Разработка Демьяновского месторождения

Исходной величиной для расчета труб является сопротивлений труб растягивающим нагрузкам. Усилие, при котором напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести (страгивающая нагрузка).

Предельно допустимую длину 1 подвески для одноразмерной колонны определим по формуле:

1_доп = Q_стр/ kq_тр, (3,19)

где Q_стр - страгивающая нагрузка для труб, Н

Q_стрД = 294000 Н для труб диаметром 73 мм марки Д,

k - коэффициент запаса прочности = 1,5,

q - вес 1 м труб, Н/м

q = 92,7 Н/м

Проверяем возможность применения труб из стали марки Д:

1_доп = 2114 м < L (2700 м).

Проверяем допустимую длину секции труб из стали марки К:

Q_стрК = 387000 Н

1_доп = (Q_стрК - Q_стрД)/kq = 668 м. (3,20)

Суммарная длина колонны насосно-компрессорных труб, изготовленных из сталей марок Д и К составит:

1_доп = 2114 + 668 = 2782 м > L (2700 м). (3,21)

Так как кровля продуктивного пласта находится на глубине 2700 м, принимаем компановку насосно-компрессорных труб из 2-х секций из стали марок Д и К.

Трубы из стали марки Д = 2072 м.

Трубы из стали марки К = 628 м.

Выбрав НКТ из марок стали Д и К проведем проверочный расчет лифтовой колонны.

3.5 Расчет лифтовой колонны при фонтанном способе эксплуатации

Основной вид нагрузки при фонтанном способе добычи - сила собственного веса труб и давление газонефтяной смеси. На колонну труб действуют внутреннее, наружное давление и осевые нагрузки.

Внутреннее избыточное давление для фонтанного способа определяется из выражения:

1) в колонне с пакером при закрытом устье

Р_вн = Р_пл - с₁gH + (с₁g- с₂g)z , (3,22)

где Р_пл - пластовое давление, Па

Р_пл = 26,3 Мпа

Н - глубина скважины, м

с₁, с₂ - плотность жидкости в колонне и за колонной, кг/м³

z - глубина установки пакера, м

Проведя вычисления, получим - Р_вн = 1,2 Мпа.

Наибольшее значение будет на устье при z = 0:

Р_вн = 3,98 МПа

в процессе установки гидравлического пакера

Р_вн = Р_п + (с₁g -с₂g)z = 15,5 Мпа (3,23)

При z = 0 , Р_вн = 15 МПа, где

Р_п - давление на буфере в момент установки гидравлического пакера 15МПа

при освоении скважины

Р_вн = Р_с + (с₁g - с₂g)z (3,24)

при z = 0 , Р_вн = 8 Мпа,

где

Р_с - давление на устье при освоении, Па

с₁ - плотность жидкости, закачиваемой при освоении.

Колонны по внутреннему давлению рассчитывают из условия испытания на герметичность.

Р_вн = 1,1Р_вну + (с₁g - с₂g)z = 17,8 МПа, (3,25)

где Р_вну - максимальное из давлений, рассчитанных по формулам при z=0

с₁ - плотность опрессовочной жидкости (1100 кг/м³)

Максимальное избыточное внутреннее давление при фонтанном способе эксплуатации получается при испытании колонны на герметичность. При этом максимальное давление будет на устье при z = 0; 17,8 Мпа. Согласно справочным данным для труб НКТ 73 мм максимальное внутреннее давление, при котором напряжения в теле труб по ГОСТ 633-80 достигают предела текучести, для труб марки Д - 49,1 Мпа.

Наружное избыточное давление.

Избыточное давление для фонтанного способа определяется из выражений:

в процессе эксплуатации без пакера

Р_ни = Р_заб - с_ж(L - z) - [(Р_заб - Р_б)z/L + Р_б], (3,26)

при z = 0

Р_ни = 18,5 Мпа,

Р_заб - давление на забое скважины, Па

Р_б - давление буферное в процессе эксплуатации, Па

с_ж - плотность жидкости.

Максимальное наружное избыточное давление при фонтанном способе эксплуатации получается при эксплуатации без пакера. При этом максимальное давление на устье при z = 0 18,5 Мпа. Согласно справочным данным для НКТ 73 мм максимальное наружное избыточное давление для труб марки Д - 36,4 МПа.

3.6 Расчет осевой нагрузки на колонну НКТ.

Осевая нагрузка определяется величиной собственного веса колонны и усилием от гидравлического давления:

осевая нагрузка от собственного веса

Q_н = q g L (3,27)

где

q - масса 1 секции, кг/м (10 кг/м для 73 мм)

L - длина, м (2700 м)

осевая нагрузка при испытании колонн на герметичность:

Q = q g L + P_вн F_в ,

где

F_в - площадь канала трубы диаметром 73 мм,

Q = 318 кН

осевая нагрузка при установке пакера

Q_п = q g L + Р_п F_в (3,28)

при извлечении пакера

Q_п = q g L + Q , (3,29)

где

Q - дополнительная нагрузка, зависящая от характеристики пакера (88 кН)

осевая сжимающая нагрузка при установке механического пакера

Q_c = Q_раз, где

Q_раз - нагрузка от веса колонны, передаваемого на пакер (260 кН)

осевая нагрузка, действующая на колонну с пакером в процессе эксплуатации

Q_п = q g L - Q , (3,30)

где

Q = Q_раз + k t E F +0,235 h (D g с_ж - d g с_ж) - 0,47 Р d, (3,31)

где

D и d - наружный и внутренний диаметр труб, м

k - коэффициент линейного расширения (11:10)

t - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны,°С (положительное значение принимается при нагреве, отрицательное - при охлаждении)

F - площадь сечения труб, м²

h - расстояние от устья до места установки пакера, м

Е - модуль упругости, Н/м²

Q = 255521 Н (3,32)

Q_п = 4440 Н 4,4 кН (3,33)

Максимальная осевая нагрузка будет действовать на колонну НКТ при срыве пакера, но величина 348 кН для НКТ 73 мм гораздо меньше предельно допустимой справочной - 474 кН для НКТ 73 мм марки Д.

Минимальная осевая нагрузка будет действовать на НКТ в процессе работы фонтанного подъемника с пакером.

Как видно из приведенных расчетов, все параметры для выбранной колонны НКТ находятся в пределах допустимых величин.

Выводы

По состоянию на 01.07.07 г. в эксплуатации на залежь находятся семь скважин (скв.2, 5, 11, 13, 36, 40 и 41), работающие фонтанным способом

Наиболее устойчиво и с большими дебитами нефти работают сводовые скважины 11, 13 и 36, вскрытая нефтенасыщенная толщина пласта в которых изменяется от 40 до 72 м; удаление искусственных забоев от первоначального ВНК соответственно 81; 62,8 и 60,2 м. Дебиты безводной нефти по этим скважинам изменяются (декабрь 2007г.) от 20,2 до 49,3 т/сут, в среднем составляя 29,4 т/сут.

Дебиты нефти приконтурных скв.2, 5, 40 и 41 изменяются от 9,8 до 11,3 т/сут, среднее значение равно 10,7 т/сут; накопленный отбор нефти с начала разработки по этим скважинам составляет соответственно 66,2; 64,7; 42,4 и 59,7 тыс.т.

Эти скважины работают в периодическом режиме со снижающимися безводными дебитами нефти.

Анализ работы скважин Демьяновского месторождения показывает, что продвижение пластовой воды к забою добывающих скважин имеет избирательный характер. Плоскость текущего положения ВНК по расчету находится на абс.отм. минус 2407,5 м, что должно вызвать полное обводнение скв. 2, 5, 36, 40, 41, интервалы вскрытия пласта которых находятся значительно ниже. Однако, скважины продолжают работать нефтью. Ремонтные работы по скважинам 40 и 41 также свидетельствуют о том, что вода скапливается только на забое и изоляция ее после прекращения фонтанирования скважины дает положительный эффект.

Лифтовые колонны скважин состоят из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спущенных до глубины спуска эксплуатационной колонны, либо интервала перфорации. Устье скв. 2 оборудовано фонтанной арматурой типа АФК 65Ч310, скв. 5 - АФК 3 65Ч35, скв. 11, 40 - АФК 3 65Ч21 и скв. 13, 36, 41 - АФК 65Ч21. Конструкции скважин приведены на рис. 6.1 - 6.7. Техническое состояние эксплуатационных колонн, внутрискважинного и устьевого оборудования удовлетворительное.

Лифтовые колонны скважин состоят из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спущенных до глубины спуска эксплуатационной колонны, либо интервала перфорации. Устье скв. 2 оборудовано фонтанной арматурой типа АФК 65Ч310, скв. 5 - АФК 3 65Ч35, скв. 11, 40 - АФК 3 65Ч21 и скв. 13, 36, 41 - АФК 65Ч21. Конструкции скважин приведены на рис. 6.1 - 6.7. Техническое состояние эксплуатационных колонн, внутрискважинного и устьевого оборудования удовлетворительное.

Лифтовые колонны скважин состоят из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спущенных до глубины спуска эксплуатационной колонны, либо интервала перфорации. Устье скв. 2 оборудовано фонтанной арматурой типа АФК 65Ч310, скв. 5 - АФК 3 65Ч35, скв. 11, 40 - АФК 3 65Ч21 и скв. 13, 36, 41 - АФК 65Ч21. Конструкции скважин приведены на рис. 6.1 - 6.7. Техническое состояние эксплуатационных колонн, внутрискважинного и устьевого оборудования удовлетворительное.

В 2008 г. по результатам НВСП (непродольное вертикальное сейсмопрофилирование), проведенном в 2006 году в скв. 41, предусмотрено бурение эксплуатационной скв. 51 глубиной 2650 м и ввод ее в середине декабря 2008 г. с начальным прогнозным дебитом жидкости 31,4 т/сут.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия

В данном разделе проводится экономическое обоснование рассматриваемого технологического мероприятия (КХВ) по интенсификации процесса разработки эксплуатационного объекта Демьяновского месторождения ТПП «Котовонефтегаз».

Цель обоснования заключается в установлении экономической целесообразности использования технологического мероприятия на эксплуатационном объекте Демьяновского месторождения.

Сущность экономического обоснования состоит в расчёте показателей экономического эффекта и оценке экономических результатов на основе анализа себестоимости добычи 1 т нефти до, и после реализации технологического мероприятия и годового прироста прибыли от снижения производственных издержек на месторождении.

В качестве основной экономической предпосылки применяется величина годового прироста добычи нефти на эксплуатационном объекте в результате реализации технологического мероприятия.

4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта

В качестве результирующего показателя, по которому производится оценка экономической целесообразности внедрения технологического мероприятия, используется величина годового прироста прибыли (ДП) от снижения себестоимости добычи нефти на Демьяновском эксплуатационном объекте (ЭО).

Формула определения ДП имеет следующий вид:

, (4,1)

где - полная себестоимость 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия, руб.;

- полная себестоимость 1 т нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия, руб.;

- годовой объём добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т.

Значение определяется по формуле:

, (4,2)

где - годовой объём добычи нефти на ЭО до реализации технологического мероприятия, тыс.т;

- годовой прирост добычи нефти в на ЭО результате реализации технологического мероприятия, тыс.т.

4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия

Перечень исходных данных по рассматриваемому году приводится в таб.4,1итаб.4,2

Таблица 4,1

Калькуляция себестоимости добычи нефти по ТПП «Котовонефтегаз»

№ п/п	Наименование статей затрат	Обозначение	Затраты
			на годовой объём добычи,тыс. руб	на 1 тонну, руб.
1.	Расходы на электроэнергию по извлечению нефти	Зэ	414550	33,46
2.	Расходы по искусственному воздействию на пласт	Зи	40657	32,82
3.	Основная заработная плата производственных рабочих	Зо	17200	13,98
4.	Отчисления на социальные нужды(единый социальный налог)	Нсоц	5456	4,4
5.	Амортизация скважин	Аскв	73381	63,28
6.	Арендная плата за скважины	Апл	442	0,36
7.	Расходы по сбору и транспортировке нефти	Зст	122835	99,16
8.	Расходы по технологической подготовке нефти	Зтп	33593	27,12
9.	Расходы на подготовку и освоение производства	Зпо	95319	76,96
10.	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	Зсэ	13061	10,54
11.	Цеховые расходы	Зц	229582	185,34
12.	Прочие производственные расходы	Зпр	13143103	1421,04
13.	Производственная себестоимость Валовой добычи нефти [затрат(1-12) Товарной добычи нефти[Спр(вал)-Снп Где Снп-себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с ее потерями при подготовке и хранении	Спр(вал) Спр(тов) Снп	1992291 1961127 -31164	1609,38 19608,37 -1,01
14.	Коммерческие расходы	Зк	755	0,62
15.	Управленческие расходы	Зу	273342	224,32
15	Полная себестоимость товарной добычи нефти	Сп	2235225	1834

Сведения о добыче нефти по ТПП «Котовонефтегаз» и эксплуатационному объекту (ЭО) Демьяновскому месторождению.

Таблица 4,2

№ п/п	Наименование, единицы измерения	ТПП «Котовонефтегаз»	ЭО
		обозн.	величина	обозн.	величина
1.	Годовой объём добычи жидкости, тыс.т	Qж	3871.	qж	44,9
2.	Годовой объём добычи нефти, тыс.т	Qн	1238,700	qн	44,9
3.	Действующий фонд скважин, скв.	Ф	229	Фоб	7
4.	Доля условно-постоянных расходов в полной себестоимости добычи нефти (по ТПП «Котовонефтегаз».)	бупр	0,7	-	-
5.	Годовой прирост добычи нефти по ЭО в результате реализации технологического мероприятия, тыс.т	-	-	Дqн	4,66

4.4 Расчёт показателей экономического эффекта

4.4.1 Расчёт полной себестоимости добычи 1 т нефти по Демьновскому месторождению (ЭО) до реализации технологического мероприятия.

1. Годовой объём добычи нефти на ЭО до реализации технологического мероприятия (q`), тыс.т

q`_н=q_н-Дq_н=44,9-4,66=40,34(тыс.т) (4,3)

где - годовой объём добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т;

q`_н - годовой прирост добычи нефти на ЭО результате реализации технологического мероприятия, тыс.т.

2.Годовой объем жидкости на ЭО до реализации технологического мероприятия, (q`_ж )тыс.т.

(4,4)

где q - годовой объём добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т;

по условию q_н=q_ж, отсюда q'_н=q'_ж=40,34 т/сут

3)Расходы на электроэнергию по извлечению нефти(З_э(об)1, руб.

(4,5)

где - расходы на электроэнергию по извлечению нефти в ТПП «Котовонефтегаз»., (на годовой объём добычи), тыс. руб.;

- годовой объём добычи жидкости по ТПП «Котовонефтегаз»., тыс.т

4) Расходы по искусственному воздействию на пласт (), руб.:

(4,6)

где - расходы по искусственному воздействию на пласт по ТПП «Котовонефтегаз». (на годовой объём добычи), тыс. руб.

5.Основная зарплата производственных рабочих (), руб.:

(4,7)

где - основная зарплата производственных рабочих по ТПП «Котовонефтегаз». (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.;

- действующий фонд скважин на Демьяновском месторождении, скв.;

- действующий фонд скважин по ТПП «Котовонефтегаз»., скв.

6.Отчисления на социальные нужды (ЕСН) ( ), руб.:

(4,8)

где - отчисления на социальные нужды (единый социальный налог) по ТПП «Котовонефтегаз». (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

7.Амортизация скважин (), руб.:

(4,9)

где - амортизация скважин по ТПП «Котонефтегаз». (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

8.Арендная плата за скважины на ЭО (А_тп(об)1) не учитывается

А_тп(об)1=0 (4,10)

9. Расходы по сбору и транспортировке нефти(З_ст(об)1и расходы по технологической подготовке нефти (З _тп(об)1) по ЭО принимаются равными значениям этих статейт на 1 т по ТПП «Котовонефтегаз»., руб.:

(4,11)

Где З_ст(1тн)-расходы по сбору и транспортировке нефти по ТПП «Котовонефтегаз» ( на 1 т. нефти), руб;

З_тп(1тн)-расходы по технологической подготовке нефти по ТПП «Котовонефтегаз» ( на 1 т. нефти), руб.

10.Расходы на подготовку и освоение производства по ЭО (З_по(об)1) не учитывается.

З_по(об)1=0(руб) (4,12)

11. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (), руб.:

(4,13)

где - расходы на содержание и эксплуатацию оборудования по ТПП «Котовонефтегаз» (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

12.Цеховые расходы (З_ц(об)1), руб.

(4,14)

где З_ц- цеховые расходы по ТПП «Котовонефтегаз» (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

13. Прочие производственные расходы () принимаются равными значению этой статьи затрат на 1 т нефти по ТПП «Котовонефтегаз» ,руб.:

(4,15)

14. Производственная себестоимость валовой добычи 1 т нефти (), руб.:

(результатов п.п.3-13.) (4,16)

15. Себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с её потерями (), руб.:

(4,17)

где - себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с потерями при её подготовке, стабилизации и хранении по ТПП «Котовонефтегаз»

16.Производственная себестоимость товарной добычи 1 т нефти (), руб.:

(4,18)

17.Коммерческие расходы по ЭО (З_к(об)1) принимаются равным значениям этой статьи затрат по ТПП «Котовонефтегаз», руб

З_к(об)1=З_к(1тн) (4,19)

Где З_к(1тн)- коммерческие расходы по ТПП «Котовонефтегаз» ( на 1 т.нефти), руб.

З_к(об)1=0,62(руб)

18.Управленческие расходы по ЭО (З_у(об)1) не учитывается.

З_у(об)1=0(руб) (4,20)

18. Полная себестоимость товарной добычи нефти 1т. нефти по ЭО (С^об_п(1тн)1),руб.

С^об_п(1тн)1=С^об_{пр(тов)1}+З_к(об)1 (4,21)

С^об_п(1тн)1=1923,94+0,62=1924,52 (руб)

4.4.2 Расчёт показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на Демьяновском месторождении

1.Условно-постоянные расходы в полной себестоимости добычи 1 т нефти по БЭО до реализации технологического мероприятия (), руб.:

(4,22)

где - полная себестоимость добычи 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия (см.формулу 4,21), руб.;

- доля условно-постоянных расходов в полной себестоимости добычи нефти (по ТПП «Котовонефтегаз»), см. табл.4.2.

2.Переменные расходы в полной себестоимости добычи 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия (), руб.:

(4,23)

3.Полная себестоимость добычи 1 т нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия (), руб.:

(4,24)

где - изменение затрат по калькуляционным статьям добычи 1 т нефти на БЭО за счёт влияния дополнительных факторов, связанных с реализацией технологического мероприятия (“+” - увеличение; “-“ - уменьшение), руб.:

В данном случае ДС^об_ф(1тн)=0

4.Годовой прирост прибыли в результате реализации технологического мероприятия на ЭО (), тыс. руб.:

(4,25)

4.5 Оценка экономических результатов

Для проведения экономической оценки рассматриваемого технологического мероприятия (циклической закачки воды) результаты расчёта сводятся в табл.4.3.

Оценочные показатели экономического эффекта

Таблица 4.3.

№ п/п	Наименование	Обозначение	Единица измерения	Значения оценочных показателей
				до реализации мероприятия	после реализации мероприятия
1.	Эксплуатационный объект	-	-	Демьяновское месторождение
2.	Годовой объём добычи нефти на ЭО		тыс.т	40,34	44,9
3.	Полная себестоимость добычи 1 т нефти на ЭО		руб.	1924,52	1787,7
4.	Годовой прирост прибыли		тыс. руб.	-	6,1

4.5.1 Расчёт относительных значений оценочных показателей

2. Годовой прирост показателей добычи нефти на Демьяновском месторождении в результате реализации технологического мероприятия (), %:

(4,26)

2. Снижение полной себестоимости добычи 1 т нефти по Памятно-Сасовскому месторождению после реализации технологического мероприятия (), %:

(4,27)

4.5.2 Экономическая оценка

В результате реализации рассматриваемого технологического мероприятия (КХВ) на Демьяновском месторождение годовой объём добычи увеличился на 11% и составил величину 44,9 тыс. т (4,66 тыс.т).

Это обеспечило снижение себестоимости добычи нефти на Демьяновском с 1924,52 руб. до 1787,7 руб. (на 7.1%) на условно-постоянных расходах и годовой прирост прибыли в размере 6,1 тыс. руб.

4.6 Организационно-экономические выводы и рекомендации

Проведённое экономическое обоснование показывает, что реализация данного технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки Демьяновского месторождения экономически целесообразен (годовой прирост прибыли составил 6,1 тыс. руб.).

Такой прирост дополнительной добычи нефти обусловлен тем, что метод КХВ на пласт был применен своевременно. Это положительно сказалось на продлении срока фонтанной добычи скважин, на уровень добычи, а соответственно на снижение себестоимости и годовую экономию.

5. ОХРАНА ТРУДА

5.1 Анализ риска

5.1.1 Описание системы Человек - Машина - Среда (Ч-М-С)

Элемент «Человек»

Оператор по добыче нефти и газа на скважинах производит работы смене штуцера, отбора устьевой температуры и проб жидкости, снятию показаний буферного и затрубного давлений, производят обход шлейфов скважин, их депарафинизацию, выявляют разрушения конструкций.

На АГЗУ ведутся работы замеров дебита скважин по жидкости и газу как в автоматическом, так и в ручном режиме, отбору проб, снятию давлений температур, замене оборудования. В аварийных условиях вскрытие штуцерной колодки, замена фонтанного оборудования, не нуждающегося в глушении скважин; устранение прорывов шлейфов скважин, тушение пожаров и ликвидация взрывов.

Мастер несет ответственность за все виды выполняемых работ, производит распределение работающих на объекты работ, проводит инструктаж персонала, ведет контроль за выполнением поставленных распоряжений. В аварийных условиях мастер руководит тушением пожаров и ликвидацией взрывов, устранением прорывов шлейфов и разрушения конструкций.

Предметы труда - водонефтяная эмульсия, попутный нефтяной газ.

Элемент «Машина»

Средства труда: фонтанная арматура, трубопроводы, замерные установки, эстакада скважины, ППУ, обмеднённый ручной инструмент, обмеднённая кувалда, распорные шпильки. Предмет труда: скважина, нефть, газ. Буферное давление на скважине не более 90 МПа, затрубное - не более 90 МПа, после штуцера в шлейфе скважины и в ПГЗУ не более 40 МПа. Устьевая температура до 40°С, температура во время пропарки шлейфа не более 120°С.

Содержание сероводорода в нефти минимальное либо его отсутствие, нефть парафинистая с большим газовым фактором, пластовая вода отсутствует. ПДК: сероводорода - 10 мг/м³; углеводородов - 300 мг/м³; сероводорода в смеси с углеводородами - 3 мг/м³.

Замерно-переключающая установка, а также устья нефтяных эксплуатационных скважин на открытой площадке относятся к классу взрыво- и пожаробезопасности В - 1г.

Производства (отд. помещения) и сооружения	Характеристика среды в помещениях, аппаратах и трубопроводах	Категория произ-ва по взрывопожар. и пожарн.опасности ОНТП 24-86	Группа произв. процессов по сан. характер. СНиП2.09.04-87	Класс взрыво-опасной зоны
1	2	3	4	5
Устья эксплуатационных скважин, замерно-переключающая установка	нефть и нефтяной газ	А	2Г	В-1Г

Элемент «Среда»

Глубина залегания нефтяного пласта находится в пределах - 2800 м.; пластовое давление - 23,5 Мпа; средняя пластовая температура - 76,5°С; средняя вязкость нефти в пластовых условиях - 1МПаС; содержание сероводорода незначительное; газовый фактор - 247 м3/м3.

Температура окружающей среды колеблется от -35°С в зимний период, до +40°С - в летний период. Местность лесостепная. Метеоусловия влияют на устьевую температуру и в незначительной степени на дебит. В пределах месторождения местность представляет собой холмистую равнину.

Освещение в замерно-переключающемся блоке и щитовом помещении соответствует нормативному и составляют 25Лк; излучение - в норме; шум - минимальный; вибрация - отсутствует.

Замерно-переключающаяся установка имеет принудительную вентиляцию и регулятор давления, щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

5.1.2 Идентификация опасностей: характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения

Воздействие кинетической энергии - это перемещение частей оборудования при смене, поломке инструмента. (A)

Перемещение частей оборудования происходит при их плановой замене, а также при выходе их из строя. Поломка инструмента возможна в результате чрезмерного усилия, приложенного к нему.

Воздействие потенциальной энергии - падение человека при перемещении (Б), падение ключей, (В),падение частей оборудования при их замене.

Падение человека с высоты может произойти из-за невнимательности сотрудника, нарушения правил техники безопасности, неисправности лестниц или площадок. Падение частей оборудования при их замене может произойти в случае неправильного захвата или закрепления оборудования.

Воздействие электрической энергии - наличие напряжения (Е).U 380 В

Наличие напряжения возникает при повреждении электропроводки.

Воздействие химической энергии - повышенная загазованность (Д), разрушение конструкций(Ж), взрыв(З).

Повышенная загазованность возникает во время порыва нефтяного шлейфа, замены оборудования.

Разрушение конструкций может произойти из-за несоблюдения технологического режима, использования оборудования, несоответствующего составу и свойствам среды, в которой оно будет работать.

Взрыв может произойти в результате грубейшего нарушения промышленной безопасности во время утечки взрыво-пожароопасных веществ, либо разрушения конструкций.

5.1.3 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия.

Частота появления факторов и тяжесть последствий

Таблица 5.1

Факторы	Ожидаемая частота, 1/год	Тяжесть последствий
	<10-6	10-4-106	10-3 -104	1-10-2	> 1	1	2	3	4
Перемещение частей оборудования при смене (А)
Падение человека при перемещении (Б) или с высоты				+			+
Отлетающие частицы, падение ключей (В),					+	+
Падение частей оборудования при их замене (Г)			+				+
Повышенная загазованность (Д)				+			+
Наличие напряжения (Е)				+		+
Разрушающиеся конструкции (Ж)			+					+
Взрыв (3)				+					+

5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами

Фонтанная эксплуатация

Устья фонтанной скважины оборудованы стандартной арматурой, рабочее давление которой должно соответственно не менее, чем полуторакратному максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом.

Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

Фонтанно-компрессорная арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления, должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры. (Фактор Ж)

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

С целью удобства ведения работ фонтанная арматура оборудуется эстакадой. Площадка эстакады должна иметь настил, выполненный из листовой стали с рифленой поверхностью, перила высотой 125 см., с продольными планками на расстоянии 40 см. друг от друга, борт высотой не менее 15 см. плотно прилегающий к площадке или лестнице. Ширина лестницы должна быть не менее 65 см.

При обслуживании арматуры не высоте более 75 см. лестницы должны иметь двухсторонние перила высотой 125 см. со средней планкой. Расстояние между стойками должно быть не более 2 м. Ступени должны иметь уклон во внутрь 2-5° и расстояние между ними по высоте должно быть не более 25 см.

Нефтепроводы при всех видах эксплуатации должны прокладываться из бесшовных труб, соединенных сваркой; после чего должны быть спрессованы на максимальное давление, ожидаемое в коллекторе.

Фланцевые и муфтовые соединения допускаются только в местах установки задвижек, вентилей, обратных клапанов и другой арматуры.

Сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 70 МПа и выше, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». Сосуды, работающие под давлением должны иметь предохранительный клапан, манометр, уровнемерное стекло или заменяющие его уровнеуказатели и устройства для автоматического спуска жидкости.

Выкид предохранительного клапана должен быть снабжен отводом, направляющим струю газа вверх. Диаметр отвода должен быть не менее диаметра выкида предохранительного клапана. (Фактор Д).

Запрещается установка запорной арматуры на выкидной линии предохранительного клапана. Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними.

Обвязка скважины и аппаратуры, а также АГЗУ, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой; отогрев открытым огнем запрещается (фактор 3).

Перед пропариванием шлейфа паропровод от паровой установки (ППУ) до устья скважины должен быть опрессован на полуторакратное давление от ожидаемого максимального в процессе пропаривания, но не свыше давления, указанного в паспорте ППУ (фактор Ж).

При опрессовке линии запрещается находиться вблизи ее. На паропроводе котла паровой установки должен быть предохранительный клапан. Отвод от предохранительного клапана следует выводить под пол установки (фактор Б).

ППУ должна быть установлена на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины. Выхлопная труба от двигателя ППУ должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и выведена вверх с таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попали в кабину. При пропаривании запрещается нахождение людей у устья скважины и у линии.

Оборудование отбраковывается, если: нет паспорта; видимые повреждения (трещины, вздутия, вмятины); обнаружены свищи; не до конца открывается или закрывается задвижка-кран; в сварочных швах дефектоскопией обнаружены поры или не провар корня шва; скребковая проволока изношена от начального диаметра на 10% и более; наличие на скребковой проволоке перегибов, скруток, переломов; наличие люфта у запорной арматуры; не подрывается предохранительный клапан (фактор Ж).

Манометр считается неисправным, если: нет пломбы; истек срок проверки; стрелка при стравливании давления не возвращается к нулевой отметке шкалы; разбито стекло или другие видимые повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний; если в трубопроводе износ толщины стенки в кавернах более 30%; износ сосудов, работающих под давлением в любой части более одного миллиметра; также производится отбраковка оборудования.

По истечении амортизационного срока оборудование подлежит замене.

Дефектоскопия трубопровода проводится один раз в четыре года; фонтанной арматуры и сосудов работающих под давлением - 1 раз в 8 лет. Торрировка манометров производится не реже чем 1 раз в год.

Оборудование отбраковывается, если во время опрессовки и освидетельствования оно не прошло испытания (фактор Ж).

Перед опрессовкой коммуникации оператор должен тщательно проверить надежность крепления всех узлов трубопроводов, соединений агрегатов с устьевой арматурой скважины, докрепить слабые узлы, не допустить провисания трубопроводов. Места соединения резиновых рукавов с трубопроводами следует надежно закреплять хомутами.

Оборудование АГЗУ и фонтанной арматуры, независимо от рабочего давления, должно быть герметично и смонтировано с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями для данного типа арматуры.

Шпильки при сборке должны выступать выше гаек не менее чем на 1.5 витка резьбы шпильки. При обнаружении утечек из какой-либо части оборудования необходимо принять срочные меры по их ликвидации.

5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение тяжелых и регулярных несчастных случаев, профзаболеваний, аварий

Перед началом работ на АГЗУ за 20 минут до входа включить вентилятор, если он неисправен, то открыть обе двери на 30 минут. Записать параметры работы АГЗУ (фактор Д).

Регулировка предохранительного клапана должна производиться на стенде не реже одного раза в 6 месяцев. После регулировки предохранительный клапан должен быть запломбирован.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на трапах, сепараторах, и других аппаратах, а также на трубопроводах должна периодически проверяться в соответствии с утвержденным графиком под руководством инженерно-технического работника.

Результаты действия предохранительных клапанов продувкой в зимнее время следует производить чаще, не допуская примерзания клапана к седлу. Результаты осмотра должны быть занесены в вахтовый журнал (фактор Ж).

Трубопроводы, сепараторы, должны продуваться через отводные линии с выводом продувочного газа на безопасное расстояние. При их продувке жидкость из них должна выпускаться в емкости (фактор Д).

При продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии следует открывать и закрывать постепенно и плавно.

На скважине снижать давление в затрубном пространстве разрешается только через штуцер, установленный после второй задвижки от крестовины. Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо (после перевода струи на резервуарный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Во время открытия или закрытия задвижек запрещается пользоваться каким-либо вспомогательным инструментом (фактор В).

Регулярно по установленному графику производить обход шлейфов скважин. При обнаружении утечек из какой-либо части фонтанной арматуры, АГЗУ, шлейфа принять срочные меры по их ликвидации (кроме случаев глушения скважины), сообщить мастеру.

При проведении ремонтных работ на АГЗУ перевести продукцию скважин на обводную линию, отсечь необходимый участок или всю групповую установку от скважин и сборного коллектора, стравить давление до атмосферного, кроме случаев замены манометров.

Запрещается находиться напротив работающего во время затяжки или развинчивания оборудования. Допускается наращивание рычага только у специальных монтажных ключей, рассчитанных на работу с увеличенным плечом воздействия (фактор В).

Двери в АГЗУ должны быть постоянно открыты. Загазованность в зоне работ необходимо проверять каждые 15 минут.

По окончании работ проверяется правильность и надежность сборки оборудования. Оборудование опрессовывается на полуторакратное максимально допустимое рабочее давление, перед этим удаляется на безопасное расстояние персонал с места опрессовки (фактор Ж, 3).

Ответственный за проведение огневых и газоопасных работ назначается из числа инженерно-технического персонала цеха, участка, объекта незанятого в данное время ведением технологического процесса, знающею правила безопасности проведения данных работ на взрывоопасных, взрывопо-жароопасных, пожарно-опасных и газоопасных объектах.

Перед началом огневых работ исполнители должны получить инструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении огневых работ на данном объекте. В месте их проведения необходимо взять анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ.

При работах во взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных местах, где возможны утечки горючих газов и паров, необходимо использовать инструмент, не дающий искр.

Во время огневых работ необходимо осуществлять контроль за состоянием воздушной среды. Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются если концентрация горючих паров и газов в пробах, взятых из ремонтируемого участка не превышает предельно допустимой взрывоопасной концентрации (ПДВК) - 5% нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе при отсутствии в трубопроводе жидкой фазы и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту огневых работ. Подходить к месту сварки можно только с разрешения ответственного руководителя работ.

Газоопасные работы, как плановые, так и аварийные, должны выполняться под руководством инженерно-технического работника, назначенного начальником или главным инженером предприятия. При производстве газоопасных работ должна быть обеспечена телефонная или радиосвязь с диспетчером предприятия.

Рабочий, спускающийся в колодец или траншею газопровода или нефтепровода должен надевать шланговый противогаз и спасательный пояс с привязанной к нему сигнально-спасательной веревкой. На поверхности земли, с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, имеющих при себе противогазы. Эти люди должны держать конец веревки от спасательного пояса рабочего, находящегося в колодце или траншее и непрерывно наблюдать за ним.

Воздух в шланговые противогазы должен забираться из не загазованной зоны. Длинна шланга не должна превышать 20 метров. Если радиус загазованности зоны превышает 20 метров, тогда следует применять противогазы с принудительной подачей воздуха (фактор Д).

5.2.3 Обеспечение электро-, пожаро-, и взрывобезопасности

Замерно-переключающая установка и щитовое помещение должны быть заземлены двумя проводниками сечением не менее 48 мм² каждый. Сопротивление заземления должно составлять не более 4 Ом.

Спутник оборудован вентилятором, а также двумя дверями на случай отказа вентилятора; на дверях имеются воздушные жалюзи, что обеспечивает удаление газа со всего объема помещения. Через каждые 2 часа проводится внешний осмотр оборудования на предмет утечек газа и нефти. Газоанализатором УГ-2 не менее 2-х раз в сутки проводится анализ воздушной среды в замерно-переключающемся блоке, также перед началом и во время работ через каждые 15 минут. Если освещения недостаточно во время работ в темное время суток, непосредственно в месте работ должно применяться освещение во взрывозащищенном исполнении мощностью не более 12 Вольт. Рабочий инструмент должен быть выполнен из таких материалов, чтобы не давал искры. Вокруг скважины и АГЗУ должно устраиваться обвалование согласно нормам противопожарной безопасности. Оборудование АГЗУ и скважин, а также их территорию необходимо немедленно очищать от разлитой нефти, а грунт, кроме того, засыпать сухим песком. Производить уборку территории объектов: от посторонних предметов, а также от травы.

Во время работ техника располагается с наветренной стороны не ближе 25 м. от устья скважины или замерно-переключающегося блока АГЗУ, кроме случаев предусмотренных производственной необходимостью, и оборудуется искрогасителями.

По окончании работ необходимо закрыть шлагбаум территории либо АГЗУ, либо скважины с табличкой: «Внимание! Взрывоопасно! Въезд и вход посторонним запрещен!» Условные обозначения взрывозащиты, предупредительные надписи и знаки заземления должны быть всегда чистыми , четко окрашены красной краской. Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территориях скважин и АГЗУ, а также во время работ по ветру не ближе 150 м.

В случае возникновения аварии действовать согласно плану ликвидации, который составляется мастером бригады. План составляет начальник цеха и главный утверждает инженер НГДУ. В аварийную команду, как правило, входят операторы с промысловой бригады, которая обслуживает данный объект, прошедшие инструктаж и обученные действиям при ликвидации аварий. При тушении пожара применять огнетушители пенные или углекислородные, а также пожарный инвентарь. Применение воды запрещается.

Пример плана ликвидации аварий:

Пожар на скважине №8.

Доложить в диспетчерскую цеха. Приступить к тушению пожара. Пожарная команда состоит из 7 человек. Пожарные №1 и №2 следят за тем, чтобы никто не проник на территорию; №3, №4, №5 эвакуируют пострадавших (если такие имеются); №6 и №7 занимаются своевременной доставкой, заменой средств пожаротушения, а также контролем за состоянием самочувствия людей, непосредственно связанных с тушением пожара. После того, как мастер доведет до сведения пожарных обязанности и проведет учебные тренировки согласно плану, каждый пожарный расписывается в журнале о плане ликвидации аварий. Частота тренировок проводится мастером, либо начальником цеха, либо инженером по пожарной безопасности и другим вышестоящим руководством на их усмотрение, но не реже 1 раза в месяц.

Каждая тренировка заносится в журнал с указанием фамилий операторов, входящих в состав пожарной команды с последующей их росписью в журнале.

5.2.4 Организация обучения безопасным методам работы

Для обучения безопасным методам работы проводятся инструктажи: вводный, первичный, повторный, плановый, целевой.

Вводный инструктаж производится службой охраны труда и промышленной безопасности по специальной программе, утвержденной главным инженером предприятия по согласованию с профсоюзным комитетом, со всеми поступающими на предприятие операторами, независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии.

Первичный инструктаж проводится непосредственно на рабочем месте пред допуском к самостоятельной работе. Первичный инструктаж имеет своей целью ознакомление работающего с производственным процессом, показом безопасных приемов и методов работы, и, как правило, проводится индивидуально с каждым оператором.

Повторный инструктаж по безопасному ведению работ проводится через каждые 3 месяца.

Внеплановый инструктаж по безопасному ведению работ проводится в особых случаях, вызванных производственной необходимостью, когда оператору приходится выполнять несвойственные для его специальности работы.

Целевой инструктаж проводится при работах по наряду-допуску, выполнении разовых работ, ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и катастроф, проведении экскурсий на предприятии. Целевой инструктаж регистрируется в наряде-допуске и в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

После каждого инструктажа делается соответствующая запись доводящего инструктаж в ведомость и ставится роспись прошедшего инструктаж.

Перед допуском к самостоятельной работе операторы должны пройти стажировку на рабочем месте под руководством опытного рабочего, имеющего более высокую квалификацию. Продолжительность стажировки устанавливается в течение первых 14 рабочих смен.

Периодическая проверка знаний проводится не реже одного раза в год. О проверке знаний делается отметка в удостоверении, которое имеется у каждого оператора.

Не позднее одного месяца ИТР должны пройти проверку знаний по охране труда и аттестацию по промышленной безопасности. Результаты проверки знаний оформляются протоколом. Лицам, прошедшим аттестацию выдается удостоверение.

Периодическая аттестация ИТР проводится не реже одного раза в 3 года, если эта периодичность не противоречит требованиям, содержащимся в других нормативных документах по обеспечению промышленной безопасности. О прохождении периодической аттестации делается отметка в соответствующих разделах удостоверения.

Внеочередные проверки знаний проводятся при вводе в действие новых правил безопасности, при выявлении неоднократных нарушений правил безопасности на возглавляемом данным работником объекте, по результатам расследования несчастных случаев, аварий и инцидентов, при наличии в соответствующем акте такого предложения в отношении конкретных лиц. Внеочередная проверка знаний не заменяет аттестацию и не влияет на сроки ее очередности.

5.2.5 Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм

За состоянием оборудования, соблюдением правил и норм производят надзор органы Росгортехнадзора.

Ведомственный контроль состояния условий труда осуществляется мастерами, начальниками цехов, инженерно-техническими работниками, главными и ведущими специалистами и руководителями предприятий и объединений с участием профсоюзного актива по охране труда.

Основной элемент ведомственного контроля за состоянием условий труда - оперативный (поэтапный) контроль, который проводится по строго определённой схеме и предусматривает пять этапов.

Первый этап контроля. Мастер ежедневно в начале работы (смены, вахты) и в дальнейшем в процессе работы (периодически) проверяет состояние условий труда на рабочих местах и принимает оперативные меры по устранению выявленных недостатков и нарушений.

В случае территориальной разбросанности производственных объектов (скважин, коммуникаций) мастер организует проверку по первому этапу так, чтобы можно было в течение недели проверить все объекты, рабочие места, где ведутся или в ближайшее время будут вестись работы.

Выявленные при проверке нарушения и недостатки должны немедленно устраняться, остальные, которые нельзя устранить силами бригады, смены, вахты или устранение которых не входит в компетенцию мастера, записываются в «журнал проверки состояния условий труда» для последующего принятия соответствующих мер.

Мастер об этих нарушениях и недостатках докладывает руководству цеха и принимает необходимые меры по обеспечению безопасности вплоть до приостановления работы.

Если при проверке не будут выявлены нарушения, недостатки или они устраняются в ходе проверки, то запись о них в журнале проверки состояния условий труда не делается, но в журнале учета работы по охране труда после каждой проверки делается соответствующая отметка о проведенной работе.

Ответственность за правильную организацию и осуществление первого этапа оперативного контроля наряду с мастером несет также и его непосредственный руководитель - начальник цеха, который обеспечивает устранение выявленных нарушений и недостатков, не устраненных силами бригады.

Второй этап контроля. Начальник цеха не реже одного раза в месяц проверяет состояние условий труда на объектах, рабочих местах, а также работу мастеров по проведению первого этапа контроля и принимает оперативные меры по устранению выявленных нарушений и недостатков.

Для обеспечения регулярности проверки всех объектов и полноты проведения первого этапа контроля начальник цеха к проверкам привлекает своих заместителей.

Третий этап контроля. Постоянно действующая комиссия по безопасности труда предприятия (ПДК) или ее группы (подкомиссии) не реже одного раза в квартал осуществляют проверку условий труда в подразделениях, цехах, на участках и объектах, а также проверяют работу начальников цехов и мастеров по проведению первых двух этапов контроля.

Четвертый этап контроля. Постоянно действующая комиссия по безопасности труда объединения (ПДК) или ее группы (подкомиссии) не реже одного раза в полугодие осуществляют выборочную проверку организации работы по охране труда и состояния условий труда на объектах, проверяют работу руководителей и инженерно-технических работников предприятий по вопросам охраны труда.

5.3.1 Виды оформляемой мастером документации

Журнал регистрации инструктажей, журнал целевых инструктажей, журнал мероприятий анализа условий труда, журнал 1 этапа контроля, журнал установки заглушек, журнал учета микротравм, журнал проверки индивидуальной защиты, журнал ежедневных заявок техники, журнал проведения учетных тревог, акты ремонта и освидетельствования оборудования, график выхода рабочих смен.

...