Состояние добычи нефти в Жирновском нефтегазовом месторождении

Тепловые обработки призабойной зоны пласта производит специальная бригада. При закачивании пара предусматривается возможность управления запорными устройствами с безопасного расстояния. На паропроводе устанавливают обратный клапан. Для проведения глубинных замеров манометром, термометром, применяют лубрикатор, имеющий боковой вентиль для стравливания давления. Оборудование устья тщательно закрепляют. В сальниковых устройствах применяют термостойкий материал. Для смазки резьбовых соединений используют термостойкую герметизирующую смазку.

Устье скважины оборудуют устройством, компенсирующим удлинение колонны НКТ от температуры. Если для закачивания пара применяют НКТ без пакера, то компенсатор устанавливают и в скважине. При закачивании пара через НКТ с пакером, для предупреждения разрыва эксплуатационной колоны и обвязки устья, задвижку на отводе от затрубного пространства открывают.

После монтажа всего наземного оборудования паропровод и устьевая арматура опрессовываются на давление не ниже ожидаемого максимального давления нагнетания пара.

При использовании оборудования электропрогрева руководствуются общими правилами безопасности при эксплуатации электротехнических устройств в нефтяной промышленности.

При обнаружении неисправностей в электрооборудовании сразу же отключают главный сетевой рубильник на распределительном щите. Неисправности устраняются только специальными электромонтерами.

Автотрансформатор, станция управления заземляются. Перед включением электрооборудования в сеть измеряется сопротивление заземления.

После окончания электротепловой обработки отключают главный сетевой рубильник и снимают вставки на станции управления.

Около зажимов кабельного ввода и рубильников на станции управления устанавливают изолирующие подставки.

Электроприборы и рубильники снабжаются соответствующими надписями. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты "Высокое напряжение".

Перед спускоподъемными операциями электронагревателя устанавливают упоры под колеса подъемника, и автомобиль ставят на тормоз.

Опасность возникновения пожара на скважине, где проводится тепловая обработка, зависит от наличия на территории скважины разлитой нефти, загазованности, трубопроводов, агрегатов, электрооборудования, работающих под высоким давлением и температурой.

Одним из основных требований противопожарной безопасности является поддержание территории скважины в чистоте, строгое соблюдение правил эксплуатации находящихся на ней оборудования и техники. Курить на территории скважины запрещается.

4.2 Противопожарные мероприятия

Ответственность за пожарную безопасность, своевременное выполнение противопожарных мероприятий и исправное содержание средств пожаротушения возложена на мастеров бригады, а также инженерно-технических работников подразделения. Лица, ответственные за пожарную безопасность, обязаны знать соответствующие правила и ежегодно проводить проверку знаний и каждый квартал проводить инструктаж в бригадах и требовать строгого выполнения их всеми работниками.

Все производственные, подсобные, бытовые объекты должны иметь хорошие подъезды, располагаться на определенном расстоянии от складов горючих материалов и должен иметь противопожарное оборудование.

Бригада должна быть обеспечена химическими огнетушителями (пенными и углекислотными ОХП - 10, ОП - 50, ОУ - 2, У - 5), ящиком с песком 0,5мі, бочками с водой - 250 литров и комплексом инструмента (лопата - 2шт., лом - 2шт., багры - 2шт., топор - 1шт.), ведрами. В радиусе 50м вокруг скважины должна быть выкошена трава, территория очищена от листьев.

Запрещается хранить бензин и другие легковоспламеняющиеся материалы, а также кислоты в стеклянной посуде в вагончиках, где размещаются люди; загромождать проходы и подъезды к зданиям, источникам воды, средствам пожаротушения; курить и применять открытый огонь в хранилищах ГСМ, гаражах; хранить горючие жидкости в открытой посуде и в стеклянной таре, а также держать их запас в производственных помещениях в количествах превышающих сменную потребность; мыть детали керосином и бензином не приспособленных для этого помещениях; применять воду для тушения горючих жидких углеводородов при наличии в помещении карбида кальция.

Обтирочные материалы следует хранить в закрытых металлических ящиках. Использованные материалы по окончании работы должны быть убраны в безопасное место или уничтожены.

На рабочих местах должны быть вывешены: схема оповещения при пожаре с номерами пожарной части и диспетчерской службой, инструкции, плакаты, предупредительные надписи по технике безопасности. На каждом объекте должен быть журнал замечаний по технике безопасности, куда заносятся результаты проверки состояния техники безопасности руководителями работ или лицами, отвечающими за безопасность работ. Лица, виновные в нарушении правил по технике безопасности несут дисциплинарное или уголовное наказание.

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды в Жирновском НГДУ

Добыча нефти и газа производится фонтанным механизированными способами. Механизированные способы - добыча глубинными насосами и электроцентробежными насосами.

Скважины, оборудованные электроцентробежными насосами и фонтанной арматурой, герметичны. Скважины, оборудованные штанговыми глубинными насосами, являются источниками выбросов легких углеводородов в атмосферу (метан, пропан).

Со скважин жидкость (нефть + вода) поступает по трубопроводам к замерным установкам - трапам, где производится замер дебита скважины или к автоматизированным групповым установкам типа "Спутник".

Трапы являются источником выбросов легких углеводородов через предохранительные клапаны. Затем нефть по коллектору поступает на ДНС, а отсюда жидкость насосами подается в резервуарный парк. Резервуары оснащены дыхательными клапанами. При заполнении резервуара клапан открывается, и в атмосферу попадают легкие углеводороды.

Пластовая вода, отделенная от нефти, отстаивается в резервуарах и подается через водоводы в нагнетательные скважины. Независимо от применяемых ингибиторов, количество порывов на этих водоводах значительно.

Ежегодно в Жирновском НГДУ составляются мероприятия по охране окружающей среды. Перечень этих мероприятий представлен в таблице 5.1.

Таблица 5.1.

Наименование мероприятий	Экологический эффект
1	2
Охрана водных ресурсов. 1. Капитальный ремонт дюкерных переходов через реку Медведица, другие водные преграды и овраги 2. Ремонт плотин в оврагах, входящих в пойму р. Медведица и других водоемов. 3. Строительство и ремонт земельных обвалований в местах уклона нефти и водопроводов к речным долинам, другим водоемам. 4. Строительство ливневой канализации на базе цеха спецтехники. Охрана атмосферного воздуха. 5. Утилизация попутного газа % к ресурсам. 6. Капитальный ремонт сырьевых и технологических резервуаров. 7. Ввод в эксплуатацию ГКС для утилизации газа II ступени сепарации на ДНС "Макаровская". 8. Ликвидация и сокращение площадей старых шламонакопителей. Охрана земельных ресурсов. 9. Ремонт нефтегазопроводов и водоводов: - нефтепроводы - 10км - газопроводы - 1км - водоводы - 9км 10. Обработка пластовых вод ингибиторами с целью снижения скорости коррозии водоводов. 11. Строительство площадок с твердым покрытием для хранения металлолома. 12. Строительство площадки для хранения соли на Головном парке. 13. Строительство площадок с твердым покрытием для хранения маслонаполненного оборудования ПРЦЭЭ. 14. Строительство и ремонт обвалований скважин, хранение металлолома. 15. Изготовление и установка ящиков для сбора бытового мусора. 16. Изготовление контейнера для сбора металла на Памятном цехе. 17. Возвращение с/х владельцами использованных земельных участков по истечении сроков аренды. Охрана недр 18. Проверка герметичности эксплуатационных колонн нагнетательных и поглощающих скважин. 19. Ремонт эксплуатационных колонн (ликвидация порывов).	Предотвращение попадания нефти и пластовой воды в р. Медведица и водоемы. Предотвращение попадания нефти и пластовой воды в р. Медведица и водоемы. Предотвращение попадания нефти и пластовой воды в р. Медведица. Предотвращение попадания нефтепродуктов в р. Медведица. Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу. Сокращение выбросов ВВ в атмосферу и предотвращение разливов. Уменьшение выбросов ВВ в атмосферу при сжигании газа. Уменьшение испарения углеводородов в атмосферу и сокращение занятых земель. Предотвращение попадания нефти и пластовой воды на почву и в водоемы. Предотвращение показания нефти и пластовой воды на почву и в водоемы. Предотвращение попадания нефтепроводов в почву. Предотвращение попадания в почву соли. Предотвращения попадания нефтепродуктов в почву. Предотвращение загрязнения почв нефтепродуктами и пластовыми водами. Предотвращение захламления территории. Предотвращение попадания нефтепродуктов в почву. Предотвращение попадания нефтепродуктов в почву. Предотвращение пластовых перетоков.

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Состав и организация работ по ремонту скважин

Организация ремонта должна обеспечивать нормальную работоспособность оборудования и сокращать затраты труда, средства и время на ремонтные работы. Для этого применяют систему ППР, которая предусматривает весь комплекс организационно-технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту оборудования последовательно осуществляемых в плановом порядке.

К показателям, характеризующим систему планово-предупредительного ремонта, продолжительность ремонтного цикла меж осмотровых и межремонтных периодов, продолжительность ремонта, категорию сложности и трудоемкости ремонта.

Продолжительность ремонтного цикле - это промежуток времени от одного капремонта до другого, а для нового оборудования - от начала эксплуатации до первого капремонта. Длительность ремонтного цикла определяет на основе расчетных опытных данных.

Число, вид и чередование ремонтов и осмотров в одном цикле определяют структуру ремонтного цикла. Она зависит от условий работы оборудования и его конструктивных особенностей, а также качества ремонта.

Межремонтным периодом называется время работы оборудования между двумя ближайшими ремонтами.

Для непосредственного выполнения ремонтных работ, как правило в цехах создают комплексные, бригады которые подразделяются на звенья. Бригадой руководит старший мастер или мастер. Звеном руководит мастер. Состав бригад и звеньев как по численности, так и по квалификации работников зависит от конкретных условий производства. Так, на некоторых буровых предприятиях организованы ремонтные бригады, которые имеют в своем составе следующие специализированные звенья: ремонтное, сварочное, кузнечное, погрузочное, загрузочное, по реализации. Специализация работ в бригаде позволяет сокращать сроки, повышать технико-экономические показатели ремонта. Наряду с этим сейчас все более широко применяют подрядные методы работы бригад с развитием совмещения профессий и ориентации ремонтников на конечный результат по объему и качеству ремонта техники.

На нефтедобывающих предприятиях большой объем работ проводят по текущему и капитальному подземному ремонту скважин.

Капитальный подземный ремонт скважин выполняют в целях поддержания в исправности и повышения производительности действующего фонда скважин, ввода в эксплуатацию бездействующих скважин. Этот ремонт связан с восстановлением работоспособного состояния эксплуатационного горизонта и подземной части эксплуатационного оборудования, получившего значительные повреждения, а также с проведением мероприятий по охране недр.

Капитальный ремонт скважин включает сложные работы, подразделяет на шесть категорий.

Изоляция продуктивных горизонтов от верхних вод.

1. Изоляция продуктивных горизонтов от подошвенных вод.

2. Возврат на продуктивные, верхние горизонты или углубление скважин.

3. Ликвидация скважин.

4. Ликвидация аварий.

5. Прочие ремонтно-исправитёльные работы.

Основная работа при капремонте - цементирование скважин, которое проводят при изоляционных работах, при возврате на верхние или углубление на нижние горизонты и при ликвидации скважин. При ликвидации аварий выполняют большой объем ловильных работ. К прочим ремонтно-исправительным работам относятся устранение поврежденных обсадных колонн, изменение конструкций скважин, борьба с пробкообразованием и др.

Работы по текущему и капитальному подземному ремонту скважин выполняет цех подземного и капитального ремонтов скважин, входящих в состав базы производственного обслуживания. В цехе, как правило, имеются участок, проводящий, текущий - подземный ремонт скважин; участок, проводящий капитальный подземный ремонт скважин и их освоение; подготовительная бригада, готовящая скважины к подземному и капитальному подземному ремонту; бригада инструментальной площадки, занимающаяся ремонтом и прокатом оборудования, инструмента и т.п.

Участок текущего подземного ремонта скважин состоит из бригад подземного ремонта, во главе с мастерами. В зависимости от нормативной продолжительности ремонта бригады проводят работы в две смены.

Подготовительная бригада состоит из операторов 3-4 разрядов и помощников операторов по подготовке скважин к подземному текущему и капитальному ремонту 3 разряда вышкомонтажников 4-5 разрядов и подсобных рабочих 3 разряда. Бригада, как правило, работает в две смены. Возглавляет бригаду старший мастер по сложным работам.

Состав смен различен по числу и квалификации работающих. Обычно ремонт проводят трое работающих: оператор подземного ремонта, оператор подземного ремонта, помощник оператора и машинист.

6.2 Экономическое обоснование паротепловой обработки скважин

Суточный дебит вследствие проведения мероприятия увеличится с 0,4 т до 1,8 т

Д q = 1,8-0,4= 1,4т

годовую добычу нефти рассчитываю по формуле

Q=q*Ки*tк*Кэ*n

где Q- годовая добыча нефти

q- суточный дебит

Ки- коэффициент изменения дебита

tк- время календарное

Кэ- коэффициент эксплуатации

n - число скважин

Q1 = 0,4*0,86*365*0,94*1 = 118т

Q2= 1,8*0,86 *365*0,94*1 =531 т

ДQ = 531 - 118= 413т

Рассчитываю себестоимость добычи нефти по статьям калькуляции. Всю добычу выражаю в тыс., руб., а но 1 т. в руб.

Расходы на энергию по извлечению нефти

До 7,13*118=0,9

После 7,13* 531 =3,8

Расходы по искусственному воздействию на пласт

До 31,26*118=3,8

После 31,26*531 =16,6

Основная зарплата производственных рабочих

До 10,62*118= 1,3

После 1,3/531=2,4

Отчисления на соцнужды

До 4,2*118=0,5

После 0,5/531 = 0,95

Амортизации скважин

До 15,37*118= 1,8

После 1,8/531 =3,48

Расходы по сбору и транспортировке газа

До 38,96*118=4,7

После 38,96*531=20,6

Расходы по технологической подготовке нефти

До 37,97*118=4,6

После 37,97*531=20,1

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

До 66,98*118=8

После 8/531= 15,16

Цеховые расходы

До 23,73*118=2,8

После 2,8/531 =5,37

Резерв на кап ремонт

До 40,69*118 =4,9

После 4,9/531 =9,21

Плата за недра

До 65,59*118= 7,9

После 65,59*531=34,8

Прочие производственные расходы

До 78,46*118 =9,4

После 78,46*531 =41,6

Внепроизводственные расходы

До 8,85*118=1,1

После 1,1/531 =2

Управленческие расходы

До 150*118=18

После 18/531 =33,96

НИОКР

До 5,77*118=6,7

После 6,7/531 = 1/31

На основании проведенных расчетов составляю таблицу 1 "Калькуляция себестоимости добычи нефти"

Таблица 1. "Калькуляция себестоимости нефти"

Наименование систем	До	После	Отклонения
	Всего	На 1 т	Всего	На 1 т	Всего	На 1 т
1. Расходы на энергию по извлечению нефти	0,9	7,13	8	7,13	+2,9
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	3,8	31,26	16,6	31,26	+12,8
3. Основная зарплата производственных рабочих	1,3	10,62	1,3	2,4		-8,22
4. Отчисления на соцнужды	0,5	4,2	0,5	0,95		-3,25
5. Амортизация скважин	1,8	15,37	1,8	3,48		-11,89
6. Расходы по сбору и транспортировке газа	4,7	38,96	20,6	38,96	+15,9
7. Расходы по технологической подготовке нефти	4,6	37,97	20,1	37,97	+15,5
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	8	66,98	8	15,16		-51,82
9. Цеховые расходы	2,8	23,73	2,8	5,37		-18,36
10. Резерв на капремонт	4,9	40,69	4,9	9,21		-31,48
11. Плата за недра	7,9	65,59	34,8 -	65,59	+26,9
12. Прочие производственные расходы	9,4	78,46	41,6	78,46	+32,2
13. Внепроизводственные расходы	1,1	8,85	1,1	2		-3,54
14. Управленческие расходы	18	150	18	33,96		-116
15. НИОКР	6,7	5,77	6,7	1,31		-4,46
Полная себестоимость	76,4	636,7	182,6	344,5	106,2	292,2

Эксплуатационные затраты возросли на 106,2 руб., в них не учтены затраты на паротепловую обработку. Расчет этих затрат представляю в таблице 2.

Таблица 2. "Смета затрат"

Наименование затрат	Стоимость бр-часа	Время	Сумма
1. Оплата труда	11573	8	926
2. Отчисления на соцнужды		36%	333
3. Амортизация скважин	8,79	8	70
4. Электроэнергия	5,96	8	48
5. Транспорт и спецтехника	783,58	8	6268
6. Вспомогательные материалы	105,64	8	845
7. Услуги других цехов	17,97	8	144
8. Износ МБП	2,49	8	20
9. Прочие затраты	34,3	8	274
Итого прямых затрат			928
10. цеховые расходы		40%	3571
11. Всего затрат			12499

Рассчитываю эксплуатационные затраты после проведения мероприятия с учетом расходов на паротепловую обработку

С 2 = (182,6 + 12,5*4)/531 = 438 руб.

Рассчитываю условно-годовую экономию

Э=(C1-C2)*Q2

Э - условно-годовая экономия

C1,2 - себестоимость добычи нефти до и после мероприятия

Э = (636,7 - 438) * 531 - 105,3 тыс.руб.

Удельная условно-годовая экономия (Э')

Э' = Э / Q2

Э'= 105,3/531 = 198,7руб.

Прибыль рассчитываю, используя формулу

П=(Ц-С')*Q

П - прибыль

Ц - цена 1 т. нефти

П 1 =(850 - 636,7)*118 = 25,6 тыс.руб.

П 2 = (850 - 438)*531 = 218,4 тыс.руб.

ДП= 218,4 -25,6= 192,8

Удельная прибыль (П 1)

П'=П/Q

П 1 =25,6/ 118 =213,3 руб.

П 2= 218,4/531 =412 руб.

ДП 1 = 192,8/531 =363,7

6.3 Технико-экономические показатели

На основании данных расчетов составляю таблицу 3

Таблица 3. "Технико-экономические показатели"

Наименование показателей	Ед. изм.	Ло	После	Откл +/-
1. Суточный дебит	Т.	0,4	1,8	+1,4
2. Годовая добыча	Т.	118	531	+413
3. Себестоимость 1 т. нефти	Руб.	636,7	438	-198.7
4. Условно-годовая экономия	Тыс.руб.		105,3	+105,3
5. удельная условно-годовая экономия	Руб.		198,7	+198,7
6.Прибыль	Тыс.руб.	25,6	218,4	+192.8
7. Удельная прибыль	Руб.	213,3	412	+363,7

На основании данных расчетов можно говорить об эффективности паротепловой обработки, т.к. увеличивается добыча нефти на 413т. в год, снижается себестоимость на 198,7руб., а прибыль составит 192,8 тыс. руб.

Размещено на Allbest.ru

...