустарника.

На тех промыслах, где практикуется совмещение профессий оператора

иэлектромонтера по обслуживанию средств автоматики, в обязанности оператора вменяются также проверка и профилактический осмотр электрической части средств автоматики, установленных на скважине. Большую часть работ на скважине оператор выполняет самостоятельно, но в тех случаях, когда по характеру работы требуется участие двух или трех человек, на помощь оператору приходит старший оператор – руководитель смены или дежурные операторы и слесари.

При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять правила безопасности общего характера.

1.Измерение давления должно производиться исправными, прошедшими госпроверку манометрами, а подключение их к скважине должно осуществляться через трехходовые краны.

2.Обслуживание фонтанной арматуры следует выполнять с металлических площадок, имеющих лестницы и ограждения. Размеры настила площадки (из рифленого листового железа или 40-мм досок) должны быть не менее 1,5х1,5 м, высота перил не менее 1,25 м. Ширина металлической лестницы должна быть но менее 1 м, уклон не более 60° и расстояние между ступенями не более 25 см.

3.На верхней площадке фонтанной арматуры и на лестнице нельзя размещать никакие предметы. В виде исключения разрешается оставлять на площадке лубрикатор в собранном виде, но при этом он должен надежно закрепляться к перилам или раме площадки.

4.Верхнее положение скребка следует устанавливать так, чтобы в любом случае обеспечивалось свободное закрывание центральной задвижки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.При всех работах по ремонту узлов автоматической лебедки и лубрикатора лебедку следует обесточить путем отключения рубильника, а скребок втянуть в лубрикатор и закрыть буферную задвижку.

При ликвидации аварийного разматывания проволоки с барабана лебедки применяются такие же меры предосторожности. Если же в это время скребок находится в скважине на глубине, необходимо наделаю закрепить скребковую проволоку за нижний пояс вышки и до отказа затянуть сальник лубрикатора.

6.При работе со скребковой проволокой следует соблюдать необходимые меры предосторожности, особенно оберегая глаза от повреждения свободным концом проволоки.

Обрубать проволоку нельзя, следует переламывать ее, предварительно расплющив место слома. При наматывании «жучка» в процессе крепления скребка и других аналогичных работах свободный конец проволоки следует оставлять длиной не более 30 см.

Нельзя выдергивать куски проволоки из земли, из-под тяжелых

предметов и т.п. без защитных очков и рукавиц.

11. Вывод по дипломному проекту

На дипломный проект мне было дано задание спроектировать и изготовить модель-макет фонтанной арматуры крестового типа.

Для этого мне понадобилось рассчитать экономическую рентабельность проекта. Из этого я выяснил денежный эквивалент работ. Затем по описаниям фонтанных арматур крестового типа в книгах мне нужно было приобрести и изготовить некоторые детали из которых и будет собираться модель-макет фонтанной арматуры крестового типа.

После успешного поиска, закупки и изготовления деталей я собрал модель-макет фонтанной арматуры и в проекте описал принцип действия

моего макета.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В целом изготовление модели было изначально нужно как наглядное пособие для студентов в помощь преподавателю. Для более подробного изучения оборудования, т.е. принципа действия, конструкции и т.д. не выходя на экскурсии.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Содержание

1.Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и

месторождениях.

2.Давление и температура в залежах.

Список литературы