Технология подземного ремонта скважин на нефтегазовом месторождении Жетыбай

3.3 Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ «Жетыбаймунайгаз»

Организация труда в любом предприятии, в том числе и в нефтегазодобывающем, представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный подбор, расстановку и использования рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

- организацию и обслуживание рабочего места;

- режим работы;

- расстановку рабочих кадров;

- охрану труда и обеспечение технической безопасности;

- подбор, подготовка и повышение квалификации работников;

- организация соревнований.

На сегодняшний день по НГДУ «Жетыбаймунайгаз» среднесписочная численность всего персонала составляет 1023 человек, в том числе занятых на производстве 793 человек, в аппарате управления 100 человек, в социальной сфере 130 человек.

Оплата труда рабочих производится по повременно-премиальной, сдельной и косвенно-сдельной системе оплаты труда. Средний разряд рабочих составляет 4,0.

В управлении разработано и утверждено положение о премировании рабочих, ИТР и служащих в целях усиления материальной заинтересованности в конечных результатах.

3.4 Технико-экономические показатели месторождения

Затраты на выпуск товарной продукции за отчетный год составили 60044 тыс., при плане - 58929. По итогам отчетного года получен перерасход затрат на производство против плана на сумму 1115 тыс. тенге, а против плановых затрат на выполненный объем получена экономия на сумму 431 тыс. тенге. Получено снижение затрат на один тенге товарной продукции против плана на 0,49 тиын [7].

Снижение себестоимости против плана:

1 т. товарной продукции на 0,06 тенге, при плане - 28,43;

1 т. нефти и газового конденсата на 0,03 тенге, при плане - 28,68;

1000 м^З попутного газа на 0,44 тенге, при плане - 12,56.

На сегодня на балансе НГДУ состоит основных производственных фондов на сумму 360015 тыс. тенге, в том числе стоимость скважин составила 257255 тыс. тенге. За 2011 г. введено основных фондов на сумму 22060 тыс. тенге, из них стоимость скважин составила - 13956 тыс. тенге. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов составила 367162 тыс. тенге, в том числе скважин 257567. За отчетный год показатель фондоотдачи по НГДУ составил 14 тиын, при плане 13,5 тиын.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

1. Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».

С_ост = , (13)

А_год = , (14)

где N_a - норма годовых амортизационных отчислений, %;

С_ост - остаточная стоимость оборудования;

С_п - первоначальная стоимость оборудования;

Т_а - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

А_год = , (15)

где С_ск - стоимость станка-качалки;

С_нкт - стоимость колонны НКТ;

С_шт - стоимость колонны штанг;

С_скв - стоимость скважины;

N_a - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

С_ост = тенге.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Стоимость двухступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг - С, массы одного погонного метра - q и их длины - l:

С_шт = С₁ l₁ q₁ + С₂ l₂ q₂ , (16)

С_шт1 = 84500 • 316 • 2,35 / 1000 + 91000 • 574 • 3,14 / 1000 = 226764,46 тг.

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ - С, массы одного погонного метра - q и глубины спуска насоса - L:

С_нкт = С q L, (17)

С_нкт1 = 91000 • 1000 • 9,5 / 1000 = 864500 тенге.

С_ск1 = 9100000 тенге.

А_год1=

тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки стоимость оборудования рассчитывается по тем же формулам:

С_шт2 = 58500 • 216 • 2,35 / 1000 + 67600 • 474 • 3,14 / 1000 = 130307,74 тенге.

С_нкт2 = 65000 • 690 • 9,5 / 1000 = 426075 тенге.

С_ск2 = 2730000 тенге.

А_год2 = тг.

2. Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 7000 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ПТП работает повременной форме оплаты труда.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ = Минимальная ЗП Ч Тарифный коэффициент Ч Количество месяцев Ч Районный коэффициент Ч Территориальный коэффициент Ч Коэффициент дополнительной ЗП Ч Численность ПТП

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ₁= 7000 10,85 12 1,35 1,14 1,75 6 = 14727768,3 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ₂ = 7000 10,85 12 1,35 1,14 1,75 4 = 9818512,2 тенге.

3. Отчисления от ФОТ

Представляют 31% от ФОТ.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч1 = 0,31 14727768,3 = 4565608,17 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_отч2 = 0,31 9818512,2 = 3043738,78 тенге.

4. Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

З_эл = Q Э_уд Ц_э , (18)

где Q - количество нефти в тоннах;

Э_уд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т. нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт•ч;

Ц_э - цена одного кВт ч

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл1 = 1,6 70 5,2 = 582,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_эл2 = 1,6 45 5,2 = 374,4 тенге.

5. Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

З_пп = Q (Ц_под + Ц_пер), (19)

где (Ц_под + Ц_пер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т. нефти.

З_пп = 1,6 (520 + 455) = 1560 тенге.

6. Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

З_ппд = Q_в Ц_з Э_н^в (20)

где Q_в - объем закачиваемой воды, т/сут

Ц_з - цена закачки 1 м³ воды, тенге

Э_н^в - норма расхода электроэнергии на закачку 1 м³ воды 23 кВт/ч

З_ппд = 4,8 25 23 = 2760 тенге.

7. Прочие отчисления

Составляют 25% от ФОТ

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч1 = 0,25 14727768,3 = 3681942,075 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_отч2 = 0,25 • 9818512,2 = 2454628,05 тенге.

8. Затраты на ремонт оборудования рассчитываются по формуле:

З_рем = , (21)

где КВ - капитальные вложения (ОПФ);

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч1 = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_рем2 = тенге.

9. Общие цеховые затраты определяются как 0,2 от суммы всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_цех1 = (6695480,57 + 14727768,3 + 4565608,17 + 582,4 + 1560 + 2760 + + 3681942,075 + 1618246,188) 0,2 = 6258292,7 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_цех2 = (5923668,15 + 9818512,2 + 3043738,78 + 374,4 + 1560 + 276 + + 2454628,05 + 1535387,677) 0,2 = 4555629,0 тенге.

10. Общие годовые затраты определяются как сумма всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_год1 = 6695480,57 + 14727768,3 + 4565608,17 + 582,4 + 1560 + 2760 + + 3681942,075 +1618246,188 + 6258292,7 = 37549756,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_год2 = 5923668,15 + 9818512,2 + 3043738,78 + 374,4 + 1560 + 276 + +2454628,05 + 1535387,677 + 4555629,0 = 27333774,3 тенге.

11. Удельная себестоимость 1 т. нефти определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

С₁ = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

С₂ = тенге.

12. Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С₁ - С₂) Q₂ (22)

где С₁ - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С₂ и Q₂ - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (5179,3 - 3770,2) 7250 = 10215975 тенге.

Таблица 14

Основные технико-экономические показатели до и после промывки скважины

Показатели	До промывки скважины	После промывки скважины
Объем добычи по скважине, т/сут	1,4	1,6
Амортизационные отчисления, тенге.	6695480,57	5923668,15
Фонд оплаты труда (ФОТ), тенге.	14727768,3	9818512,2
Энергетические затраты, тенге.	582,4	374,4
Затраты на подготовку и перекачку нефти, тенге.	1560	1560
Затраты на ППД, тенге.	276	276
Прочие отчисления, тенге.	3681942,075	2454628,05
Затраты на ремонт оборудования, тенге.	1618246,188	1535387,677
Общие цеховые затраты, тенге.	6258292,7	4555629,0
Общие годовые затраты, тенге.	37549756,4	27333774,3
Удельная себестоимость 1 т. нефти, тенге.	5179,3	3770,2
Годовой экономический эффект, тыс. тенге.	10215,9

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Охрана труда при проведении капитального ремонта скважин на месторождении Жетыбай

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтедобывающих предприятиях относятся неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрация, взрывоопасные вещества и т.д.

Климат района полупустынный, резко континентальный. Лето знойное и сухое, температура воздуха достигает плюс 40-45?С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Температура воздуха зимой понижается до минус 30?С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих взрывоопасных и агрессивных веществ), вызывает поражение обслуживающего персонала. Опасными элементами нефти являются углерод и водород. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 75,97 % метана, 5,89 % этана, 2,7 % пропана, 1,25 % бутана, 4,9 % углекислоты, 0,81 % азота, 3,29 % сероводорода. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых и пожароопасных. При содержании их в воздухе около 10 % человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицу 15.

Таблица 15

Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество	ПДВК	Вещество	ПДВК
	Об.%	Мг/м3	Мг/л		Об.%	Мг/м3	Мг/л
Аммиак	0,75	5500	5,50	Н-пентан	0,07	2050	2,05
Бензол	0,07	2250	2,25	Пропан	0,11	1900	1,90
Бутан	0,09	2250	2,25	Метан	0,30	4600	4,60
Метан	0,25	1650	1,65	Этан	0,15	1800	1,80
Керосин	0,07	3700	3,70	Этилен	0,15	1700	1,70

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

Капитальный и текущий ремонт скважин отличаются многообразием и трудоёмкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов.

Основными причинами несчастных случаев является неправильные или опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, не удовлетворительная организация обучения и инструктажа рабочих, отсутствие технического надзора за работой.

Специализированные бригады по ремонту скважин выполняют спуско-подъемные операции (СПО), обследование, чистку пробок, свабирование, освобождение прихваченных насосно-компрессорных труб, изоляционные работы и крепление пород призабойной зоны, ремонт и исправление обсадных колонн, цементирование скважин, ловильные и другие работы. Все эти работы должны быть механизированы. Для этого применяются стационарные вышки и мачты, самоходные агрегаты, талевые системы, приспособления и инструменты.

К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организационные, технические и технологические требования выполнения которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ, изложена в "Отраслевой инструкции по безопасности труда при капитальном ремонте скважин" (РД-08-15-94) и "Правилах ведения ремонтных работ в скважинах" (РД 153-39-023-97) разработанных в НПО "Бурение".

Руководящие работники, специалисты, служащие, рабочие находящиеся на объектах, содержащих сероводород более 6 %, на период проведения ремонтных работ обязаны выполнять Устав (распорядок) о дисциплине работников предприятий и организации, занятых освоением газовых и нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучения и проверку знаний, также в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ".

Бригады по текущему и капитальному ремонту скважин должны вести "Журнал проверки состояний условий труда". В этом журнале ИТР и общественные инспектора по технике безопасности записывают результаты плановых внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время очищена от снега и льда.

Площадка для установки передвижных подъемных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта, типа агрегата, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными Министерством в установленном порядке.

Бригада по ремонту скважин должна быть обеспечена оборудованием в соответствии с нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности, механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденным Министерством энергетики, Минеральных ресурсов РК и Министерством по ЧС РК.

Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которых вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной проверки.

Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок) грузоподъемных устройств и приспособлении (стропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих стандартов (ГОСТ, ТУ) и нормам на изготовление.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1005-76 (углеводороды предельные) С1-С10 в пересчете на С-300 мг/мі, сероводород в смеси с углеводородами С1-С3-3 мг/мі.

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверки знаний по безопасному ведению работ.

На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводорода содержащего газ в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на специальной площадке с надежными опорами или приспособлениями для крепления подъемника в соответствии и инструкцией по эксплуатации. Агрегат должен быть оборудован световой или звуковой сигнализацией, которая не должна производить слепящего или раздражающего действия на работающих. Допускается применение на одном агрегате сигнализации обоих видов.

Подземный ремонт скважин со стационарной вышки может быть допущен без оттяжного ролика, если:

- подъемник установлен на расстоянии не более 25 м от устья скважин.

- кронблок оборудован дополнительным роликом, выводящим ходовой конец талевого каната за габариты вышки (при отсутствии дополнительного ролика, диагональные тяги на грани верхней секции вышки, обращенной к подъемнику, необходимо заменить жесткими раскосами).

При капитальном ремонте разрешается работать без оттяжного ролика (напрямую), если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. В этом случае:

- для работы на безопасной катушке устраивают площадку;

- роторную цепь и звездочки на валу лебедки подъемника и на валу ротора ограждают съемным металлическим кожухом с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;

- подъемник оборудуют искрогасителем;

- на поясе вышки устанавливают предохранительный ролик для предотвращения истирания вышки и каната. Около ремонтируемой скважины устраивают площадку, обеспечивающую устойчивость подъемника при спуско-подъемных операциях.

Для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время ремонта фонтанной скважины должны быть постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование. На этот период скважина должна быть обеспечена запасом жидкости в количестве не менее двух объемов скважины.

Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

При ремонте глубинно-насосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устья 1,5 м, соседняя скважина должна быть установлена или при необходимости - заглушена.

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещается.

При обнаружении нефтегазопроявлений должно быть закрыто противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. На устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта должна устанавливаться предохранительная (противовыбросовая) задвижка.

На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

При промывке песчаных пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, следует под вертлюгом установить предохранительную противовыбросовую задвижку и применять промывочную жидкость такого удельного веса, чтобы в момент вскрытия фильтра пластовое давление не превышало давления столба этой жидкости.

4.3 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ

Процесс текущего ремонта скважин месторождения Жетыбай сопровождается техногенным воздействием на компоненты окружающей природной среды: атмосферный, подземные воды, почвы.

Основными загрязняющими веществами являются сероводород, углеводород, сернистый ангидрид, окись азота, двуокись азота, окись углерода, сварочный аэрозоль; соединения марганца, соединения кремния, фториды, фтористый водород, аэрозоль серной кислоты, сажа.

Источниками загрязнения атмосферы являются: скважины эксплуатационные, замерные установки, резервуары для нефти, насосные участки, автозаправочный участок со складом ГСМ.

К организованным источникам относятся факелы сжигания газа, дыхательные клапаны резервуаров. К неорганизованным источникам относятся выбросы в атмосферу через неплотности в аппаратуре, в запорно-регулирующей и предохранительной арматуре и др. Выбрасываемые загрязняющие вещества с неорганизованных источников - углеводород и сероводород. Выбросы с неорганизованных источников относятся, в основном, к холодным выбросам. В нефтяной промышленности много объектов и различных технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или других рабочих агентов) и загрязнения окружающей среды. Наиболее губительны для здоровья людей токсичные соединения свинца и серы. Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных условиях. Сера может содержаться в виде соединения в угле, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые соединения улетучиваются в атмосферу.

Общее количество вредных веществ в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным из них можно отнести следующее:

- повышение утилизации нефтяного газа и ускорение ввода газоперерабатывающих заводов;

- внедрение малогабаритных передвижных блочных газобензиновых комплексов повышенной производительности;

- использование естественных подземных хранилищ газа;

- широкое внедрение обезвоживания нефти, обеспеченной на принципе абсорбции эмульгированной нефти и гидрофобных твердых частиц в жидком фильтре;

- переработка газоконденсата с целью получения наиболее качествен-ного безсернистого моторного топлива;

- организация более качественной очистки природного газа от конденсата на газопромыслах;

- установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, водой и механическими примесями.

4.4 Охрана атмосферного воздуха

При ТРС источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:

- устье скважины (выделение углеводородов происходит в результате неплотностей в запорно-регулирующей арматуре и фланцевых соединениях);

- насосы (происходит выделение углеводородов в результате неплотностей в запорно-регулирующей арматуре и фланцевых соединениях);

- технологические амбары (происходит выделение углеводородов с открытой поверхности амбаров).

При эксплуатации нефтяных месторождений воздух загрязняется главным образом при подготовке, транспорте и хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы сбора продукции скважин и испарений нефти из емкостей, отстойников и т. д.

Атмосфера загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках, факелах и т. д.

Всего по НГДУ «Жетыбаймунайгаз» учтено 1901 объект выделения вредных веществ при четырех ингридиентах: углеводородов, окислов азота, окиси углерода и сажи.

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:

- факел высокого давления для аварийного сжигания газа;

- дымовые трубы печей подогрева газа, нефти;

- скважины;

- открытые амбары;

- технологический блок, объединяющий в один источник выброса сепаратора, емкости буферные, дренажи, насосы, замерные установки.

Исследования по номенклатуре загрязнения атмосферы позволили установить, что практически во всех случаях концентрация вредных веществ в воздухе рабочей зоны существенно ниже ПДК и не представляет опасности.

Среднее содержание вредных примесей в атмосфере НГДУ «Жетыбаймунайгаз» представлены в таблице 16.

Таблица 16

Сведения по выбросам загрязняющих веществ

Загрязняющее вещество	Количество выбросов загрязняющих веществ
	г/сек	т/год
Углеводороды	1,1405	36,244
Оксиды азота	0,908	27,17
Оксид углерода	3,545	104,967
Сажа	0,256	8,073
Метан	1,429	37,185
Всего	7,2785	213,639

4.5 Охрана водных ресурсов

В районе расположения месторождения Жетыбай постоянные водотоки отсутствуют, гидрографическая сеть развита очень слабо и представлена, в основном, бессточными впадинами. В период снеготаяния и дождей могут образовываться временныe водотоки по сухим руслам и ложбинам стока.

На территории месторождения Жетыбай источники пресных вод питьевого качества отсутствуют. Первый от поверхности водоносный горизонт приурочен к неогеновым отложениям, представленным известняками и мергелями сарматского яруса, минерализация варьирует от 3-5 мг/дм³ до 15 мг/дм³ и более 21 мг/дм³, глубина залегания составляет 5-10 м. В пределах территории месторождения источниками потенциального воздействия на подземные воды являются участки загрязненных почво-грунтов. Вместе с тем непосредственно на площади работ подземные воды приурочены к защищенным напорным водоносным горизонтам меловых и юрских отложений, грунтовый водоносный горизонт на рассматриваемой территории отсутствует.

Сточная вода после обработки в ЦППН используется на подземный ремонт скважин (глушение, промывка).

Для питьевых нужд бригад используется бутилированная вода 1,5-5 л. Противопожарный запас воды хранится в специальных емкостях, а также предусмотрены огнетушители и передвижные пожарные автомобили.

Сточные воды, образующиеся при ремонте скважин собираются в инвентарные поддоны, откуда выкачиваются и передвижными средствами вывозятся на ЦПП для дальнейшей закачки в ППД. Сточные воды от системы охлаждения электродвигателей (маслоохладители и воздухоохладители) подаются в дренажную емкость, далее дренажными насосами подаются во всасывающий трубопровод и закачиваются в пласт.

4.6 Промышленные отходы по НГДУ «Жетыбаймунайгаз»

Процесс подземного ремонта скважин месторождения Жетыбай сопровождается образованием различных видов отходов, временное хранение которых, транспортировка, захоронение или утилизация могут стать потенциальными источниками воздействия на различные компоненты окружающей среды.

Основные отходы, связанные с ТРС включают в себя:

- замазученный грунт, образующийся после очистки территории от аварийных разливов нефти вокруг площадок ремонта скважин;

- отходы металла, включающие отработанные образования, трубы, металлические бочки ограждения;

- радиоактивные отходы, загрязненный естественными радионуклидами шлам НКТ;

- отходы производства, загрязненный нефтепродуктами обтирочный материал;

Влияние отходов производства и потребления на природную среду будет минимальным при условии выполнения соответствующих санитарно-эпидемиологических реологических норм, направленных на минимизацию негативных последствий антропогенного вмешательства в окружающую среду.

Для минимизации воздействия влияния отходов на процесс жизнедеятельности окружающей среды необходима четко работающая схема сбора, хранения и утилизации отходов производства и потребления с учетом всех современных средств и технологий в этой области.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В организационно-технические мероприятия АО "Мангистаумунайгаз" по обеспечению плана задания добычи нефти на 2012 г. включены следующие показатели по ремонту скважин, в подземном ремонте закончить и ввести в эксплуатацию 1820 добывающих скважин, в капитальном ремонте 311 скважин из добывающего и нагнетательного фонда, в числе которых входят нижеследующие необходимые мероприятия.

В области совершенствования техники, технологии и качества выполняемых работ:

1. Обеспечить выборочно очистку ствола экспл. колонны механическим способом с применением специальной технологии при проведении КРС, в отдельных случаях и при проведении ПРС.

2. Практичность применения устьевых герметизаторов-предохранительных устройств, обеспечивающих роли обтираторов, устройства против падения построенного предмета в скважину и отражателя исходящего потока промывочной жидкости (флюида).

3. Практиковать применение винтовых забойных двигателей (турбобуров) при ПРС, КРС, определив область применения их.

4. Обеспечить установленного межремонтного периода (МРП) работы глубинных насосов путем:

качественной прмывки скважины при ПРС и своевременного проведения профилактических работ (обработкой различными реагентами и т.д.)

поставки заявленных типоразмеров глубинных насосов, особенно трубных насосов с хормированным покрытием плунжера.

поставки манжетных и вставных насосов I-II группы посадки , причем насосы с длиной хода плунжера не менее 4-х метров.

5. Совершенствовать технологию обработки скважин против образования соле-парафиноотложений, технологию позволяющюю снижение степени обводненности скважины и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

6. Обеспечить оптимальный вариант подбора типоразмеров глубинных насосов к конкретной геологической характеристике скважин с оптимизацией режима работ их.

7. Обеспечить своевременную поставку (по заявкам) хим. реагентов, кислот для производства профилактических работ, интенсификации добычи нефти, путем своевременной обработки продуктивных горизонтов (ЭКВ, СКО, ВУВЭ и т.д.) согласно утвержденному графику.

8. Обеспечить качество закачиваемой в пласты жидкости - воды (сточной, морской), предупредив при этом закупорки пор пластов, образования сульфатвосстанавливающих бактерий.

9. Осуществить работы по вторичному вскрытию продуктивных горизонтов с применением малозатратных технологий-перфорации пластов более мощными зарядами, проведением ГРП, щелевой перфорации и т.д.

10. Разработать (или заимствовать по договору) технологию промывки песчаных пробок с применением новых методов и оборудования.

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975, 344с.

2. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1969. - С. 5-8.

3. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. М.: Недра, 1984. - С. 91-107.

4. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. - С. 398-405.

5. Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай. Отчет КазНИПИнефть, рук. Лысенко В.Д., Дияров Д.О., Апакаев Ж. Тема 143/81, Актау, 2004 г.

6. Авторский надзор за разработкой месторождения Жетыбай (уточнение технологических показателей разработки). Отчет КазНИПИнефть, рук. Кисляков Ю.П., Договор №39/89, Шевченко, 1989.

7. Ежегодные отчеты финансово-хозяйственной деятельности НГДУ «Жетыбаймунайгаз». 1998-2011 гг.

8. Ежегодные отчеты службы ООС НГДУ «Жетыбаймунайгаз».

9. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1975, 534с.

10. Даукеев С.Ж., Ужкенов Б.С., Абдулин А.А., БеспаевХ.А., Воцалевский Э.С., Любецкий В.Н., Мазуров А.К., Мирошниченко Л.А. Глубинное строение минеральные ресурсы Казахстана. Том 3. Нефть и газ, Алматы, 2002. - С. 103-104.

11.Нефтяные месторождения Казахстана. Справочник. Под ред. Абдуллина А.А., Беспаева Х.А., Воцалевского Э.С. и др., Алматы, 1999, 326с.

12. Шуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М.: Недра, 1983.

13. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: 000 «Недра - Бизнесцентр», 2000, 653с.

14. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1982, 246с.

15. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности республики Казахстан. - Актау, 1996 г.

18. Н?рс?лтанов ?.М., Абайылданов ?.Н. М?най мен газды ?ндіріп,??деу. О?улы?. Алматы: ?аз?ТУ, 2003, 520 бет.

19. Демегенов Б.Ш., Елеусинов К.К., Елеусинов А.Е. ?аза?стан м?найыны? ?айнары. Гурьев, 1991

20. www.no-fire.ru

21. www.youtube.com

Размещено на Allbest.ru

...