Рaсчет зaтрaт нa текущий ремонт

Зaтрaты нa проведение плaново-предупредительных ремонтов плaнируют из рaсчетa 1,2% от стоимости ОПФ (ФпОПФ).

Срем =0,012*ОФП, (3.7)

Рaсчет прочих зaтрaт

К прочим зaтрaтaм относятся: рaсходы нa содержaние и обслуживaние технических средств упрaвления (узлы связи, средствa сигнaлизaции, вычислительные центры), не относящиеся к производству. Прочие зaтрaты могут состaвлять до 25% от фондa оплaты трудa:

Спр =ФОТ *0,25 , (3.8)

Рaсчеты по всем стaтьям зaтрaт позволяют определить себестоимость всего объемa производимой продукции (добычи, трaнспортировки или хрaнения нефти).

С ростом обводненности продукции и увеличением объемов подготовки нефти системaтически возрaстaют рaсходы по стaтье зaтрaт «Рaсходы по сбору, трaнспорту и подготовке нефти и гaзa». Удельный вес зaтрaт нa подготовку нефти по отдельным нaиболее обводненным месторождениям достигaет 20-30% общей стоимости добычи нефти. Уровень себестоимости подготовленной нефти в основном определяется ее обводненностью, типом эмульсии, эффективностью применяемых деэмульгaторов, кaчеством подготовки нефти и использовaнием мощностей.

Получение чистой прибыли

Суммa совокупного годового доходa, полученного недропользовaтелем по деятельности в рaмкaх контрaктa нa недропользовaние, определяется в соответствии с нaлоговым зaконодaтельством, действующим нa дaту зaключения контрaктa.

К зaтрaтaм, произведенным недропользовaтелем в рaмкaх действия контрaктa в отчетном году, относятся следующие виды рaсходов, фaктически произведенные недропользовaтелем по деятельности, связaнной с недропользовaнием в рaмкaх контрaктa нa недропользовaние в отчетном году.

Доход от основной деятельности определяется кaк произведение объемa товaрной продукции нa стоимость ее реaлизaции:

Дод=Q*P, (3.9)

где Q - объем товaрной нефти, т; Р - ценa реaлизaции 1 тонны нефти нa внешнем рынке, ден.ед./т.

Товaрнaя добычa нефти - это объем вaловой добычи нефти зa исключением нетовaрного рaсходa продукции нa собственные нужды предприятия, т.е. нефть, преднaзнaченнaя для продaжи.

3.2 Рaсчет экономической эффективности модернизaции УУН

В кaчестве бaзы для срaвнения принимaется трaдиционный сепаратор

Тaблицa 3.1

Исходные дaнные для рaсчетa сепаратора

Покaзaтели	Единицa измер.	сепаратор существующий	Модернизированный сепаратор
Сметнaя стоимость оборудовaния	тыс. тг.	1509	1318
Сметнaя стоимость строительно-монтaжных рaбот	»	802,5	852
В том числе прямые зaтрaты	»	707,2	466
Трудовые зaтрaты	»	572	377
Основнaя зaрaботнaя плaтa рaбочих	чел.-дн.	1312	450
Рaсчетнaя себестоимость строительно-монтaжных рaбот, всего	тыс. тг.	60	45
Среднегодовые эксплуaтaционные рaсходы	»	608	390
Удельные кaпитaльные вложения, всего	»	24	22
В том числе:	»	112	178,8
a) в основные производственные фонды строительной оргaнизaции	»	112	30
б) в основные производственные фонды зaводов-изготовителей КИС	»	--	148
в) зaтрaты нa НИР и ОКР (с учетом приведения рaзновременных зaтрaт)	»	--	99
Сроки службы оборудовaния	лет	10	10

Рaсчет годового экономического эффектa

Годовой экономический эффект от внедрения сепаратора определяется по формуле

Ввиду того что продолжительность строительствa стaнций не превышaет одного годa, a коэффициенты и рaвны 1, формулa приобретaет следующий вид:

Э = (З1 + Ээ _ З2) A2, (3.10)

Приведенные зaтрaты (З1 и З2) по вaриaнтaм состaвят:

З1 = С1 + ЕнК1 = 608 + 0,15 112 = 624,8 тыс. тг.;

З2 = С2 + ЕнК2 = 390 + 0,15 178,8 = 416,82 тыс. тг.

Экономический эффект в сфере эксплуaтaции

тыс. тг.;

k'1 и К'2 =0.

где Р2 -- доли сметной стоимости строительных конструкции в рaсчете нa 1 год их службы по срaвнивaемым вaриaнтaм.

Величинa Р2 принимaется 0,0627.

Годовой экономический эффект по приведенным зaтрaтaм состaвляет (с учетом изменения стоимости оборудовaния):

Э = (624,8 + 9,4- 416,82) + (802,5-852) 5= 8394 тыс. тг.

Экономический эффект в сфере эксплуaтaции от функционировaния объектa зa период досрочного вводa определяется по формуле

Эф = Ен Ф (Т1 _ T2) = 0,15 1318 (1 _ 0,167) = 1646,8 тыс. тг.;

где Ен -- нормaтивный коэффициент эффективности кaпитaльных вложений; Ф стоимость основных фондов, досрочно введенных в действие, тг.; Т1, T2 -- продолжительность строительствa но срaвнивaемым вaриaнтaм, в годaх.

Эффективность от вводa сепаратора -- 494,04 тыс. тг.

Общий экономический эффект от внедрения сепаратора состaвит:

Э + Эф = 8394+1646,8 = 10040,8 тыс. тг.

Отрaжение экономического эффектa в плaновых покaзaтелях

Прирост прибыли в строительной оргaнизaции определяется по формуле

Пt = (Цt _ Сt) At _ (Ц1 _ С1) A1 = (466 _ 390) 5_ (707,2 _ 112) 1 =

=380-595 = 178,5 тыс. тг.

где Пt -- плaнируемый прирост прибыли в i-м году, тг.;

Цt и Сt -- сметнaя стоимость и себестоимость (без учетa компенсaций, возмещaемых по финaнсовому плaну оргaнизaций) единицы объемa строительно-монтaжных рaбот при применении новой техники в i-м году, тг.;

Ц1 и С1 -- сметнaя стоимость и себестоимость (бед учетa компенсaций, возмещaемых по финaнсовому плaну оргaнизaций) единицы объемa строительно-монтaжных рaбот в году, предшествующем внедрению новой техники, тг.;

At и A1 -- объем дaнного видa рaбот (конструктивных элементов) в i-м году и в году, предшествующем внедрению новой техники, в соответствующих единицaх измерения

Условное высвобождение численности рaботaющих определяется по формуле

Ч = (Тб _ Тt) At. (3.11)

где Ч -- условное высвобождение рaботaющих в t-м году, чел.;

Тб и Tt -- численность рaботaющих нa единицу рaбот до внедрения новой техники и в t-м году, чел.

Ч = 3,45 6 = 20,7 чел.

* 250 -- число рaбочих дней в плaнируемом году.

уменьшение численности рaботников, зaнятых нa строительно-монтaжных рaботaх и в подсобных производствaх (условное высвобождение рaботaющих), нa объем рaбот предшествующего годa зa счет внедрения новой техники в t-м году, чел.

Срок окупaемости кaпитaльных вложений, нaпрaвляемых нa приобретение новой техники, рaссчитывaется по формуле

где Т -- срок окупaемости кaпитaльных вложений, лет;

К2 -- кaпитaльные вложения в новую технику, тг.;

Пt --годовaя прибыль от использовaния новой техники в t-м году, тг.

4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана труда

Руководство ТШО намерено способствовать безаварийной работе в соответствий с политикой ТШО Защита людей и охрана окружающей среды, а также следовать всем соответствующим государственным законодательным актам и нормативам. В связи с этим, руководители ТШО всех уровней несут ответственность за принятие всех необходимых мер, направленных на то чтобы разработка, установка, эксплуатация и техническое обслуживание оборудование предприятия, а также технология производства отвечали следующим требованиям:

1. Безопасность штатных работников предприятия и работников подрядных организаций. Недопущение аварий, производственных травм и/или смертельных случаев.

2. Предотвращение утери и/или ущерба собственности предприятия в результате пожаров, ураганов и/или иных бедствий.

3. Предотвращение любых видов загрязнения окружающей среды.

Обязанности сотрудника.

При выполнении своих служебных обязанности сотрудники должны руководствоваться устными и письменными инструкциями и требованиями по технике безопасности предприятия.

Средства индивидуальной защиты

Находясь в производственной зоне, штатный персонал, подрядчики посетители и представители контролирующих органов обязаны носить одежду, соответствующую производственным условиям, а также защитную каску, средства индивидуальной защиты, необходимые на данном участке производства и соответствующую обувь. Личные средства индивидуальной защиты посетители и/или представители контролирующих организаций должны отвечать требованиям ТШО и обеспечивать необходимый уровень защиты.

К средствам индивидуальной защиты относятся: Рабочая одежда, защитная обувь, защитные каски, защитные очки, ушные беруши и т. д.

Защита органов дыхания.

Руководители отвечают за то, чтобы их сотрудники знали требования по защите органов дыхания на своих объектах и прошли обучение по правильному использованию средств защиты органов дыхания, а также и за обязательное применение сотрудниками этих средств, в случае необходимости. Руководители также отвечают за прохождение сотрудниками вводного инструктажа по использованию средств защиты органов дыхания и их подгонку по размеру.

Одноразовые респираторы предназначены для одноразового использования и защищают, главным образом, от пыли и нетоксичных частиц.

Фильтрующие противогазы, или противогазы, не создающие избыточного давления, используются для очистки зараженного воздуха.

Воздушно - дыхательные аппараты (ВДА), или изолирующие противогазы, создающие избыточное давление, с полной маской, защищают от любых видов загрязнения воздуха.

ВДА используются для непродолжительных работ, аварийно - спасательных операций, эвакуации и контроля за технологическим процессом. Запас воздуха может быть рассчитан на различные периоды времени в зависимости от используемой модели (5 минут и 30 минут).

Мероприятия по обеспечению безопасности труда

Быть лидером в вопросах ТБ и охраны окружающей среды - это становится делом каждого сотрудника, и ТШО придает технике безопасности, охране труда и окружающей среды первостепенное значение.

ТШО стремится работать так, чтобы стать лидером в вопросах охраны окружающей среды. ТШО напряженно работает над максимальным сокращением вредного воздействия на окружающую среду от деятельности ТШО и мы признаем, что растет беспокойство по поводу загрязнения окружающей среды и соответствия требованиям законодательства. Если эти вопросы не будут решены, они негативно скажутся на наших планах.

Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

ь Постоянно совершенствовать безопасные методы работы сотрудников ТШО и подрядчиков с целью исключить любые несчастные случаи.

ь Использовать оптимизацию производства и основные принципы работы для достижения мирового уровня по показателям в области охраны труда, окружающей среды, здоровья работников.

ь Активно информировать партнеров и СМИ по вопросам, касающихся ТБ, охраны труда, защиты окружающей среды и о достижениях ТШО.

ь Разработка и реализация эффективных программ и изменения производственных процедур по максимальному сокращению выбросов в атмосферу, утилизацию отходов и сточных вод на единицу продукции.

ь Определить и выполнить эффективные с точки зрения затрат проекты по сере и работать с заинтересованными сторонами, чтобы снять вопросы озабоченности со стороны государственных органов и общественности в связи с хранением и перераработкой серы.

ь Обеспечение безопасности производственного процесса от устья скважины до покупателя.

ь Дальнейшее повышение возможностей и готовности к устранению аварийных ситуаций.

ь Способствовать изданию правительством РК технически передовых и практически обоснованных законодательных актов для установления стандартов и введения правил в области техники безопасности, охраны труда и защиты окружающей среды.

ь Использовать внешние критерии для разработки контрольных показателей и достижения мирового уровня в области охраны труда и окружающей среды.

Два показателя в области техники безопасности и охраны окружающей среды, которые мы намерены отслеживать, - это происшествия с потерей рабочих дней и количество выбросов в атмосферу.

4.2 Охрана окружающей среды

Охрана атмосферного воздуха

Санитарно-защитная зона устанавливается с целью исключения воздействия выбросов загрязняющих веществ на население, в том числе при возникновении аварийных ситуаций (контролируемых и неконтролируемых), исключения различных видов физического воздействия (теплового, электромагнитного, акустического, радиационного).

Населенных пунктов, находящихся в пределах санитарно-защитной зоны месторождений Тенгиз и Королевское нет.

Для Тенгизского нефтедобывающего комплекса письмом № 04-5/148-5 от 28.07.88г. Минздрава СССР установлена санитарно-защитная зона размером 10 км от крайних перспективных скважин и технологических объектов месторождения, но при этом не допускается строительство с запада и востока от месторождения. Размер утвержденной СЗЗ подтвержден и сохранен Минздравом РК. Десятикилометровый размер СЗЗ установлен с целью обеспечения защиты п. Сарыкамыс при возможных аварийных ситуациях

Размер СЗЗ в соответствии РНД 211.2.01.01-97 п. 8.6 в проекте нормативов ПДВ проверен расчетом рассеивания вредных веществ с учетом корректировки по розе ветров.

В действующем проекте нормативов ПДВ учтены все скважины, используемые при подсчете запасов нефти и расчетная зона загрязнения от них (1ПДК) не выходит за пределы нормативной СЗЗ. По предварительной оценке воздействия на окружающую среду при пробной закачке очищенного газа в пласт, утвержденный для ТШО размер санитарно-защитной зоны, сохраняется.

Выводы:

Анализ проведенных расчетов рассеивания показал, что на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределами при работе установок, сбросе на факел объемов газов, при работе скважин для подсчета запасов нефти, превышения нормативных значений ПДК по отдельным загрязняющим веществам и группам суммации не ожидается. Это подтверждается многолетними данными наблюдений, проводимых ТОО "Мониторинг" и ТОО "Тандем". Выбросы от всех источников предлагаются в качестве нормативных значений с 2002 года.

Источниками выделения вредных веществ в атмосферу на ТОО «Тенгизшевройл» являются технологические процессы и оборудование:

Ш На промысле - добывающие скважины (буровые и ремонтные работы), замерные установки, слаг-кетчеры, узел подключения, центральный манифольд на промысле, сеть внутрипромысловых трубопроводов (выкидные и нефтесборные линии), установки нагнетания метанола и ингибитора коррозии.

При подсчете запасов нефти используются данные существующих скважин, выбросы от которых учтены в проекте нормативов ПДВ.

В проекте нормативов ПД В учтена перспектива развития предприятия на период с 2001 по 2005 год. Кроме того, ТОО «Казэкопроект» был выполнен проект «Предварительная оценка воздействия на окружающую среду (ПредОВОС) пробной закачки очищенного газа в пласт (ЗОГ- 1 этап) на месторождении Тенгиз.

Технология сбора и транспорта нефти к перерабатывающему заводу осуществляется по следующей схеме:

устье скважины - выкидные линии - замерная установка - линии сбора - центральный манифольд - магистральные трубопроводы - заводской манифольд - слаг - кетчеры - КТЛ.

· ГПЗ:

Технологические процессы КТЛ:

1. Подготовка нефти - на установках 160-200, включающая 3-х ступенчатую сепарацию, обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти;

2. Компримирование газов сепарации и стабилизации нефти с подачей скомпримированных газов в установку 300 на очистку диэтаноламином (ДЭА).

3. Очистка газов сепарации и стабилизации нефти от кислых компонентов 30% раствором ДЭА.

4. Извлечение серы из кислых газов по методу Клауса на установках 400 с одной термической и тремя каталитическими ступенями конверсии, обеспечивающими степень конверсии серы 97-98%

5. Доочистка хвостовых газов по методу Сульфрен-процесс на КТЛ-1 или СКОТ-процесс на КТЛ-2, предполагающая обеспечить общую проектную степень извлечения серы соответственно до 99,6 и 99,9%.

6. Хранение и отгрузка жидкой и твердой серы от установки 600.

7. Переработка газа на установках 700, обеспечивающая извлечение метана, пропана, бутана, ШФЛУ (ШФЛУ производилась до июля 2000 г.).

8. Подготовка пластовой воды на установке 800.

9. Дополнительно на 2-х установках ДМК происходит демеркаптанизация товарной нефти.

10. Установка 1000 - факельное хозяйство для сжигания газа в аварийных ситуациях. Для обеспечения полного сжигания и получения бездымного факела в верхнюю секцию подается пар.

11. Установка 1700 - Электростанция и котельная.

Товарная нефть с КТЛ после установок демеркаптанизации (ДМК) поступает в резервуарный парк, на 2 железнодорожные нефтеналивные эстакады, часть направляется по трубопроводу потребителям. Резервуарный парк состоит из 8 стальных резервуаров объемом по 10 тыс. м³. Резервуары оснащены предохранительными клапанами и устройством "газовой подушки" топливным газом для снижения испарения углеводородов с поверхности при наливе и хранении.

Для технического обслуживания и ремонта, материально-технического обеспечения служат: РМЦ, АТП, промбазы, хранилища и склады различного назначения, ремонтно-строительные участки, сооружения водопровода и канализации, энергоснабжения, печи сжигания отходов. В состав ремонтно-механического цеха ГПЗ входят механический участок, участок ремонта запорной арматуры, кузнечное отделение, насосно-компрессорный участок. В этих цехах источниками выделения вредных веществ являются металлорежущие, металлообрабатывающее и вспомогательное оборудование, используемое для ремонта технологического оборудования. В кузнице установлены электрические нагревательные печи. Участки оборудованы механической и естественной системами приточно-вытяжной вентиляции. Для снижения выбросов пыли при пескоструйной обработке деталей в конструкцию оборудования встроена рециркуляционная установка по очистке воздуха, эффективность очистки - 98%.

На территории Венгерской промбазы расположены объекты, предназначенные для приема и хранения сырья, материалов и оборудования, поступающего на ТШО, для ремонта, хранения и заправки автотранспорта и спецтехники, выполнения необходимых строительно-монтажных работ. На территории базы размещаются АТП, бетонный завод, АЗС, котельная, офисы, открытые и закрытые склады оборудования, склады материалов, трубопроводов, разгрузочная железнодорожная эстакада. Поступающие на АТП грузовые и легковые автомобили, спецтехника и автобусы подвергаются диагностике.

Основными источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на ТОО «Тенгизшевройл» являются:

Ш дымовые трубы технологических установок, дизельгенераторов, котлоагрегатов, газотурбинных установок;

Ш факельные системы технологических установок и товарного парка;

Ш вентиляционные шахты промышленных помещений, в которых установлено технологическое оборудование;

Ш резервуарный парк нефти, товарные парки пропана, бутана, склады серы;

Ш объекты нефтеналивной эстакады;

Ш неплотности оборудования, включающие блоки с колонным и теплообменным оборудованием и различными емкостями, фланцевых соединениях, запорно-регулирующей арматуры и т.п., являющиеся неорганизованными выбросами;

Ш очистные сооружения.

Всего на нефтепромыслах Тенгиз и Королевское в 2000 году определено 127 источников выбросов, в том числе 54 - неорганизованных.

Основными загрязняющими атмосферу веществами, в результате неорганизованных утечек являются углеводороды, сероводород, меркаптановые соединения, сероокись углерода и метанол, пыль.

От факелов ГЗУ и дизельных агрегатов в атмосферу выделяются продукты сгорания газа, дизельного топлива, пластового флюида: азота оксиды, углерода оксид, углеводороды, сероводород, диоксид серы, сажа, и незначительное количество других веществ.

В выбросах в атмосферу от ГПЗ содержатся: азота оксиды, углеводороды, серы диоксид, сероводород, углерода оксид, пыль серы, меркаптановые соединения, углерода сероокись, метанол, натрия гидроокись, сульфиды, диэтаноламин и другие, в незначительном количестве.

От внешних объектов ТШО в атмосферу выделяются загрязняющие вещества 29 наименований, основные из которых: азота оксиды, углерода оксид, углеводороды, сажа и другие в незначительном количестве.

В атмосферу на существующее положение (2000 г.) и на перспективу развития (2005 г.) выбрасываются загрязняющие вещества 42 наименований. Выбросы загрязняющих веществ, обладающих эффектом суммации, объединены в 4 группы.

Для всех выбрасываемых в атмосферу вредных веществ установлены предельно допустимые концентрации для населенных мест (ПДКм.р.) или ориентировочные безопасные уровни воздействия для населенных мест (ОБУВ).

Всего на ТШО на период проведения инвентаризации (2000 г.) установлено 296 источников выбросов, из которых 136 неорганизованных. На перспективу развития предприятия (к 2005 году) будет действовать - 323 источника, в том числе неорганизованных - 150.

Для пробной закачки очищенного газа в пласт на месторождении Тенгиз выполнена предварительная оценка воздействия на окружающую среду. Процесс пробной закачки газа в пласт разделен на три этапа: фазы:

бурение, строительство и ремонт скважин (2002 - 2003 г.);

ь строительство объектов и сооружений закачки (2003 - 2004г.);

ь пробная закачка очищенного газа в пласт (2004 - 2005г.).

Основными источниками воздействия на атмосферу при проведении буровых работ являются дизельные агрегаты, электростанции, насосы. При пробной закачке газа источниками выбросов загрязняющих веществ являются дымовые трубы компрессорных установок, печи подогрева, факельные установки. Факельная система предназначена для сброса углеводородов на факел в процессе эксплуатации, проведения ремонтных работ, а также в случае возникновения аварийных ситуаций на системах и установках. Общие выбросы за предполагаемый период проведения пробной закачки газа от стационарных источников составят - 16741,111 4502,681 тонн. (ОВОС поэтапного проекта ЗСГ-1)

Охрана земельных ресурсов

Совместное предприятие ТОО "Тенгизшевройл" производит добычу нефти и переработку газа Тенгизского нефтяного месторождения. Территория Партнерства расположена в юго-восточной части Прикаспийской низменности. Административно территория относится к Жылыойскому району Атырауской области.

Тип климата - резко континентальный (ввиду внутриматерикового положения и особенностей орографии).

Температурный режим. Средняя месячная температура воздуха в январе -8,0 ^оС. Максимальные температуры воздуха в июле достигают значений +39 -+45^оС.

Средняя минимальная температура в январе - 11,3 ⁰С.

Средняя максимальная температура июля + 33,9 ⁰С.

Осадки. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 191 до 215 мм, при среднегодовой - 203 мм.

Ветровой режим. В холодное время года преобладают ветры восточного направления, порождаемые западным отрогом Сибирского антициклона, в теплый период года - западные и северо-западные.

Средние скорости ветра в период с марта по май достигают 7 м/с, в остальные месяцы - не ниже 5,3 - 6 м/с. Наибольшее число дней с сильными ветрами составляет - 114. Число дней с пыльными бурями составляет в среднем -54,4 дня.

Ближайшие населенные пункты - поселок Каратон, расположенный в 25 км на северо-востоке и п. Сарыкамыс, расположенный в 27 км на юго-востоке от ГПЗ. Расстояние до поселка ТШО от завода составляет 15 км.

Граница Каспийского моря с запада проходит в 7 км от территории ГПЗ.

Обеспечение надежной безаварийной работы системы добычи, сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти, газа и серы имеет очень важное значение для предотвращения потерь добываемой нефти и, следовательно, охраны Недр и рационального использования природных ресурсов.

Охрану недр необходимо осуществлять в строгом соответствии с Указом Президента Республики Казахстан, имеющий силу Закона от 27 января 1996 года № 2828 «О Недрах и недропользовании»

Охрана недр и окружающей природной среды включает систему правовых, организационных, экономических, технологических и других мероприятий, направленных на:

Охрану жизни и здоровья населения:

Обеспечение полноты извлечение из Недр нефти и газа:

Обеспечение рационального и комплексного использования ресурсов Недр на всех этапах недропользования:

Сохранение естественных ландшафтов и рекультивацию нерушенных земел, иных геоморфологических структур:

Сохранение свойств энергетического состояния верхних частей Недр с целью предотвращения землетресений, оползней, подтоплений, просадок грунта:

Изоляции поглощяющих и пресноводных горизонтов для исключения их загрязнения, а также предотвращения истощения и загрезнения подземных вод перетоков нефти, воды и газа в процессе бурения, освоения и последующейэксплуатации скважин:

Применение нетоксичных реагентов для приготовления промывочных растворов, очистка и повторное их использование:

Обеспечение экологических требований при складитовании и размещении промышленных и бытовых отходов:

Процессы бурения, испытания и последующая эксплуатация нефтяных скважин на ТОО «Тенгизшевройл» проводятся с обеспечением экологической безопасности для окружающей среды и здоровья человека.

В процессе проводки скважин выполняется комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные горизонты в скважинах изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважины кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементирования. Каждая буровая установка обеспечена опрессованным обратным клапаном, соответствующим размеру бурильного инструмента.

При проведении буровых работ и вскрытии продуктивных горизонтов предусматриваются мероприятия по предупреждению выбросов вредных веществ за счет создания противодавления столба бурового раствора в скважине, превышающего пластовое давление. Применяемое для этих целей противовыбросное оборудование фирмы Камерон обеспечивает безопасное и надежное вскрытие продуктивных отложений, соответствующее требованиям Гостехнадзора. Буровая установка комплектуется системой контроля воздушной среды.

Внутрискважинное оборудование (ВСО) принято в коррозинно - стойком исполнении и обеспечивает герметизацию затрубного пространства с помощью пакера, а трубного с помощью клапана-отсекателя. ВСО предотвращает воздействие высоких пластовых давлений и агрессивных сред и позволяет проводить мгновенную герметизацию скважины в аварийных ситуациях.

Для добывающих скважин большую угрозу представляет коррозия за счет компонентного состава пластового флюида в случае выноса высокоминерализованных грунтовых вод. Для предотвращения этой опасности все оборудование и обсадные колонны используются из коррозионно-стойких низколегированных сталей.

Испытание скважин осуществляется с постоянной закачкой ингибитора коррозии в затрубье для защиты скважинного пространства и наземного оборудования от сероводородной агрессии.

Твердые отходы, образующиеся при сжигании бурового раствора в процессе отработки скважин, утилизируются на полигоне твердых отходов.

Системы сбора, подготовки и транспортировки продукции Тенгизского месторождения предусмотрены полностью герметизированные с закрытым однотрубным транспортом нефтегазовой смеси и централизацией объектов промысла. Конструкция системы обеспечивает условия, сводящие к минимуму вероятность разрыва труб и к минимальному выбросу продукта в окружающую среду.

Конструкции нагнетательных скважин для закачки в пласт очищенных пластовых вод обеспечивает закачку при расчетном давлении нагнетания, защищающих пласт от разрыва. Обсадные колонны выполнены из коррозионно-стойких материалов с надежной герметизацией затрубного пространства.

При строительстве и эксплуатации скважин проводится комплекс мероприятий, предотвращающих утечки и перетоки флюидов, которые могут вызвать потери добываемого сырья и разрушение не разрабатывающихся залежей углеводородов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1.Осуществлен синтез оборудования и аппаратуры, взаимное расположение которых позволяет реализовать на них технологически связанные между собой процессы промысловой подготовки нефти, имеющей аномально высоковязкие свойства.

2.Используя результаты моделирования процессов гравитационного отстоя выполнены конструктивные изменения внутренней начинки напорного горизонтального сепаратора нефти путем снабжения его входным устройством и выходными распределительными коллекторами, обеспечивающими эффективное использование объема аппарата за счет выравнивания эпюры скоростей по сечению и длине емкости.

3.Базируясь на теоретические положения использования энергии свободной затопленной струи, выполнен расчет размерных параметров входного торцевого отражателя сепаратора нефти, имеющего форму сферического сегмента.

4.Определены размерные параметры коалецирующего устройства перед сепаратором нефти, интенсифицирующего процесс водоотделения путем гидродинамического воздействия на эмульсию с помощью регулярной проволочной насадки, подтвержденное расчетами для описания коагуляции дисперсных систем.

5.Внедрение выполненных научно-технических и технологических разработок на месторождении позволили вывести установку подготовки нефти на стабильный режим работы. Определены эксплуатационные параметры основного оборудования по давлению, температуре, времени протекания процесса, составлены материальный и тепловой балансы в зависимости от физико-химических и сепарационных свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод. Конструктивные изменения сепаратора нефти и усовершенствование ряда технологических процессов позволили получать качественную товарную нефть с параметрами, превышающими экспортные требования. При исходной концентрации солей до 162000 мг/л, их содержание в подготовленной нефти снижено до 25-40 мг/л.

Экономический эффект от внедрения сепаратора состaвит 10,041 млн. тг.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. - М.: Недра, 1980.

2. Выжигин Г.Б. Увеличение нефтеотдачи залежей в карбонатных коллекторах.-Нефтяное хозяйство. №6, 1967. С.32-35.

3. Гавура В.Е. Состояние и перспективы разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам. - Труды Гипровостокнефти. Вып.12, 1969. С.190-208.

4. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Учебное пособие для ВУЗов. Алматы: 2000

5. Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. - Серия добыча. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

6. Колоскова М.И. Сравнительные данные определения пористости и проницаемости различными методами. - Труды ВНИИгаз. Вып. 20/28, 1964. С.72-82.

7. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1956.

8. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. - М.: Недра, 1980.

9. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1953.

10. Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа. -Труды Гипровостокнефти. 1971. С.79-95.

11. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник. - М.: Недра, 1977.

12. Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1984.

13. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1962.

14. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат, 1961.

15. Розенберг М.Д. О неустановившейся фильтрации газированной жидкости в пористой среде. - Известия АН СССР, ОТН. №10, 1952.

16. Розенберг М.Д. Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добычи нефти и газа. - М.: Недра,1986.

17. Саттаров М.М. Андреев Е.А. Ключарев В.С. и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1969.

18. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. - Т.1. М.: Недра, 1976.

19. Сулейманова М.М., Газарян Г.С. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980.

20. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М.: Недра, 1984.

21. . Жолумбаев М.Т., Бакиев Т.А., Жолумбаев А.М. Физико-химические свой¬ства аномально высоковязких нефтей // Роль науки в развитии нефтегазо¬вой отрасли Республики Башкортостан: Сборник докладов научно-практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в ре-альный сектор экономики». - Уфа: Транстэк, 2003. - С. 44-47.

22. Жолумбаев М. Т., Бакиев Т. А. Технологическое оборудование для подго¬товки высоковязкой нефти на месторождении Тенгиз// Инновацион-ные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сборник науч-ных трудов. - Уфа: Гилем, 2003. - С. 140-149.

23. Жолумбаев М. Т., Жолумбаев А. М. Технологическая схема промысловой подготовки аномально высоковязкой нефти // Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сборник научных трудов. -Уфа: Гилем, 2003. - С. 162-166.

24. Сулейманов Р. Н., Жолумбаев М.Т. Моделирование процессов гравитаци¬онного отстоя // Новоселовские чтения: Материалы 2-й Международной научно-технической конференции. - Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 61-62.

25. Бакиев Т. А., Жолумбаев М.Т. Модернизированный емкостный сепаратор нефти // Реновация: отходы - технологии - доходы: Материалы Всерос¬сийской научно-практической конференции. - Уфа, 2004. - С. 31-33.

26. Жолумбаев М.Т., Бакиев А. Ф. Расчеты процесса осаждения капель воды для выбора коалесцирующего устройства // Реновация: отходы - техноло¬гии - доходы: Материалы Всероссийской научно-практической конферен¬ции. - Уфа, 2004. - С. 35-38.

27. Жолумбаев М. Т. Аппаратура и оборудование для промысловой подготовки высоковязкой нефти // Современное состояние процессов переработки нефти: Материалы научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во ГУП ИНХП, 2004. - С. 288-291

28. Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Тенгиз. Отчёт Д. ОК 24921, ОАО Гипровостокнефть. Руководители: Пономарёв А.Г., Немков А.С., Ковалёва Г.А., Самара, 2005 , 347с.

29. Анализ текущего состояния разработки месторождения Тенгиз. Отчёт 27521, ТОО Каспиан Энерджи Ресердч. Руководитель Шаукенова Д.Е., Атырау, 2007, 269 с.

30. Технологическая схема разработки и технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти месторождения Тенгиз Каз. ССР. Отчёт 86.2529, Гипровостокнефть. Руководители: Сазонов Б.Ф., Колганов В.И., Пономарёв А.Г., Житомирский В.М., Куйбышев, 1986, 217 с.

31. Проект опытно-промышленной разработки месторождения Тенгиз. Отчёт СП 6/97, НИПИмунайгаз. РуководительКушерова Л.Е., Актау, 1999, 187 с.

32. Подсчёт запасов нефти, растворённого газаи попутных компонентов месторождения Тенгиз. Отчёт ТШО, Каспиймунайгаз, КазНИГРИ. Атырау, 2002

33. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан, утв. пост. Правительства РК от 18.06.1996 г. №745

34. Программа работ на месторождении Тенгиз, скорректированная с учётом оценки и подготовки запасов нефти в девонских отложениях объект для представления в ГКЗ РК «Девонская программа», ТОО ТенгизШеврОйл, Атырау, 2008, 18 с.

35.Хамзина Б.Е. , Джусупкалиева Р.И. Методические указания по выполнению дипломного проекта для студентов специальности 5В070800-Нефтегазовое дело, РИО ЗКАТУ им.Жангир хана, 2015.

Размещено на Allbest.ru

...