Процесс увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта с помощью закачки полиакриламида

Готовый концентрированный раствор ПАА откачивается из емкости одновинтовым электронасосом и через фильтры подается в блок нагнетания на прием высоконапорного трехвинтового насоса. Установка снабжена некоторыми вспомогательными устройствами и системами. Для отвода образующейся при просеивании порошка в вибросите пыли к блоку дозирования подключается специальный вентилятор, который устанавливается за пределами основного помещения. Для предотвращения слипания реагента и осаждения его на дне емкости смешения, последняя оборудуется обводной линией. Установка монтируется в отапливаемом помещении с температурой не ниже 15 °С.

Опыт эксплуатации установки по подготовке растворов ПАА говорит о том, что один из наиболее ответственных - узел смешения. На рисунке приведена схема конструкции смесителя, разработанного в управлении "Татнефтепромхим".

Действие смесителя основано на использовании энергии высокоскоростного потока растворителя.

3.7 Технологический расчет закачки полимерных растворов

Расчетная модель включает восемь основных элементов (рисунок 2.5), распределение давления и температуры в которых приведено на рисунок 2.6.

Продуктивный пласт (элемент 1) оказывает наиболее существенное влияние на распределение давления в системе закачки и, в меньшей степени, - на изменение температуры (рисунок 2.17), характеризуется пластовым давлением рпл, радиусом контура нагнетания rпл, забойным давлением рзаб, радиусом скважины rзаб, коэффициентом приемистости пласта (призабойной зоны) - К.

Температурный режим обусловливается термогидродинамической характеристикой пластовой системы (пласт, пластовые флюиды), теплопритоком от закачиваемой технологической жидкости и процессом теплопередачи в окружающие породы.

Забойный участок (элемент 2) - это канал между продуктивным горизонтом и нижним сечением насосно-компрессорных труб НКТ.

Определяющие параметры:

диаметр участка Do6c, который равен внутреннему диаметру обсадной колонны;

Температурный режим обуславливается процессом теплопередачи через обсадную колонну в окружающие породы. При конкретном проектировании элемент 2 может исключаться из рассмотрения.

Насосно-компрессорные трубы (элемент 6) оказывает влияние на изменение давления и температуры потока. Определяющие параметры: внутренний диаметр НКТ D; длина НКТ L; давление в верхнем сечении руст; давление в нижнем сечении рнкт.

Температурный режим обуславливается процессом теплопередачи через НКТ, кольцевое пространство (элементы 3 и 5) и через обсадную колонну в окружающие породы. При этом теплопередача и, в конечном счете, распределение температуры в значительной степени зависти от геотермического градиента.

Наземный участок (элемент 7) представляет собой наземный или подземный трубопровод (при индивидуальной прискважинной схеме закачки через КНС). Но в любом случае это рельефный трубопровод, который при прискважинной схеме можно рассчитывать как строго горизонтальный, а при схеме закачки через КНС следует учитывать профиль трассы и конечные отметки. Определяющие параметры: внутренний диаметр трубопровода Dтp; длина трубопровода Lтp; давление в начале трубопровода рнаг; давление в конце трубопровода руст; разность геодезических отметок устья скважины и силовой группы z=zскв-zaгр. Температурный режим трубопровода обуславливается процессом теплопередачи через трубопровод в окружающую среду (атмосферу либо окружающий грунт).

Силовая группа (элемент 8) - это один или несколько рабочих насосов, соединенных параллельно, последовательно или комбинированным образом, характеризуется основной зависимостью (характеристикой) напора З от подачи М. Рабочая точка на этой основной зависимости определяется расчетом требуемого давления рнаг которое является интегральным показателем для цепи элементов 1-2-6-7 (рисунок 2.5). Заметим, что основная характеристика силовой группы может быть выражена в виде зависимости между развиваемым давлением и подачей.

В случае использования центробежных насосов основная характеристика может быть представлена в виде: H=H0+H1Q+H2Q2 ,

где Н0 H1, H2 - эмпирические коэффициенты; З-напор, Q-объемная подача. При использовании в качестве силовых агрегатов насосов поршневого (винтового) типа, берется значение выходного давления рвых.

Рассмотрим элементы с «покоящейся» жидкостью.

Подпакерное пространство (элемент 3) представляет собой кольцевое пространство между наружной поверхностью НКТ и внутренней поверхностью обсадной колонны. Нижнее сечение этого пространства совпадает снижним сечением НКТ, а верхнее сечение определяется глубиной установки разобщающего устройства (пакера).

Определяющие характеристики:

длина подпакерного пространства Lпп; внутренний диаметр кольцевого пространства, т.е. наружный диаметр НКТ Dнap; внутренний диаметр обсадной колонны Dобс.внт; давление в нижнем сечении рнкт; давление в верхнем сечении участка, т.е. давление, «подпирающее» пакер снизу рниз.

Жидкость, находящаяся в элементе 3, практически не вовлекается в процесс закачки, хотя и существует определенный массообмен с элементом 2. При конкретном проектировании элемент 3 может исключаться из системы закачки, т.е. Lпп может быть равной нулю.

Разобщающее устройство (элемент 4) характеризуется двумя основными параметрами: давлением со стороны элемента 3 (рниз) и давлением со стороны элемента 5 (рверх).

Разность этих давлений, равно как их абсолютное значение и ограничение по температуре, служат основными исходными данными для выбора (либо проектирования) пакерующего устройства.

Надпакерное пространство (элемент 5) представляет собой кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной, нижнее сечение которого совпадает с пакером, а верхнее - с устьем скважины.

Определяющие характеристики: длина надпакерного пространства Lнп; внутренний диаметр Dнap; внешний диаметр Dвн.обс; давление в нижнем сечении рверх; давление в верхнем сечении рзатр.

В надпакерном пространстве может находиться жидкость иная, чем нагнетаемая в пласт (вода системы ППД, задавочная жидкость, специально предназначенная для заполнения надпакерного пространства).

Поэтому в качестве еще одного определяющего параметра элемента 5 вводится плотность жидкости в надпакерном пространстве ?нп.



Рисунок 3.5. Распределение давления в различных элементах системы закачки:

при закачке воды ( растворов химреагентов) - элементы 1,2,6,7,8

при закачке полимерного раствора-элементы 1,2,6,7,8

в элементах с покоящейся жидкостью - элементы 3,4,5

В общем случае процесс закачки, как видно из рисунок 2.7, является неизотермическим, но влияние этого фактора начинает существенным образом сказываться лишь при протяженных системах, когда определяющие линейные размеры - длина НКТ - L и длина трубопровода Lтp - будет превышать некоторые граничные значения, соответственно Lдоп и Lтр.доп. Эти граничные значения устанавливаются в зависимости от конкретных условий проектирования. Величина Lдоп зависит, в частности, от геотермического градиента, и чем выше указанный градиент, тем меньше

I-режим максимальной среднемесячной температуры грунта на глубине заложения трубопровода - элемент 7;

II -режим минимальной среднемесячной температуры - элементы 1-8;

III -в элементах с покоящейся жидкостью

Рисунок 3.6. Распределение температуры в различных системах закачки полимерного раствора:

Lдоп , и тем в больших случаях приходится учитывать неизотермичность процесса закачки. При строгой постановке учет неизотермичности и сжимаемости проводится на базе решения исходных дифференциальных уравнений движения и баланса энергии при известных уравнениях состояния перекачиваемой среды ?(р, Т) и м(p, Ф).

Величина Lтp доп зависит главным образом от способа прокладки трубопровода и от расчетной температуры окружающей среды. При надземной прокладке и низких значениях расчетной температуры эта величина будет минимальной. При подземной укладке и высоких значениях расчетной температуры она максимальна. Для условий Среднего Поволжья указанные параметры изменяются следующим образом:

500 < Lдоп <1200 м; 50 < Lтр.доп< 300 м.

Влияние неизотермичности в общем случае сказывается на плотности перекачиваемой среды и ее вязкости. Как показали предварительные расчеты, влиянием температуры на плотность среды можно пренебречь, а неизотермичность процесса при расчете протяженных систем можно учитывать, используя значения вязкости при средних температурах в каждом элементе системы.

Численный эксперимент показал, что сжимаемостью технологической жидкости можно пренебречь. При строгой постановке задачи учет неизотермичности и сжимаемости проводится на базе решения фундаментальных уравнений движения, энергии, неразрывности и состояния.

Основные задачи расчета.

Применительно к закачке полимерных растворов формируются три конкретные задачи.

Задача 1. Определение рабочих значений давления нагнетания рнаг и подачи М силового агрегата (силовой группы) в зависимости от вязкости нагнетаемой жидкости м при известных значениях рпл, К, Dобс , Lзаб, D, L, Dтp, LTp, Дz, для заданной характеристики силовой группы: H=H0+HiQ+H2Q2.

При этом обеспечивается прогноз темпа закачки М при заданном оборудовании и известных свойствах жидкости.

Может быть обеспечено и решение обратной задачи: подбор необходимого оборудования для обеспечения проектного темпа закачки жидкости с заданными свойствами (м, с).

Задача 2. Определение требуемого давления нагнетания рнаг в зависимости от подачи М и вязкости м.

Задача 3. Определение функции нагрузки на пакер р = рниз-рверх в зависимости от темпа закачки М, вязкости жидкости м и глубины установки пакера Lнп при заданных значениях рпл, К, Do6c, рзаб, D, L, DTp, Дz.

В этих задачах не ставится целью минимизация такого обобщающего показателя, как, например, приведенные затраты. Но решение этих задач делает эту цель легко достижимой.

3.8 Основные расчетные зависимости и блок-схема последовательности расчета

Расчетные зависимости по каждой из трех задач получены в двух вариантах:

для малопротяженных систем (1);

для протяженных систем (2).

Малопротяженные системы.Определение рнаг и М

Элемент 1. Для условий достаточно длительной и постоянной закачки с необходимой точностью можно использовать уравнение Дюпюи для нагнетательных скважин:

рзаб = рпл + М* м / К* мпл

где м , мпл-вязкocть нагнетаемой и пластовой жидкости соответственно , Па с.

Элемент 2. Давление потока на выходе из НКТ определяется по формуле:

рнкт = рзаб - ?gLзаб + 0,81?обсМ2Lзаб /?D5обс (3.1)

где g - ускорение свободного падения ,м/с2; ?- плотность нагнетаемой жидкости, кг/мЗ; лобс - коэффициент гидравлического сопротивления забойного участка, величина которого зависит главным образом от вязкости среды, а также от скорости потока, диаметра и шероховатости труб.

Элемент 6. Давление потока на устье скважины определяется по формуле:

руст = рнкт - ?gL + 0,81?М2L /?D5тр (3.2)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления НКТ

Элемент 7. Давление в начале наземного участка определяется по формуле:

рнаг = руст + g?(zскв - zагр) + 0,81?трМ2Lтр / ?D5 (3.3)

где ?тр - коэффициент гидравлического сопротивления наземного участка трубопровода.

При определении лобс, л, лтр, коэффициент шероховатости Кш можно принять одинаковым.

Элемент 8. Характеристика силовой группы (агрегата) зависит в основном от типа используемых насосов. Давление, развиваемое насосом, определяется по формуле:

рраз.наг = рвс + gH0? + gH1М + gH2 (М2 / ?) (3.4)

где рвс - давление на всасывающей линии, Па; Н0, Н1 Н2 - параметры основной характеристики насоса напор - объемная подача (H=H0+H1Q+Н2Q2), размерности которых соответственно м, с/м2, с2/м5; эти параметры зависят от вязкости перекачиваемой жидкости.

Обобщенную зависимость для решения задачи 1 получают совместным решением уравнений (2.3)-(2.7) в предположении рнаг = рраз.наг.

pпл - рвс - (Lзаб + L - zскв + zагр + Н0)g? + 1 / K?пл + (????gH1)М) + 0,81М2 / ? ??обсLзаб/D5обс + ?трLтр/D5тр - 1,23gH2) = 0 (3.5)

Вязкость в этом уравнении равна вязкости жидкости при средней температуре в системе закачки. Среднюю температуру можно подсчитать, например, по следующей формуле:

Тср = (То.с + Тн.с + Тпл)/3

Где То.с - температура окружающей трубопровод среды (грунта или атмосферы); Тн.с - температура нейтрального слоя ; Тпл - пластовая температура. Таким образом , решив уравнение (3.5) для вычисленного значения вязкости м, находят темп закачки (массового расхода) рабочей жидкости М. По известному М из уравнения (3.4) или (3.3) находят соответствующее значение рнаг. Найденные таким образом М и рнаг характеризуют рабочий режим силовой группы и заданной системы в целом.

Определение рнаг (задача 2). Величина рнаг определяется по формуле:

рнаг = рпл +( ??/??плК) М - gH0?( Lзаб + L - zскв + zагр) +0,81 М2/ ? ?обсLзаб/D5 +?трLтр/D5тр). (3.6)

3.9 Расчет закачки полимерных растворов с содержанием 0,04%; 0,1%

Исходные данные:

Ориентировочное значение требуемого темпа закачки Мзад,кг/с 1,5- 2,5

Коэффициент продуктивности К, кг/(сПа) 0,210"

Пластовое давление рпл, Мпа 18,5

Шаг изменения темпа закачки ?М,кг/с 0,5

Вязкость пластовой жидкости ?пл , мПа с 1 ,2 2

Средняя температура раствора в скважине Т, °С 25

Диаметр НКТ D, м 0,075

Диаметр подводящего трубопровода Dтр, м 0,075

Длина НКТ L, м 2000

Длина подводящего трубопровода Lтр, м 500

Отметка устья скважины Zy, м 100

Тип агрегата ' ЭЦН6-500-700

Отметка агрегата Жнг, м 90

Массовое содержание раствора, % 0,04/0,1

Коэффициенты эмпирической зависимости для характеристики агрегата для Спр=0,04%/0,1%:

Н0, м 1005/900

Н1, м 27.103/15 .103

Н2, с2/м5 -12,2.106/-21.103

Давление на всасывающей линии агрегата Рвс, МПа 0,55

Вязкость закачиваемой среды м , мПа с по рисунку 2.8

Коэффициент шероховатости труб Кш, мкм 50

Температура пластовая Тпл, °С 47

Средняя температура раствора в подводящем трубопроводе Ттр,°С 5

Плотность закачиваемой среды ?, кг/м3 1040

Определение рабочих значений давления нагнетания и подачи силового агрегата (силовой группы) в зависимости от содержания реагента в полимерном растворе Спр = 0,04 % приводится в приложении 2.

Для наглядности вместо циклического расчета, основанного на реализации программного блока сравнения развиваемого и требуемого давлений (Рраз.наг - Рнаг > 0), используем графическое сопоставление этих показателей. С этой же целью несколько изменяем порядок и обозначения некоторых параметров по сравнению с блок-схемой.

Расчет проводится при следующих допущениях:

Плотность раствора во всех элементах системы закачки одинакова и постоянна, вязкость полимерного раствора является функцией температуры и содержания реагента, НКТ опущены до продуктивного горизонта.

Размерности используемые в расчетах: кг, Н, м, с, Па, Пас, К/°С

1.Содержание реагента в полимерном растворе: Спр = 0,04% (1-е значение).

2.Темп закачки: М = 0,5 кг/с (1-е значение).

3. Вязкость раствора при пластовой температуре:

?1 = м (Спр, Тпл)

4.Забойное давление:

рзаб = рпл + ??? /?плК

5.Вязкость раствора при средней температуре в скважине (НКТ):

м = м (Спр, Т)

6.Коэффициент гидравлического сопротивления НКТ:

л = 0,067 (124D? / М +2Kш / D )0,2

7.Давление на устье нагнетательной скважины:

ру = рзаб - g???+ 0,81 (???L/?D5)

8.Вязкость раствора при средней температуре в подводящем

трубопроводе:

м 2 = м (Спр,Тпл)

9. Коэффициент гидравлического сопротивления подводящего трубопровода:

лтр = 0.067 (124Dтр?/ М + 2Kш/ Dтр)0,2

10.Необходимое давление на выкиде центробежного насоса:

рнаг = ру - g?(zу + zнаг) + 0,81 (?М2Lтр / ?D5тр)

11.Объемный расход:

Q = M/?

12.Развиваемый насосом напор:

H = H0 + H1Q + H2Q2

13.Развиваемое насосом давление нагнетания:

Рраз.наг = рвс + ?gH

14.Повторяем расчеты по пп. 2-13 для других значений М (0; 1;
1,5; 2; 2,5 кг/с) (таблицы 2., 2. и строим совмещенные характеристики системы и насосного агрегата (рисунок 2.9).

15.Повторяем расчеты по пп. 1-14 для Спр = 0,1% и строим
совмещенные характеристики системы и агрегата (рисунок 2.10).

16.Определяем давление нагнетания и темп закачки из
совмещенных характеристик (рисунки 2.10, 2.11) в зависимости от концентрации раствора. (Таблица 3.5)

Таблица 3.5 Результаты определения рнаг и темпа закачки в зависимости от концентрации

Спр, %	0,04	0,1
Рнаг, МПа	10,79	10,0
М, кг/с	2,0	0,75

Расчеты производим с использованием ПЭВМ и результаты сводим в таблицы 2.10, 2.11, 2.12 (Приложение 3)

4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Оценка опасности и вредности уровня промышленного травматизма и аварийности

Основные производственные критерии, определяющие опасность для здоровья человека при эксплуатации нефтедобывающих скважин:

а) климатические условия - температура воздуха от минус 400 С до плюс 400С при наружных работах;

б) воздействие электрического тока напряжением 220 - 380 В в системе освещения и отопления передвижных вагончиков, вахтовых комплексов, питания электрических машин;

в) возможность травм из-за контакта с движущимися частями механизмов (при подъемно-транспортных и ремонтных работах);

г) токсичные вещества: нефтяной газ с ПДК - 300 мг/м и

сероводород в смеси с углеводородами с ПДК - 3 мг/м ;

д) тепловые ожоги при работе с горячей нефтью и паром на АДП и ПНУ (температура до 310°С);

е) химические ожоги 1-4 степени при работе с соляной, серной и фторной кислотами при проведении кислотных обработок.

Таблица 4.1 Пожаровзрывоопасные свойства нефти, попутного газа

Наименование компонента	Температура самовоспламенения, °С	Пределы воспламенения по объему в воздухе, %
		Нижний	Верхний
Нефть	315	0,9	16
Метан	537	5,28	14,1
H2S		4,0	46
Метанол	436	6,7	34,7
СО		12,5	74,0

Таблица 4.2 Предельно допустимая концентрация вредных веществ

Вещества	Предельно допустимая концентрация , мг/мЗ	Класс опасности
	Разовая максимальная	Среднесуточная	Рабочей зоны
Углеводороды, нефть и нефтепполукты	-	-	10	4
Метан	-	-	-	4
Бутан	200	-	300	4
Пентан	100	25	-	4
Гексан	60	-	300	4
Бензин	5	1,5	100	4
Окись углерода	5	3	20	2
Сероводород	0,008	-	10	2
Сероводород + углероды	-	-	3	3

4.2 Анализ производственного травматизма за 2008 год по НГДУ «Бузулукнефть»

Основными причинами несчастных случаев при эксплуатации скважин, являются: применение опасных приемов работы, неисправное состояние СКЗ (средств коллективной защиты), отсутствие контроля и надзора за проведением работ с повышенной опасностью.

Таблица 4.3 Классификация несчастных случаев по профессиям

Профессия пострадавшего	Число несчастных случаев
Помощник бурильщика КПРС	2
Машинист технологических насосов	1
Слесарь	1

Таблица 4.4 Состояние производственного травматизма за 2008 год по НГДУ

Годы	Число несчастных случаев	Количество пострадавших при несчастных случаях	Число дней нетрудоспособности	Показатели
	Всего	Со смертепьным исходом	Групповые			Частота	Тяжесть
2007	3	1	-	3	112	0,8	37,3
2008	4	-	1	4	364	0,98	1

Таблица 4.5 Классификация по стажу работы

Стаж работы пострадавшего	Число несчастных случаев
До 1 года	1
От 1 до 3 лет	0
От 3 лет и более	3

Таблица 4.6 Классификация по цехам

Место работы пострадавшего	Число несчастных случаев
Цех КПРС	2
Цех ПВС	1
Цех ППН	1

Из несчастных случаев - 3 несчастных случая произошли по организационным причинам, то есть невыполнение требований производственных инструкций по охране труда.

4.3 Требования безопасности к технологии нефтедобычи и оборудованию

Помимо знания технологии, операторы по добыче нефти должны обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои

обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасности и вредности, а так же знать, что делать при их возникновении. На операторов по добыче нефти возлагаются

обязанности по обеспечению бесперебойной работы скважин и групповых сборных пунктов, а именно:

а)обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов и трубопроводов;

б)участие в работе по очистке от парафина подъемных труб, выкидных линий и коллекторов;

в)участие в монтаже и демонтаже наземного оборудования.

При необходимости проведения ремонтных работ на трубопроводах, находящихся под давлением, подлежащий ремонту участок необходимо отключить задвижками и снизить в нем давление до атмосферного.

При разборке фланцевых соединений первыми должны ослабляться болты с противоположной от себя стороны. При сборке фланцевых соединений проверку совмещения их отверстий следует только оправкой, прощупывание пальцем при этом запрещается.

При обслуживании верхней части фонтанной арматуры оператор обязан пользоваться стационарной площадкой или переносной лестницей с площадкой.

Для смены штуцера и штуцерных патрубков следует струю перевести на резервный выкид, закрыть соответствующую задвижку на рабочем выкиде и вентилем, установленным на линии, давление в струне снизить до атмосферного.

Работы по смене штуцера при одинарном выкиде и отсутствии манифольда оператор должен проводить в следующем порядке:

а)закрыть центральную задвижку на фонтанной арматуре;

б)закрыть задвижку на выкидной линии;

в)разрядить выкидную линию в струне за штуцером через пробный краник до атмосферного давления;

г)закрыть пробный краник и открыть задвижки на выкидной линии.

Перед спуском скребка вручную оператор обязан проверить: а)герметичность сальникового уплотнения на лубрикаторе;

б)закрыт ли вентиль на лубрикаторе;

в)открыта ли буферная задвижка.

При спуске скребка оператор должен притормаживать барабан лебедки с помощью специального тормоза. Подъем скребка нужно производить при исправном крановом устройстве с защелкой, предотвращающей обратный ход барабана.

Оператор обязан каждую смену проверять наличие и крепление болтов на фонтанной арматуре.

Отогревание замерзших трубопроводов и запорной арматуры необходимо производить только паром или горячей водой. Отогреваемый участок должен быть отключен от работающей системы. Применение открытого огня для отогревания запрещается.

Открытие продувочных пробок, заглушек или вентилей производить плавно, нельзя при этом заглядывать в отверстие, если из него по какой-то причине не выходит газ или жидкость.

При набивке устьевого сальника оператор должен его крышку закрепить на полированном штоке специальным зажимом.

При перестановке пальцев кривошипно-шатунного механизма, шатун необходимо прикрепить к стойке станка-качалки.

Перед стравливанием газа из скважин, трубопроводов, проверке предохранительных клапанов и других работах связанных с выпуском газа или газонефтяной смеси в атмосферу, необходимо убедиться в том, что в зоне возможной загрязненности нет людей и источника воспламенения.

При пуске и остановке насоса оператор обязан проверить открытие и закрытие соответствующих задвижек. Пуск поршневых насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии запрещается.

В зимнее время рабочие площадки, лестницы и переходы должны очищаться от снега и льда. Оператор обязан следить за чистотой рабочих мест и всего оборудования.

Ремонтные работы внутри емкостей, резервуаров, в траншеях, ямах, колодцах должны выполняться при соблюдении следующих требований:

Перед началом работ и на все время их проведения в зоне газоопасных работ на видном месте вывешивается плакат "Газоопасные работы". Перед работой произвести проветривание, анализ воздушной среды, тщательно проверить исправность спасательного пояса и сигнально-спасательной веревки, шлангового противогаза ПШ-1.Работы можно проводить при концентрации метана в воздухе по объему не более 0,7%.

Работы выполняются бригадой в составе не менее двух человек (работающий и наблюдающий). Пребывание внутри емкостей разрешается одному человеку, при необходимости пребывания в емкости большего числа работающих, должны быть разработаны, внесены в наряд - допуск дополнительные меры безопасности, предусматривающие увеличение числа наблюдающих (не менее одного наблюдающего на одного работающего), порядок входа и эвакуации работающих, порядок размещения шлангов, заборных патрубков противогазов, сигнально - спасательных веревок.

Во всех случаях на рабочего, спускающегося в емкость, должен быть надет спасательный пояс с сигнально - спасательной веревкой. Пояс, карабин и сигнально - спасательная веревка должны быть испытаны в установленном порядке ( один раз в шесть месяцев , Р=300 кг, время 15 минут).

При проведении работ внутри емкостей, наблюдающие должны находиться у люка емкости, в таком же снаряжении, как и работающий, имея при себе изолирующий противогаз в положении "наготове". При этом он обязан:

а)следить за сигналами и поведением работающего;

б)следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;

в)при необходимости вызвать к месту работ ответственного за их

проведение и представителя ГСС (газоспасательной службы);

допускаться в емкость для оказания помощи пострадавшему в изолирующем противогазе после предварительного оповещения ответственного за проведение работ.

Для защиты органов дыхания работающих внутри емкостей должны применяться шланговые или изолирующие противогазы. Использование фильтрующих противогазов запрещается!

4.4 Обеспечение средствами индивидуальной защиты операторов по добыче нефти

Члены бригады по добыче нефти обеспечиваются следующими средствами индивидуальной защиты:

а)костюм брезентовый или костюм хлопчатобумажный с водоотталкивающей пропиткой, срок носки - 12 месяцев;

б)плащ непромокаемый, срок носки - 36 месяцев;

в)сапоги резиновые или сапоги кирзовые, срок носки - 12 месяцев;

г)рукавицы брезентовые, срок носки - 2 месяца. Зимой дополнительно для Оренбургской области (III климатический пояс):

а)куртка хлопчатобумажная на утепленной прокладке, сроком носки - 24 месяца;

б)брюки хлопчатобумажные на утепленной прокладке, сроком носки - 24 месяца;

в)костюм зимний с пристегивающейся утепляющей прокладкой, срок носки 24 месяца;

г)валенки, срок носки - 30 месяцев.

Каждый оператор по добыче имеет противогаз с фильтрующей
коробкой марки КД (серого цвета). Противогаз подобран по размеру
согласно правил подбора противогазов, на сумке пришита табличка с
указанием фамилии владельца противогаза. Противогазы проверяются не реже 1 раза в месяц. На предприятии необходимо создать условия для

раздельного хранения предметов спецовок и одежды, в двух изолированных секциях одного и того же шкафа. Все виды очистки

дезинфицирования и ремонт СИЗ организовывать в сроки, определяемые производственными условиями и по согласованию с местными комитетами профсоюза, в свободное от работы время, в выходной день или в перерыве между сменами. Обувь для просушки помещать на решетчатых стеллажах. Температура в помещении должна быть 35-40 °С. Обязательно наличие постоянных токов воздуха, достаточных для сушки вещей. Обязательно нужно искусственное проветривание шкафов в условиях производства, способствующее увлажнению одежды и обуви. Спецобувь после окончания работы тщательно очистить от грязи. Загрязнения удалять осторожно, без повреждения верха и низа специальной обуви.

Спецобувь сушить на воздухе или в сушилке. Сушка обуви на отопительных приборах или в их непосредственной близости не допускается. Защитные очки, маски, щитки выдавать рабочему только для личного пользования. Очки содержать в безукоризненной чистоте. Своевременная периодическая и достаточная очистка СИЗ необходима для личной гигиены. Бригады оснащены аптечками с перевязочными материалами и медикаментами.

4.5 Организация работы по охране труда

Для организации контроля за соблюдением работниками правил безопасности и норм производственной санитарии, для организации работы по охране труда в НГДУ "Бузулукнефть" организован отдел охраны труда. Начальник отдела является заместителем главного инженера.

Основными задачами отдела охраны труда являются:

а)организация профилактической работы по созданию и обеспечению безопасных и здоровых условий труда;

б)осуществление контроля за работой производственных подразделений (цехов, служб, участков) по обеспечению безопасных и здоровых условий труда и за соблюдением правил и инструкций;

в)разработка мероприятий по улучшению и оздоровлению условий труда и осуществления контроля за их выполнением.

Учитывая опыт нескольких сотен предприятий, которые с 1990 года создали на базе отделов охраны труда компьютеризированные службы охраны труда, рекомендуется рассмотреть возможность применения автоматизированной системы для служб охраны труда с перспективой перехода к универсальной интегрированной автоматизированной системе, позволяющей комплексно автоматизировать деятельность различных служб предприятий .

Внедрение автоматизированной системы для службы охраны труда позволит:

а)создать единое информационное поле, доступ к которому на всех уровнях иерархии обусловлен обязанностями и правами каждого конкретного пользователя;

б)сделать возможным мониторинг факторов, влияющих на травматизм «день в день», а не «год в год» по результатам годовых отчетов, как это практикуется сегодня;

в)повысить оперативность принятия управленческих решений на основе быстрого улавливания тенденций;

г)повысить качество и достоверность выходящих документов;

д)усилить контроль за обеспеченностью работающих СИЗ, технологическим оборудованием с указанием степени опасности, периодичностью проверок и технических осмотров и т.д.;

е)ускорить информационное обеспечение действующими законодательными и нормативными актами;

ж)автоматизировать оформление и получение твердых копий документов, предусмотренных Положением о порядке расследования и учета несчастных случаев на производстве;

з)анализировать и прогнозировать эффективность мер, направленных на улучшение состояния охраны труда и профилактику травматизма.

Центральным звеном автоматизированной системы для службы охраны труда является автоматизированное рабочее место службы.

4.6 Природоохранные мероприятия

НГДУ "Бузулукнефть" осуществляет природоохранные мероприятия, направленные на предупреждение и ликвидацию отрицательного воздействия производственно-хозяйственной

деятельности на природную среду в соответствии с действующим законодательством и нормативными документами.

Законодательством России установлены жесткие ограничения и экологическая ответственность природопользователей , создана система платежей за природопользование.

Основные природоохранительные мероприятия НГДУ "Бузулукнефть" направлены на :

охрану и рациональное использование водных ресурсов;

охрану атмосферного воздуха от загрязнений;

охрану и рациональное использование недр и земельных угодий.

С целью предотвращения загрязнения рек и водоемов нефтью,

химикатами и другими загрязняющими продуктами в проектах предусматриваются мероприятия по увеличению надежности нефтепроводов, своевременному обнаружению разливов нефти и быстрой их ликвидации.

Большой объем загрязнения воздушного бассейна происходит при сгорании попутного газа в факелах. Отсюда вытекает задача по его утилизации. В управлении процент утилизации нефтяного газа достаточно высок и достигает 35,3%. Кроме того, происходит утечка газа во время его технической переработки (например, сероочистки), выбросы газа во время порывов газопроводов. Происходит так же испарение углеводородов через кровлю РВО и т.п. Немалая доля загрязняющих веществ вылетает в атмосферу через трубы пяти котельных промышленного и бытового назначения.

Деятельность всех нефтяных предприятий связана с использованием земли - строительство и эксплуатация скважин, других производственных объектов, строительство трубопроводов и т.п.

Основной источник загрязнения почвы - разлив нефти во время порывов нефтепроводов. А это, в наше время , не такой уж редкий случай, так как нефтепроводы уже старые, а средств на их замену нет.

Ежегодно НГДУ "Бузулукнефть" разрабатывает план природоохранительных мероприятий. Так, например, планом на 2008 год в целях экономии пресных вод предусматривается утилизация сточных вод в системе ППД в объеме 9 млн.м 3 с затратами на эту работу 40 000 рублей для их повторного использования.

Для снижения количества порывов трубопроводов, а, следовательно, для сохранения земель и водоемов от загрязнения планируется капитальный ремонт трубопроводов (80 километров, затраты 550 тыс. рублей), обработка сточных вод ингибиторами с целью защиты водоводов (9 млн.м3, затраты 6 млн. рублей).

Для охраны воздушного бассейна планом предусматривается утилизация попутного газа (180 млн.м3), защита от коррозии кровли РВС парофазными ингибиторами ( 9 резервуаров, затраты - 1,4 млн. рублей), замена и ремонт газопроводов (2,8 километра , затраты 2,6 тыс.рублей), защита газопроводов от коррозии путем обработки ингибиторами нефтяного газа (180 млн.м3, затраты 2,5 млн.рублей) и т.д.

Всего нормативная плата в 2008 году за загрязнение атмосферы, за размещение замазученных земель, выбросы от транспорта составит по НГДУ "Бузулукнефть" 124 655 рублей.

При сверхнормативных выбросах тариф увеличивается в 25 раз. Так в 2008 году за сверхнормативные выбросы в водные объекты и в атмосферу плата составила около 120 млн. рублей.

Плата за загрязнение окружающей среды считается отдельно по регионам, где НГДУ "Бузулукнефть" ведет добычу нефти и где проживают нефтяники : Курманаевский, Сорочинский, Грачевский районы, город Бузулук и Бузулукский район, Новоборский район Самарской области. Делается это с той целью, что 10% платежей в соответствующие комитеты по экологии и природопользованию, а остальная сумма в федеральный бюджет.

Кроме того велики еще штрафы за нарушение природоохранного законодательства.

Это, в основном, замазученность земель в результате порывов нефтепроводов. Экологические требования здесь очень жесткие: за порчу и уничтожение плодородного слоя штрафы от 100 до 500 минимальных оплат труда, за химическое загрязнение - от 500 до 1000 минимальных зарплат. Так, например, в 2008 году штраф НГДУ составил 82,7 млн.рублей.

Ведутся так же расчеты с бюджетом за водопотребление поверхностных и подземных вод, как на промышленные, так и на бытовые нужды. Водоснабжение осуществляется с шести водозаборов и четырех одиночных питьевых скважин на нефтяных месторождениях.

Расчеты ведутся по трем направлениям: разовые платежи за воду по установленным тарифам, за недра и на воспроизводство водных ресурсов. Платежи идут в бюджеты районов, где осуществляется водозабор, а так же в областной и республиканский бюджеты.

Так в 2009 году запланированы платежи за водопотребление в бюджеты всех уровней в сумме 932,7 тысяч рублей.

Статистические данные по затратам на охрану водных ресурсов и экологическим платежам за 2006--2008 года сведены в таблицу 4.7.

Служба охраны окружающей среды (экологическая служба) была создана в НГДУ "Бузулукнефть" в 1988году. Сейчас в ее состав входят три человека, возглавляет службу начальник службы охраны окружающей среды.

Главной задачей экологической службы является организация работ по охране окружающей среды и контроль за их исполнением в соответствии с существующим законодательством, нормативными документами и сложившейся экологической обстановкой в районах месторождений НГДУ "Бузулукнефть".

В результате анализа специфики района расположения месторождений НГДУ "Бузулукнефть" , технологии и техники добычи и сбора нефти и нефтяного газа, особенности обустройства месторождений выявлены факторы риска, которые с определенной вероятностью могут привести к возникновению производственных аварий с различными последствиями для людей, окружающей среды и экономики.

Основные технические решения, средства и меры по обеспечению безопасности труда и производства заложены в проектах в соответствии с требованиями следующих основных нормативных документов:

1 .Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

2.СНиП 111-4-80 "Техника безопасности в строительстве".

3.СНиП 2.01.02-85 "Противопожарные нормы";

4. Правила устройства электроустановок ПУЭ-86.

В целях обеспечения максимальных условий безопасности обслуживающего персонала и снижения вредности производства предусмотрены следующие мероприятия:

а) герметизация технологических процессов сбора нефти;

б) размещение технологического оборудования на открытых
площадках с обеспечением необходимых по нормам проходов, оснащение площадками для обслуживания и ремонта;

в) проверка трубопроводов на прочность и герметичность после

монтажа;

г) автоматизация основных технологических процессов;

д) установка на объектах датчиков сигнализации загазованности;

е) установка опознавательных знаков на прямых участках и

поворотах трубопроводов;

ж) освещение территории, площадок, рабочих мест;

з) соблюдение безопасных, минимально-допустимых расстояний

между сооружениями;

и) установка вентиляции.

Таблица 4.7 Учет финансирования на охрану окружающей среды

Показатели	Стоимость затрат, млн.руб
	2006	2007	2008
1.0	Затраты по охране природы, всего, в том числе	5713,2	9389,8	20434,6
1.1	по охране водных ресурсов	4498	7791	17151,8
1.2	по охране атмосферного воздуха	722,9	1144	2775,8
1.3	по охране земли	388,4	191,7	171,8
1,4	по рекультивации земель	264,7	263,1	120,9
2.0	Плата за допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ, всего	45,6	86,5	108,6
	в том числе
2.1	в водные объекты	-	-	-
2.2	в атмосферный воздух	43,5	82,5	103,7
2.3	за размещение отходов	2,1	4,0	4,9
3.0	Плата за сверх нормативные выбросы (сбросы) загрязняющих веществ, всего:	35,2	192,5	119,4
	в том числе
3.1	в водные объекты	0,1	_	0,3
3.2	в атмосферный воздух	35,1	192,5	119,1
3.3	за размещение отходов	-	-	-
4.0	Штрафы за нарушение природного законодательства	9,8	9	82,7
5.0	Плата за водопотребление, всего :	14102	1877,3	1322
	в том числе
5.1	Поверхностных вод	24	39,2	44
5.2	Подземных вод	1078	1838,1	1278
6.0	Льготы установленные НГДУ в счет проведения природоохранных мероприятий

Все предусмотренные системы автоматического контроля и управления технологическими процессами обеспечивают:

а) необходимый объем дистанционного контроля, управления и
автоматизации объекта, позволяющих исключить необходимость
постоянного пребывания обслуживающего персонала непосредственно
на площадках;

б)автоматическую аварийную защиту технологического
оборудования позволяющую исключить возможность работы в условиях
аварийного режима.

Для тушения пожара предусматриваются первичные, передвижные, стационарные средства пожаротушения.

В целях охраны здоровья и снижение заболеваемости населения, проживающего в районах влияния месторождений нефти, помимо осуществления комплекса технологических, санитарно-технических,

планировочных, организационных и природоохранных мероприятий, предусмотренных проектами, предполагается проведение медико-профилактических мероприятий, заключающихся :

а) ежегодные диспансерные осмотры населения с обязательным привлечением следующих специалистов: терапевта, хирурга, невропатолога, гинеколога, педиатра;

б) оказание помощи местным учреждениям здравоохранения в оснащении медицинским оборудованием и лекарственными препаратами. Конкретные приемы помощи должны быть намечены совместно с органами здравоохранения на месте;

в) оздоровление населения целесообразно сосредоточить в профилактории, расчет мест которого нужно подобрать с условием обслуживания, проживающего в зоне влияния месторождения;

г) оказание организационной и финансовой помощи при витаминизации пищи детей ДДУ и школах в зимне-весенний период;

д) учитывая неблагоприятный прогноз по заболеваемости патологией органов пищеварения, предусматривается организация диетического питания населения, проживающего в зоне влияния месторождений, продажа населению по доступным ценам легко усваиваемых, диетических продуктов.

Для защиты окружающей среды при подземном ремонте скважин проводятся следующие мероприятия:

а) вокруг скважины делают надежную обваловку, для того, чтобы при утечке нефти она не могла бы проникнуть за нее и нанести ущерб окружающей среде и близлежащим водоемам;

б) проводят промывку скважины, так, чтобы в процессе ремонта
избежать перелива. Если же скважина начнет переливать, то ее следует загерметизировать. Ставят аварийную задвижку и проводят повторное глушение;

в) при подъеме труб с жидкостью, если не удалось поймать конус или сбить сливной клапан, пользуются защитными кожухами;

г) после глушения скважины стравливать ее следует в емкость или специально выкопанный амбар. Постоянно проводить контроль за наличием сероводорода в воздухе, при превышении ПДК прекращают работу, закрывают скважину, повторно проводят промывку.

НГДУ "Бузулукнефть" осуществляет следующие практические мероприятия по охране окружающей среды:

Предотвращение загрязнения водоемов и промысловых территорий нефтепроводами и промышленными стоками.

Мероприятия:

а) капитальный ремонт и замена трубопроводов;

б) ремонтно-изоляционные работы по нагнетательным и добывающим скважинам;

в) реконструкция системы заводнения на месторождениях НГДУ "Бузулукнефть" в связи с переводом на пластовую воду;

г) внедрение гибких полимерно-металлических труб;

д) защита промышленных водоводов ингибиторами коррозии;

е) ремонт и восстановление обваловок скважин;

ж) ремонт и восстановление оборудования на нагнетательных

и добывающих скважинах;

з) периодический отбор и анализ проб воды из рек, водоемов.

Мероприятия по предотвращению загрязнения атмосферы:

а) капитальный ремонт резервуаров;

б) ликвидационно - изоляционные работы на скважинах;

в) окраска резервуаров в светлые тона;

г) профилактические работы по уходу за законсервированными скважинами;

д) тарировка и замена предохранительных клапанов;

е) постоянный контроль за работой газо-уравнительной обвязки товарного парка.

Общие предохранительные мероприятия:

а) закачка воды в продуктивные пласты для цели ППД;

б) закачка промысловых вод в разрабатываемые скважины с целью уменьшения расхода пресной воды для ППД;

в) закачка промысловых вод в поглощающие пласты;

г) рекультивация земель с возвратом ее сельскому хозяйству;

д) постоянный контроль за специальным водопользованием.

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчет экономического эффекта

Годовые расходы на электроэнергию по извлечению газа рассчитать по нормам расхода энергии на 1 тыс. м3 газа. Они составляют для скважины работающей с дебитом до использования ингибитора:

Зэ=Q1*Рэ*Цэ,

Где

Q1 - годовой объем добытого газа без проведения мероприятия, тыс. м3;

Рэ - удельный расход энергии на 1 тыс. м3 добываемого газа, кВт*ч/тыс. м3; Цэ - стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, тг/кВт*ч.

Расчет экономического эффекта от проведения работ с применением полиакриламида рассчитывается методом сравнения калькуляции себестоимости добычи нефти в период использования мероприятия. Сравниваются затраты на добычу нефти после внедрения мероприятия с затратами без учета внедрения мероприятия.

Расчет затрат на внедрение мероприятий . Затраты на электроэнергию по извлечению нефти:

158200 : 3001306 х 12015 = 633 тыс.тен.

Затраты по искусственному воздействию на пласт:

176349 : 3001306 х 12015 = 699 тыс.тен.

Затраты по сбору и транспортировке нефти:

75559: 3001306 х 12015 = 213 тыс.тен.

Затраты по технологической подготовке нефти:

155776 : 3001306 х 12015 = 406 тыс.тен.

Экономический эффект :

Э = (2213-28 - 2205-07) тен. х 3001306 т - 1470 т.р. = 8-21 тен. х 3001306 т. - 1470 т.р. = 24641 т.тен. - 1470 т.тен.

1 мЗ ПАА стоит 15 тыс.тен. 98 мЗ х 15 т.тен. = 1470 тыс.тен.

Таблица 5.1 Расчет экономического эффекта от проведения работ с применением полиакриламида

Наименование статей	До внедрения	После внедрения	+, -
1. Расходы на энергию по извлечению нефти, т.тен.	157567	158200	+ 633
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт, т.тен.	175650	176349	+ 699
3. Оплата труда производственных рабочих, т.тен.	34261	34261	-
4. Отчисления на соц.нужды, т.тен.	11648	11648	-
5. Амортизация скважин, т.тен.	258719	258719	-
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти, т.тен.	76346	76559	+ 213
7. Расходы по технологической подготовке нефти, т.тен.	155370	155776	+ 406
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, т.тен.	371938	371938	-
9. Цеховые расходы, т.тен.	253205	253205	-
10. Общепроизводственные расходы, т.тен.	4306288	. 4306288	-
11. Прочие производственные расходы, т.тен.	815150	815150
Всего затрат, т.тен.	6616142	6618093	+ 1951
Добыча нефти, тонн	2989291	3001306	+ 12015
Стоимость 1 тонны нефти, тен.	2213-28	2205-07	-8-21

Таблица 5.2 Расчет экономического эффекта от проведения работ с применением полиакриламида

Наименование статей	До внедрения	После внедрения	+, -
1. Расходы на энергию по извлечению нефти, т.тен.	1369213	1371712	+ 2499
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт, т.тен.	1511909	1514301	+ 2392
3. Оплата труда производственных рабочих, т.тен.	335183	338183
4. Отчисления на соц. нужды, т.тен.	126128	126128	-
5. Амортизация скважин, т.тен.	533633	533633	-
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти, т.тен.	565286	565973	+ 687
7. Расходы по технологической подготовке нефти, т.тен.	1278699	1280321	+ 1622
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, т.тен.	3101022	3101022
9. Цеховые расходы, т.тен.	3278295	3278295	-
10. Общепроизводственные расходы, т.тен.	26497859	2649859
11. Прочие производственные расходы, т.тен.	4783356	4783356
Всего затрат, т.тен.	43380583	43387783	+ 7200
Добыча нефти, тонн	2780690	2785765	+ 5075
Стоимость 1 тонны нефти, тен.	15600-65	15574-82	- 25-83

Расчет затрат на внедрение мероприятий . Затраты на электроэнергию по извлечению нефти:

1371712 : 2785765 х 5075 = 2499 т.тен.

Затраты по искусственному воздействию на пласт:

1514301 : 2785765 х 5075 = 2392 т.тен.

Затраты по сбору и транспортировке нефти:

565976 : 2785765 х 5075 = 687 тыс.тен.

Затраты по технологической подготовке нефти:

1280321 : 2785765 х 5075 = 1622 тыс.тен.

Экономический эффект :

Э = (15600-65 - 15574-82) тен. х 2785765 тн - 1500 т.р. = 25-83 тен. х 2785765 тн. - 1500 т.р. = 71956 т.тен. - 1500 т.тен. = 70456 тыс.тен.

Затраты на полиакриламид : 1 мЗ ПАА стоит 15 тыс.тен.

100 мЗ х 15 т.тен. - 1500 тыс.тен

В данном случае прослеживается снижение себестоимости одной тонны нефти в году на 8 тен.21 коп. и совокупный экономический эффект составил 23171 тыс.тен., снижение себестоимости одной тонны нефти в году составило 25 тен. 83 коп. и совокупный экономический эффект составил 70456 тыс.тен.

В целом экономический эффект от применения мероприятия в год составил 93627 тыс.тен.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При разработке каждого месторождения встает большая и важная задача возможного увеличения нефтеотдачи. Повышение конечной нефтеотдачи всех залежей хотя бы на 2-3 % выше средней означает рост промышленных запасов нефти и равносильно открытию нового нефтяного месторождения.

Учитывая, что на 01.01.2011 г. Отобрано 87,5% от начально извлекаемых запасов и значительное снижение пластового давленния, при увеличении обводненности продукции до 80%, возникает проблема применениия мероприятий, связанных с извлечением остаточных запасов нефти, т.е. применение вторичных методов добычи нефти.

Одним из таких методов является вытеснение из пластов нефти водными растворами ПАА, подробно рассмотренный в данной дипломной работе. Расчеты показали, что при использовании раствора с массовым сод...