Контроль проведения гидравлического разрыва пласта акустическими методами

ДВр = ДQ х Ц; (7.1)

Где ДQ - дополнительный обьем добычи,тыс.т

Ц - цена предприятия без акциза и НДС

2. Определение изменения текущих затрат:

Зтек=(ДQхСхд.у.п./100)+Зр; (7.2)

Где С-себестоимость одной тонны нефти.

Д.у.п.-доля условно-переменных затрат

Зр-затраты на проведение ГРП

ДQ - дополнительный обьем добычи,тыс.т

3.Определение прироста прибыли от реализации:

Пр.реал=Вр-Зтек. (7.3)

Вр- выручка от реализации

Зтек.- текущие затраты

4. Определим налог на прибыль.

Н пр = Пр. обл х30 / 100; (7.4)

Где Пр.обл - прибыль, облагаемая налогом, равная Пр.реал.

Пр. реал - прирост прибыли от реализации

5. Определение потока денежной наличности :

ПДН=Вр-Зтек.-Нпр. (7.5)

Где Вр- выручка от реализации,

Зтек.- текущие затраты

Нпр.- налог на прибыль

6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):

НПДНt= ?ПДН t (7.6)

Где t - период реализации мероприятия

ПДНt- поток денежной наличности в t-ом году.

7.Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.

Определение коэффициента дисконтирования:

бt=(1+Ен)€tр­t; (7.7)

где бt - коэффициент дисконтирования

7.3 Исходные данные

В таблице 7.1 приводятся технико-экономические показатели НГДУ «ПН»

Таблица 7.1

Технико-экономические показатели НГДУ «ПН»

Показатели	Ед. изм.	1994г.	1995г.	1996г.	1997г.
Количество проведенных ГРП	Шт.	13	62	64	94
Средняя продолжительность одного ремонта	Бр. Час.	530	521	496	518
Затраты на один ремонт	Млн. руб.	0,12	13,6	41,1	65,8
-подготовительные работы к ГРП	Млн. руб.	0,06	4,7	13,8	29,1
-стоимость ГРП	Млн. руб.	0,04	4,5	13,7	21,7
-заключительные работы	Млн. руб.	0,02	4,4	13,6	14,8
Дополнительная добыча нефти после ГРП	Тыс.т.	37,086	247,527	286,712	339,837
Средний дебит до ГРП	Т/сут.	6,5	4,7	5,4	5
Средний дебит после ГРП	Т/сут.	10	12	12,6	13,6
Цена 1 т. нефти	Тыс. руб	0,182	12,4	53,6	148,7
Себестоимость 1 т. нефти	Тыс. руб.	0,051	1,54	16,331	51,704

7.4 Расчет ЧТС и ПДН за период с 1994-1997гг.

Пример расчета ЧТС за 1994г.:

1.Прирост выручки от реализации:

Вр=37,086*0,182=6,8 млн. руб.

2. Определение изменения текущих затрат:

Зтек=(37,086*0,47*0,051)+0,12*13=2,45 млн.руб

Д.у.п.-доля условно-переменных затрат=47%

3.Определение прироста прибыли от реализации:

Пр.реал=6,8 -2,45=4,35 млн.руб.

4. Определим налог на прибыль.

Н пр = 4,35*0,35=1,5 млн.руб.

5. Определение потока денежной наличности :

ПДН=4,35-1,5=2,85 млн.руб.

6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):

НПДНt= 2,85 млн.руб.

7.Определение коэффициента дисконтирования:

бt=(1+0,1)Ђ1994­1994=(1,1)Ђ0=1 8.Определение дисконтированного потока денежной наличности:

ДПДН t = 2,85*1=2,85млн.руб.

9.Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТС=2,85 млн.руб.

Таблица 7.2.

Расчет экономической эффективности от проведения ГРП

Показатели	Еед.изм.	Годы
		1994г.	1995г.	1996г.	1997г.
1.Дополнительная добыча нефти, тонн	тыс.т	37,086	247,527	286,712	339,837
2.Прирост выручки в руб.	Млн.руб.	6,8	3069	15367,8	50533,8
3.Текущие затраты 3.1.Тек.затраты на доп.добычу 3.2.Тек.затраты на ГРП	Млн.руб	2,45 0,89 1,56	1022 179 843	4786,4 2156 2630,4	14442,2 8257 6185,2
4.Прирост прибыли от реализации	Млн. руб.	4,35	2047	10581,4	36091,6
5.Прирост налога на прибыль	Млн.руб.	1,5	716,45	3703,5	12632
6.Поток денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1330,55	6877,9	23459,6
7.Накопленный поток денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1333,4	8221,3	31680,9
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,8264	0,7513
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1209,6	5684	17625
10.Чистая текущая стоимость	Млн.руб.	2,85	1212,45	6896,45	24521,5

Расчет экономической эффективности проведения ГРП за период с 2000-2004гг.

Исходные данные за период 2000-2004гг:

Объем внедрения n = 180скв.

Цена на нефть на 1.01.2000 г. Ц = 400 руб.

Доля условных переменных затрат Д.у.п.=21%

Затраты на проведение мероприятия ГРП Имер = 562 тыс. руб.

Известно, что на Приразломном месторождении дополнительная добыча нефти за счет ГРП наблюдается в течение 5-и лет.

Дополнительную добыча за 2000г. равна 611,7тыс.т

Коэффициент падения добычи равен 0,9

Дополнительную добычу на последующие годы считаем как произведение дополнительной добычи и коэффициента падения добычи.

Себестоимость 1т нефти равна 250 руб.

Текущие затраты по данному мероприятияю складываются из затраты на проведение ГРП и затрат на дополнительную добычу нефти

ДИ t = И опз + И доп доб

Остальные расчеты проводим по указанной методике. Результаты вычислений заносим в таблицу 6.3.

Пример расчета экономической эффективности ГРП за 2000г.:

1.Прирост выручки от реализации:

Вр=611,7*400=244680 т.р.

2. Определение изменения текущих затрат:

Определение изменения текущих затрат на дополнительную добычу:

Зтек д.д=(611,7*0,21*250)=32114,25 тыс.руб

Зтек.грп=562*180=101160 тыс.руб.

Зтек.мер.=32114,25+101160=133274,25 тыс.руб.

3.Определение прироста прибыли от реализации:

Пр.реал=244680-133274,25=111405,75тыс.руб.

4. Определим налог на прибыль.

Н пр =111405,75*0,3=33421,725 тыс.руб.

5. Определение потока денежной наличности :

ПДН=111405,75-33421,725=77984,025 тыс.руб.

6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):

НПДНt= 77984,025 тыс.руб.

7.Определение коэффициента дисконтирования:

бt=(1+0,1)Ђ2000-2000=(1,1)Ђ0=1

8.Определение дисконтированного потока денежной наличности:

ДПДН t = 77984,025*1=77984,025 тыс.руб.

9.Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТС=77984,025 тыс.руб. Таблица 7.3.

Расчет ЧТС и ПДН по проекту ГРП за2000-2004гг.

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Количество проведенных ГРП	Шт.	180	-	-	-	-
2.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
3.Прирост выручки	Тыс.р.	244680	220212	198200	178380	160560
4.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400
5.Текущие затраты на доп.добычу	Тыс.р	32114,25	28902,8	26013,75	23412,4	21073,5
6.Тек.затраты на проведение ГРП	Тыс.р	101160	-	-	-	-
7.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	133274,25	28902,8	26013,75	23412,4	21073,5
8.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	111405,75	191309,2	172186,25	154967,6	139486,5
9.Налог на прибыль	Тыс.р.	33421,725	57392,76	51655,88	46490,3	41845,95
10.Прирост ПДН	Тыс.р	77984,025	133916,44	120530,37	108477,3	97640,55
11.Накопленный ПДН	Тыс.р.	77984,025	211900,465	33430,835	440908,135	538548,685
12.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
13.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	77984,025	121743,4	100040,2	81358,0	66395,6
14.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	77984,025	199727,425	299767,6	381125,6	447521,2

7.5 Анализ чувствительности проекта

Анализ чувствительности проекта к риску ЧТС является функцией следующих факторов:

От объема нефтеизвлечения, цены на нефть, текущих затрат, налоговой системы; каждый фактор подвержен изменениям. Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, например:

Q = (-30% ; + 10%);

Ц н = (-20%;+20%);

Н =( -10%; +10%);

И = ( -10%;+10%).

После этого рассчитывают ЧТС(таблица 6.4) при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные зависимости ЧТС от факторов изображают графически (рис.7.2.)

Таблица 7.4.

Расчет ЧТС при уменьшении добычи нефти на 30%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	428,19	385,371	346,85	312,165	280,98
2.Прирост выручки	Тыс.р.	171276	154148,4	138740	124866	112392
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	123640	20232	18209,6	16388,7	14751,05
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	47636	133916,4	120530,4	108477,3	97645
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	14290,8	40174,92	36159	32543,2	29292,2
6.Прирост ПДН	Тыс.р	33345,2	93741,48	84371,4	75934,1	68348,3
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	33345,2	127086,7	211458	287392,2	355740,5
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	33345,2	85220,4	70028,3	56950,6	46476,8
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	33345,2	118565,6	188593,9	245544,5	292021,3
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400

Расчет ЧТС при увеличении добычи нефти на 10%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	672,87	605,58	545,05	490,545	441,54
2.Прирост выручки	Тыс.р.	269148	242232	218020	196218	176616
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	136485,7	31792,9	28615,13	25753,6	23180,85
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	132662,3	210439,1	189404,87	170464,4	153435,15
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	39798,7	63131,7	56812,5	51139,3	46030,6
6.Прирост ПДН	Тыс.р	92863,6	147307,4	132583,4	119325,1	107404,6
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	92863,6	240171	372754,4	492079,5	599484,1
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	92863,6	133916,8	110044,2	89493,8	73035,13
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	92863,6	226780,4	336824,6	426318,4	499353,5
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400

Вывод: При уменьшении добычи на 30% НПДН уменьшится на 34%, а ЧТС на 35%, а при увеличении добычи на 10% НПДН увеличится на 11%, а ЧТС - на 12%. Это говорит о том, что увеличение добычи нефти экономически выгодно для предприятия и наоборот.

Продолжение таблицы 7.4

Расчет ЧТС при уменьшении цены на нефть на 20%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
2.Прирост выручки	Тыс.р.	195744	176169,6	158560	142704	128448
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	133274,25	28902,8	26013,75	23412,4	21073,5
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	62469,75	147266,8	132546,3	119291,6	107374,5
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	18740,9	44179,8	39763,9	35787,5	322124
6.Прирост ПДН	Тыс.р	43728,9	103087	92782,4	83504,1	75162,1
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	43728,9	146815,9	239598,3	323102,4	398264
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	43728,9	93716,4	77009,4	62628	51110,2
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	43728,9	137445,3	214454,7	277082,7	328193
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	320	320	320	320	320

Расчет ЧТС при увеличении цены на нефть на 20%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
2.Прирост выручки	Тыс.р.	293616	264254,4	237840	214056	192672
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	133274,25	28902,8	26013,75	23412,4	21073,5
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	160341,75	235351,6	211826,25	190643,6	171598,5
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	48102,5	70605,5	63547,19	57193,08	51479,6
6.Прирост ПДН	Тыс.р	112239,25	164746,1	148278,35	133450,5	120118,9
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	112239,25	276985,4	425263,7	558714,2	678833,1
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	112239,25	149770,7	123071,0	100088	81680,8
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	112239,25	262009,9	385080,9	485168,9	566850
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	480	480	480	480	480

Вывод: При уменьшении цены на нефть на 20% НПДН уменьшится на 26%, а ЧТС на 27%, а при увеличении цены на нефть на 20% НПДН увеличится на 26%, а ЧТС - на 27%. Это говорит о том, что рост цены на нефть экономически выгоден для предприятия и наоборот.

Расчет ЧТС при уменьшении текущих затрат на 10%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
2.Прирост выручки	Тыс.р.	244680	220212	198200	178380	160560
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	119946,8	26012,5	23412,4	21071,2	18966,2
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	124733,2	194199,5	174787,6	157308,8	141593,8
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	37419,96	58259,9	52436,3	47192,6	42478,1
6.Прирост ПДН	Тыс.р	87313,24	135939	122351,3	110116,2	99115,7
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	87313,24	223252,8	345604,1	455720,3	554836
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	87313,24	123582,2	101551,6	82587,2	67398,7
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	87313,24	210895,44	312447,04	395034,24	462433
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400

Расчет ЧТС при увеличении текущих затрат на 10%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
2.Прирост выручки	Тыс.р.	244680	220212	198200	178380	160560
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	146601,7	31793,1	28615	25753,6	23180,9
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	98078,3	188418,9	169585	152626,4	137379,1
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	29423,5	56525,7	50875,5	45787,9	41213,7
6.Прирост ПДН	Тыс.р	68654,8	131893,2	118709,5	106838,5	96165,4
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	68654,8	200548	319257,5	426096	522261,4
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	68654,8	119904,1	98529	80128,5	65392,5
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	68654,8	188158,9	287087,9	367216,4	432609
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400

Вывод: При уменьшении текущих затрат на 10% НПДН и ЧТС увеличатся на 3%, а при увеличении текущих затрат на 10% НПДН и ЧТС уменьшатся на 3%. Это говорит о том, что уменьшение текущих затрат экономически выгодно для предприятия и наоборот.

Расчет ЧТС при уменьшении налогов на 20%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
2.Прирост выручки	Тыс.р.	244680	220212	198200	178380	160560
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	133274,25	28902,8	26013,75	23412,4	21073,5
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	111405,75	191309,2	172186,25	154967,6	139486,5
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	26737,4	45914,2	41324,7	37192,2	33476,76
6.Прирост ПДН	Тыс.р	84668,4	145395	130861,55	117775,4	106009,7
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	84668,4	230063,4	360924,95	478700,4	584710,1
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	84668,4	132178,6	108615,1	88331,6	72086,6
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	84668,4	216847	325462,1	413793,7	485880,3
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400

Расчет ЧТС при увеличении налогов на 20%

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002	2003	2004
1.Дополнительная добыча нефти	Тыс.т	611,7	550,53	495,5	445,95	401,4
2.Прирост выручки	Тыс.р.	244680	220212	198200	178380	160560
3.Тек.затраты по мероприятию	Тыс.р	133274,25	28902,8	26013,75	23412,4	21073,5
4.Прирост прибыли от реализации	Тыс.р	111405,75	191309,2	172186,25	154967,6	139486,5
5.Налог на прибыль	Тыс.р.	40106,1	68871,3	61987	55788,4	50215
6.Прирост ПДН	Тыс.р	71299,7	122438	110199,25	99179,2	89271,5
7.Накопленный ПДН	Тыс.р.	71299,7	193737,7	303936,95	403116,2	492387,65
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,83	0,75	0,68
9.Дисконтированный поток денежной наличности	Тыс.р	71299,7	111308,4	91465,4	74384,4	60704,6
10.Чистая текущая стоимость	Тыс.р.	71299,7	182608,1	274073,5	348457,9	409162,5
11.Цена нефти без НДС	Руб/т	400	400	400	400	400

Вывод: При уменьшении налогов на 20% НПДН и ЧТС увеличатся на 9%, а при увеличении налогов на 20% НПДН и ЧТС уменьшатся на 9%. Это говорит о том, что снижение налогов экономически выгодно для предприятия и наоборот.

Рис.7.2. Диаграмма " Паук ".

7.6 Выводы

Опираясь на проведенное исследование, можно с уверенностью сказать, что при правильном подборе скважин и проведение всех должных расчетов, необходимых для ГРП, получаем дополнительную добычу нефти, то есть применение метода в ряде случаев экономически выгодно и целесообразно.

Про проект периода 1994-1997гг.можно сказать, что, анализируя график профилей НПДН и ЧТС видно, что максимальное значение получено в 1997 году. Это произошло, по-видимому, вследствие роста добычи нефти и цены на нефть. Рост кривых продолжается. Это значит, что применение ГРП целесообразно и в будущем.

И это доказывает проведенный анализ чувствительности проекта периода 2000-2004гг.

ЧТС (Q)=(-30%; +10%)=(292021,3тыс.р. ; 499353,5тыс.р.)

ЧТС (Ц)=(-20%; +20%)=(328193тыс.р. ; 566850тыс.р.)

ЧТС (Н)=(-20%;+20%)=(485880,3тыс.р. ; 409162,5тыс.р)

ЧТС (И)=(-10%;+10%)=(462433тыс.р. ; 432609тыс.р.)

Абсолютные значения ЧТС и НПДН за расчетный период проекта 2000-2004гг соответственно равны 447521,2 тыс.р. и 538548,685 тыс.р.

Диаграмма «Паук» отражает возможный диапазон изменения ЧТС. Полученный результат свидетельствует о том, что проект не имеет риска, поскольку все возможные значения ЧТС находятся в положительной области.

Проект наиболее чувствителен к падению добычи нефти, чуть менее чувствителен к снижению цены на нефть.

8. Безопасность и экологичность

В нашей стране уделяется огромное значение вопросам обеспечения безопасности условий труда. Разработана и широко применяется система мер по охране труда, включающая трудовое законодательство, стандарты безопасности труда, правила и нормы, а также комплексы социально-экономических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих здоровье и безопасные условия труда каждому гражданину России.

Современная научная организация труда невозможна без создания благоприятных условий труда на каждом рабочем месте. Механизация и автоматизация производственных процессов, научная организация труда - основы снижения и исключения производственного травматизма, аварий и профессиональных заболеваний. В современных условиях главным в проблемах безопасности труда является создание техники, исключающей несчастные случаи на производстве. Кроме оградительной техники необходимо устанавливать соответствующие блокировочные и предохранительные устройства, цель которых - автоматически выключить машину или отдельные блоки при возникновении угрозы несчастного случая.

Охрана труда и техника безопасности в нефтяной промышленности имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, проникают через неплотности и зазоры, что вызывает необходимость разработки специальных мер по безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.

Для нефтепромысловых предприятий характерна сложная производственная среда, воздействующая на машины и персонал. Влияние производственной среды на машины несомненно вибрации приводят к разрушению узлов и деталей машин, повышенная влажность, перепады температуры, наличие в воздухе различных примесей уменьшают их долговечность и т.д. Производственная среда может и косвенно, через человека, влиять на машины недостаточная освещенность, повышенный уровень звука и прочие факторы могут привести к неправильным, приводящим к авариям, действиям человека в связи с его физическим или психическим утомлением. Машины, в свою очередь, могут влиять на состояние производственной среды, насыщая ее шумом, вибрацией, токсичными выбросами, выделением тепла, влаги, электричества и т.д.

Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам и т.д., что приводит к нарушению прочностных характеристик и их преждевременному разрушению.

Технологическим процессам присущи высокие давления, повышенные температуры. В них используют агрессивные и токсичные вещества, большие массы горючих жидкостей и газов, взрывчатые и радиоактивные вещества. Специфичным для нефтяной промышленности является применение громоздкого и тяжелого бурового и эксплуатационного оборудования, которое приходится часто перемещать при монтаже, ремонте, погрузке, выгрузке и перебазировании.

В настоящее время безопасность жизнедеятельности базируется на основе КЗОТ РСФСР, санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71, ПЭУ, СНиП, ССБТ и т.д.

8.1.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения

В НГДУ "ПН" проводится работа по созданию безопасных условий тру-да, предупреждению аварий и несчастных случаев, снижению уровня травматизма и числа аварий. Совершенствуются технологические про-цессы добычи нефти и газа, используются новые средства автоматиза-ции и телемеханизации производственных процессов и т.д. Это требует от рабочих совершенного владения техникой и технологией производст-ва, твёрдых знаний безопасных методов труда и строгого соблюдения инструкции по технике безопасности.

Рабочие должны знать и постоянно помнить об опасностях при про-изводстве различных видов работ, соблюдать установленный порядок на местах.

К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов добычи нефти и газа относятся : возможность загазованности из-за утечки газа, нефти и хим.реагентов, высокое давление рабочей среды в скважинах и в системе трубопрово-дов ППД, наличие токоведущих кабелей и электротехнических устройств. Опасным видом работ при эксплуатации скважин является их освоение, вероятность открытого фонтанирования пропусками газа и нефти вслед-ствие нарушения и ослабления и ослабления соединений, повышения давления в системе обвязки скважин выше расчётного, скопления газа в помещениях расположения насосных агрегатов и в низинах.

При эксплуатации промысловых нефтепроводов существует опасность образования взрывоопасной смеси и загрязнения окружающей среды в месте порыва нефтепровода. Промысловые выводы характеризуются высоким давлением. При вскрытии соединений замороженных участков водоводов и последующем отогреве 'возможен выпуск струи высокого давления, что может привести к травмированию работающих. При об-служивании глубиннонасосных скважин представляют опасность работы при обслуживании наземного оборудования. Велика вероятность травмирования при монтаже и демонтаже канатной подвески, замене устьевых сальников полированного штока. Опасность при эксплуатации глубинной штангово-скважинной насосной установки встречается более часто, чем при эксплуатации электроцентробежной насосной установки. При экс-плуатации водоводов, по которым перекачивается вода сеноманского го-ризонта, ввиду её высокой коррозийной активности существует опасность внезапного порыва водоводов и загрязнения почвы и растительности. Общей опасностью при эксплуатации систем нефтепроводов и водово-дов является сложность и большая трудоёмкость ремонта трубопрово-дов и технологического оборудования. При ремонте промысловых коммуникаций применяется землеройная техника и грузоподъёмные механизмы. Безопасная эксплуатация грузо-подъёмной техники от рабочих знаний соответствующих инструкций и на-выков в работе. Следует учитывать трудоёмкость и сложность работ, связанных с ремонтом и очисткой оборудования, нахождения рабочих внутри ёмкостей и на высоте. Отсутствие устройств (площадок, лестниц) приводит к применению опасных приёмов труда при замене запорной арматуры, предохранительных клапанов, манометров, устранении про-пусков и утечек рабочей Среды. Фланцевые соединения на трубопрово-дах и аппаратах являются источниками выбросов рабочего агента при высоком давлении, загазованности воздуха производственных помеще-ний.

Пожароопасность на объектах нефтедобычи связана с производством сварочных работ или применением открытого огня в пределах площадки куста скважин. Захламлённость и замазученность увеличивает её опас-ность.

Искрообразование, как источник газовоздушной смеси, для кустовых скважин представляет также большую опасность. Источниками искрооб-разования могут быть:

- частицы песка и механических примесей, трущихся о стенки труб;

- разряды статического электричества с ёмкостей и другого технологиче-ского оборудования;

- применение стального инструмента при газоопасных работах;

- короткое замыкание, перегрузки и искрения электрооборудования, а также выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. В насосных ус-тановках опасность представляет наличие вращающихся частей насос-ных агрегатов.

Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтеотдачи пластов в скважины закачиваются химические реагенты, обращение с которыми создаёт опасность получения химических ожогов открытых участков тела, получения отравления дыхательных путей. Для проведе-ния депарафинизации скважинной подвески и ликвидации замазученности устьевого оборудования применяются паропередвижные установки ППУ 1600/100. Неосторожное и неправильное обращение с пропарочным оборудованием может привести к тепловым ожогам паром высокого дав-ления.

Работа обслуживающего персонала объектов нефтепромысла связа-на с пребыванием на открытом воздухе в зимнее время года, что создаёт опасность переохлаждения и обморожения. Территорию промысла пере-секают водные преграды, что создаёт необходимость их правильного преодоления плавсредствами в летнее время и по ледовым переправам в зимнее время. Эксплуатация на объектах нефтедобычи различных транспортных средств при неправильной организации работ по перевозке грузов и людей может привести к авариям и травмированию работающих.

В 1998 году по НГДУ не зарегестрировано ни одного случая травматизма со смертельным исходом, случаев травматизма зарегистрировано - 1, профессиональных заболеваний нет. Произведем оценку риска по формуле:

R=Cn/Np=1/2562=0,0004

Где Cn-число несчастных случаев на производстве за год;

Np- число работающих в сфере производства.

Дадим характеристику вредных веществ, применяемых на производстве в виде

Таблица 8.1

Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ

Характеристика	Наименование веществ
	Сероводород H2S	Метан СН4	нефть	Окись углерода СО
Плотность по воздуху	1,191	0,5543	3,5	0,967
Предельно-допустимая концентрация, мг/мі в рабочей зоне	10	300	300	20
Класс опасности	2	2
Действие на организм	Сильный и опасный яд	В больших конценрациях наркотическое действие	Наркотическое действие	Общие ядовитые свойства
Температура вспышки,°C	-	-	-40-17	-
Температура самовоспламенения, ,°C	246	537	270-320	610
Пределы смеси с воздухом нижний Верхний	4,3 46	5 15	1,26 6,5	12,5 74
Категория и группа взрывоопасной смеси	В-1в	В-1в

8.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда. Организация рабочих мест

К установкам и оборудованию для подготовки нефти предъявляются следующие требования:

герметичность;

прочность и стойкость к эрозии и коррозии;

Одним из важнейших требований к оборудованию является герметизирующее оборудование, так как наличие даже незначительных утечек может привести к выбросам в атмосферу больших количеств вредных паров и жидкостей и, как следствие, к взрывам, пожарам.

Необходимо обеспечить герметичность насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений.

Обязательным является требование к использованию на нефтепромысле искробезопасного оборудования и инструмента.

Важнейшее требование - правильный расчет прочности машин и оборудования. Все опасные узлы оборудования и механизмов снабжаются соответствующими оградительными устройствами. Ограждения бывают сплошными, сетчатыми, в виде экранов. Используются также различные страховые устройства. Важным условием безопасности является применение механизации автоматизации работ, что дает возможность вывести работника из опасной зоны, повысить производительность труда.

Обеспечение безопасных условий труда тесно связано с техническим качеством оборудования и инструмента. Текущее обслуживание и надзор за работой оборудования ведется в течение всей смены.

8.1.3 Санитарные требования

Для улучшения яркости в поле зрения работающих в производственных помещениях немаловажное значение имеет отражающая способность пола, стен, потолков и оборудования, которое достигается их соответствующей окраской.

Наиболее опасные предметы выделяются из общей цветовой гаммы, предупреждая своим цветом о возможной опасности. Линии для электричества, газа, воды, телефона также выделяются определенным цветом. Принимаются во внимание удобство и видимость.

На контейнерах, содержащих опасные химические и взрывоопасные вещества, должны быть надписи, обозначающие их содержание и они должны быть выделены определенным цветом.

В насосных станциях нет естественного освещения, поэтому необходимо правильно рассчитать искусственное освещение в соответствии с СНиП 23-05-95.

Производственный микроклимат характеризуется температурой воздуха и его относительной влажностью. Среди наиболее эффективных мер в борьбе с холодом и избыточным теплом создается искусственный микроклимат и используются индивидуальные средства защиты.

Применяются вентиляторы. В холодных условиях отопление постоянно поддерживается, но так, что бы человек в помещении не перегревался.

Климат района, в котором расположены объекты разработки и эксплуатации ОАО Юганскнефтегаз, резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и прохладное лето.. Самым холодным месяцем является январь, имеющий минимальную температуру до -50С. Переход к лету в конце мая - начале июня. Средняя температура самого жаркого месяца июля +20С - +25С. Максимальные температуры могут достигать +36С. Среднегодовая скорость ветра равна 5,2 м/сек., максимальная скорость ветра доходит до 15-22 м/сек.

Для снижения вредного влияния природных факторов работающие обеспечиваются спецодеждой в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 Воздух рабочей зоны.

Классификация шумов установлена ГОСТ 12.1.003-76, СНиП II-12-77 и нормируется в следующих пределах: на постоянных рабочих местах и рабочих зонах - до 99 Дб. В насосной уровень шума достигает 90-100 Дб, при текущем и капитальном ремонте - 92-98 Дб. Обслуживающий персонал, работающий в насосной, снабжается индивидуальными средствами защиты (наушники). Также для улучшения условий труда рекомендуется сооружать звукоизолированные кабины, устанавливать экран.

Требования безопасности предусматривают несколько мероприятий для снижения шума технические средства борьбы с шумом (уменьшение шума машин в источнике, применение технологических процессов, при которых уровень звукового давления на рабочих местах не превышает допустимые, и др.) строительно-акустические дистанционное управление шумными машинами использование средств индивидуальной защиты организационные (выбор рационального режима труда и отдыха, сокращение времени нахождения в шумных условиях, лечебно-профилактические и другие мероприятия).

Допустимые нормы вибрации регламентируются санитарными нормами СН 245-71.

Различают следующие методы борьбы с вибрациями подавление в источнике возникновения отстройка от режима резонанса изменением массы и жесткости вибрирующих конструкций или установлением нового рабочего режима виброизоляция - в виде пружинных резиновых или комбинированных опор.

Таблица8.2

Санитарно-гигиенические условия труда

Наименование участка	Исследуемое вещество	Класс опасности	Факт.ср.-арифм.концентрация,мг/м3	ПДК по ГОСТ12-1-005-88мг./м3
ЦДНГ-5
1.ДНС-2ПРЗ насосная	Углевод. СО	4 4	201,96 4,4	300 20
2.КНС-16	Углевод. СО	4 4	46,6 3,8	300 20

Таблица8.3.

Микроклимат и освещение производственных помещений

Наименование помещения	Ед.изм.	Результаты измерений	Нормативные данные	примечание
ЦДНГ-5
ДНС-2ПРЗ Насосная

Подобные документы

• Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

  Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008
  

• Технология гидравлического разрыва пласта

  Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
  
  курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010
  

• Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

  Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
  
  дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015
  

• Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

  История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
  

• Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

  Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014
  

• Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении

  Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
  
  курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014
  

• Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное"

  Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014
  

• Гидравлический разрыв пласта

  Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
  
  презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
  

• Кислотный гидравлический разрыв пласта

  Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 20.03.2014
  

• Разработка Южно-Сургутского месторождения

  Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
  
  отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012
  

• Анализ эффективности применения ГРП на "Майском" месторождении

  Характеристика предприятия и месторождения. Тектоническая карта района работ, нефтегазоводоностность. Проводимость скважины. Расклинивающий агент и назначение пропанта. Свойства жидкости гидравлического разрыва пласта, схема расстановки оборудования.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 16.05.2012
  

• Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

  Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014
  

• Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

  Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Устьевое и подземное оборудование. Подсчет балансовых запасов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 01.03.2016
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Характеристика пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Методы вскрытия продуктивного пласта. Техника и технология гидропескоструйной перфорации. Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 11.03.2017
  

• Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении

  История разработки и освоения Приобского месторождения. Геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов. Анализ эффективности работы скважин. Воздействие на нефтеносные пласты проведения гидравлического разрыва - основного метода интенсификации.
  
  курсовая работа [387,0 K], добавлен 18.05.2012
  

• Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

  Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014
  

• Геолого-физические характеристики Приобского месторождения

  Общие сведения о Приобском месторождении, его геологическая характеристика. Продуктивные пласты в составе мегакомплекса неокомских отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Виды кислотных обработок.
  
  курсовая работа [132,0 K], добавлен 06.10.2014
  

• Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима (плоскорадиальное движение)

  Разработка нефтяного месторождения с использованием заводнения при однорядной схеме размещения скважин. Параметры разрабатываемого пласта месторождения. Схема элемента пласта и распределение в нем водонасыщенности. Показатели разработки элемента.
  
  курсовая работа [337,1 K], добавлен 02.12.2010
  

• Разработка Талинского месторождения

  Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Проектные решения разработки. Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади. Свойства пластовых флюидов. Оборудование фонтанных скважин. Мероприятия по борьбе с солеотложениями.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 03.07.2014
  

• Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

  Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
  
  контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам