Общие сведения о месторождении

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа содержит 92 страницы, 9 рисунков, 17 таблиц, 8 источников.

Ключевые слова: Вахское месторождение, система разработки, геолого-физическая характеристика месторождения, стратиграфия, запасы, фонд скважин, оператор по добыче нефти и газа.

Объектом исследования является Вахское нефтяное месторождение.

Цель работы - проведение анализа системы разработки Вахского нефтяного месторождения и обоснование эффективности проведения геолого-технических мероприятий.

В процессе исследования проводилисьанализы и сопоставления данных по Вахскому месторождению.

В результате исследования проведён сбор, обобщение и переработка информации по данным текущего состояния месторождения. Рассмотрен текущий вариант разработки месторождения.

Экономическая эффективность работы заключается в расчёте эффективности данного технологического варианта разработки.

В будущем планируется ещё более детальное рассмотрение процесса разработки Вахского нефтяного месторождения.

Для выполнения выпускной квалификационной работы использовался текстовый редактор Microsoft Word, таблицы и графики выполнялись в Microsoft Exсel; рисунки - графические программы Adobe Photoshop и Microsoft Paint. Презентация подготовлена с помощью Microsoft Power Point.

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ

2.2 Стратиграфия

2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения

2.4 Коллекторские свойства

2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

2.6 Характеристика запасов нефти

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения

3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы

3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении

4. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

4.1 Методология экономической оценки

4.2 Капитальные вложения

4.3 Эксплуатационные затраты

4.4 Налогообложение юридических лиц

4.5 Расчет экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки

4.6 Выводы и рекомендации по результатам оценки эффективности разработки Вахского нефтяного месторождения

4.7 Анализ чувствительности проекта

4.8 Выводы по анализу чувствительности

5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ОПЕРАТОРА ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

5.1 Введение

5.2 Анализ вредных факторов производственной среды

5.3 Анализ опасныхфакторов и мероприятия по их устранению

5.4 Региональная безопасность

5.5 Особенности законодательного регулирования проектных решений

5.6 Безопасность в чрезвычайные ситуации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

 

В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого - промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки. Это требует ввода новых недоразведанных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Что в свою очередь требует привлечения капитальных вложений.

Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации. Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.

ОАО «Томскнефть» является крупным нефтегазодобывающим предприятием Томской области. Сначала разработки Вахского месторождений добыто по состоянию на 1.01.2014 г. 380 млн.т. нефти. Современную сырьевую базу составляют запасы категорий В + С₁ и С₂.

Запасы нефти сосредоточены на 23 разрабатываемых месторождениях, 11 из которых находятся на 3 и 4 стадиях разработки.

Характерными чертами современного состояния сырьевой базы являются:

§ Высокая выработка запасов - 48,3%;

§ В разработку вовлечено более 98% запасов категории С₁.

На месторождениях, выработанность которых превышает 50%, сосредоточено 43,6% остаточных запасов и в целом по ОАО «Томскнефть» ВНК происходит существенное ухудшение структуры и качества запасов, связанное с истощением разрабатываемых месторождений при весьма незначительном приросте запасов за счет новых открываемых залежей и доразведки эксплуатируемых месторождений.

По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.

Актуальность данной работы обусловлена отсутствием работ, посвященных детальному анализу эффективности разработки Вахского месторождения.

Целью данной дипломной работы является проведение анализа текущего состояния разработки Вахского нефтяного месторождения, а также оценка эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий.

К основным вопросам, рассматривающимся в данной работе, относятся следующие: общие сведения о месторождении, рассмотрение геолого-физической характеристики месторождения, нефтеносность и строение залежей нефти, состав пластовой жидкости, структура нефтедобывающих и нагнетательных скважин, фактические и прогнозные показатели работы фонда нефтяных скважин, анализ пообъектной характеристики месторождения, анализ эффективности внедрения технологии ГРП и других методов увеличения нефтеотдачи, анализ эффективности существующей системы разработки.

 

Стратиграфия

 

Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (рис.2.1).

В пределах Вахской группы поднятий доюрские образования вскрыты восемью скважинами (№№ 11, 72, 80, 88, 102, 304, 347, 4529. На указанный период наиболее приподнятой частью территории выделялась Южно-Вахская площадь. Здесь (скв. № 80р) вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серицит-кварцевого, биотит-кварц-амфиболитового состава. Параллельно им (скв. 11р) простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизированными алевролитами и аргиллитами.

В пределах восточного борта Восточно-Вахского поднятия (скв. №№ 72р, 102р) вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны повышенной трещиноватости, интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В северном же направлении в пределах Кошильской террасы (скв. № 304р) идентичная часть отложений (нижний девон) представлена эффузивами и сопутствующими магматическими образованиями [5].

 

 

Рисунок 2.1 Геологический разрез Вахского месторождения

 

Доюрские образования

На той же Кошильской площади восточнее скважины № 304р скважинами №№ 312р, 347р вскрыты известняки (прослоями органогенные), лежащие на палеозойской поверхности нижнего девона. Органогенные известняки рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов. Далее к востоку предполагается развитие верхне-девонских известняков, т.к. в скважине № 330р Кошильского месторождения (за пределами территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК) вскрыты глинисто-кремнисто-известковистые породы нижнего карбона, которые (по аналогии с Нюрольским осадочным бассейном) пространственно переходят в отложения верхнего девона. Полосообразное чередование пород определено по данным единичных скважин и схематично характеризует только центральный блок исследуемой территории. В действительности его строение представляется более сложным и дифференцированным. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.

Вскрытая толщина доюрских образований от 22 до 475 м.

Юрская система - J

Отложения меловой системы представлены всеми тремя отделами. нижний и средний отделы соответствуют тюменской свите, в объеме верхнего - выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита - J _1-2

Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю₃ и Ю₂. В соответствии с распределением по территории выявленного нефтенасыщения разрез наиболее изучен в пределах северной части месторождения. Регионально выдержанный горизонт Ю₃ батского возраста общей толщиной 46-96м расчленен на четыре пласта: Ю₃¹, Ю₃², Ю₃³, Ю₃⁴. В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, последние переслаиваются с углями. В периоды формирования пластов Ю₃⁴ и Ю₃² Северо-Вахская площадь испытывала наибольший подъем, созданная эрозионная обстановка способствовала наибольшему развитию указанных песчаных тел. Образование верхних пластов Ю₃³ и Ю₃¹ происходило в условиях тектонической стабилизации, когда наибольшее развитие получили пойменные фации.

Региональный горизонт Ю₂ келловейского возраста, в составе которого выделяются пласты Ю₂¹ и Ю₂², формировался в переходной лагунно-дельтовой обстановке, определенной по разнообразию осадков от континентальных до морских.

В подошве пласта Ю₂² нередко отмечается контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, выше которой разрез сложен песчаниками с линзочками угля и углисто-глинистой породой.

В подошве вышележащего песчаного пласта Ю₂¹ отмечаются конгломератовидные окатыши песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Наиболее вероятно, что формирование пласта Ю₂² происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, а Ю₂¹ - в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса. На отдельных участках, вероятно, существовала лагунная обстановка, в которой накапливались маломощные глинисто-алевритовые отложения.

Вскрытая толщина отложений свиты 230-300 м.

Васюганская свита - J ₃

Верхнеюрские отложения относятся к васюганской свите. В ее разрезе выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи келловей-оксфордского возраста. Нижневасюганская подсвита небольшой толщины (2-6м) представлена однородными серыми до черных аргиллитами, сформированными в застойных - лагунных условиях.

Вышележащая подугольная толща перекрывается угольным пластом, она разделена на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную - пласт Ю₁³ иверхнюю, песчано-глинистую - пласт Ю₁². Разделы пластов Ю₁² и Ю₁³ представлены глинистыми породами с пропластками углей или маломощными карбонатизированными песчаниками.

Пласт Ю₁³ характеризуется плохой сортировкой песчаного материала, содержит конкреции пирита. Предполагается, что сформирован в субаквальной зоне дельтовой равнины.

Пласт Ю₁² представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с намывами углисто-слюдистого материала, встречаются включения конкреций пирита. По ряду внешних признаков считается сформированным в условиях переходной зоны - субаэральная часть дельтовой равнины.

Межугольная толща, в соответствии с названием, находится между двумя выдержанными угольными пластами, литологически представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с обилием углистых остатков. Но по ряду особенностей текстурно-литологического состава она относится к континентальным отложениям.

Выше по разрезу выделяется надугольная толща, в объеме которой выделяются песчаные пласты Ю₁^1А и Ю₁^1Б. Они подстилаются угольным пластом и перекрываются глинистыми образованиями георгиевской свиты. Формирование пластов Ю₁¹ связывается с трансгрессивным этапом развития осадочного бассейна. Фациальные условия представляются равновероятно выраженными: субаквальная часть дельтовой равнины или верхняя часть авандельты.

Георгиевская свита - J ₃

Литологически разрез свиты представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком алевролитами, неравномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Иногда встречаются линзы и прослои известняков толщиной до 0,2м.

Толщина отложений свиты от 0 до 6 м

Баженовская свита - J₃

Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темно-серыми почти черными битуминозными аргиллитами баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и линзы известняков (до 0,1м). Породы практически непроницаемы и являются региональной покрышкой горизонта Ю₁.

Толщина отложений свиты изменяется в пределах 11-20м.

Меловая система - К

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются: мегионская, вартовская, алымская, в верхнем - покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.

Мегионская свита - К₁ ^{b + v}

На баженовской свите согласно залегают морские отложения мегионской свиты, представленные в нижней части темно-коричневыми плитчатыми аргиллитами. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые отложения ачимовской толщи.

Согласно седиментационной модели авторов морские отложения ачимовской толщи представляются клиноформными. В их основании находится баженовская свита.

В разрезе ачимовской толщи Вахской клиноформы Брылиной Н.А. выделено три песчаных пласта: Ач₁, Ач₂, Ач₃, разделённых глинистыми прослоями. Они сформировались в обстановке подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа, где в нефтегазоносном отношении наибольший интерес представляют зоны наибольшего развития песчаных тел, выраженных в виде потоков или руслоподобных проявлений.

В перекрывающей ачимовскую в аргиллитовой пачке (в пределах ее верхней части) выделяются песчано-алевритовые пласты Б₁₀ и Б₈.

Вартовская свита - К₁ ^{h - br}

Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, реже зеленовато- серые, мелко-среднезернистые, иногда глинистые. Алевролиты серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда с присутствием растительного детрита. Аргиллиты темно-серые, прослойками известковистые. Породы сформировались в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях.

Толщина отложений вартовской свиты составляет 396-436 м.

Алымская свита - К₁^а

Образования вартовской свиты трансгрессивно перекрываются осадками алымской свиты. Алымская свита подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаных и глинистых разностей пород и выделяется в песчаный пласт А₁ толщиной 16-20 м.

Верхняя подсвита сложена аргиллитами кошайской пачки темно-серыми до черных, плитчатыми, с редкими прослоями глинистых песчаников и алевролитов. Выдержанность пачки в пределах региона позволяет отнести ее к маркирующему горизонту.

Толщина подсвиты составляет 20-35 м.

Покурская свита - К_1-2 ^{a + al +с}

Покурская свита представлена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, темно-серые, нередко аргиллитоподобные. Иногда в разрезе встречаются тонкие единичные прослои темно-серого плотного известняка.

В разрезе преобладают песчаные пласты, которые хотя и не выдержаны по простиранию, но часто, сливаясь по разрезу, образуют единую гидродинамически связанную систему.

Песчаники высокопроницаемые, водообильные, рассматриваются как практически неиссякаемый источник водоснабжения в целях ППД разрабатываемых месторождений.

Толщина свиты 630-650 м.

Верхний мел и палеоген - К₂

Верхнемеловые и палеогеновые отложения представлены, в основном, морскими глинистыми породами и только в олигоцене (новомихайловская свита) морские осадки сменяются континентальными сложенными песками с прослоями глин.

Толщина рассмотренного комплекса пород около 700 м.

Четвертичная система - Q

Отложения системы сложены неравномерным чередованием серых песков с прослоями буровато-серых песчано-алевритовых глин, суглинков и супесей, торфяником.

Толщина отложений системы 40-55 м.

 

Коллекторские свойства

 

Фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов оценивались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.

Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю₁ по керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681 - проницаемости и 143 - остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543 - проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю^1А₁ - 2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю^1Б₁, Ю²₁ и Ю³₁, соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3 определения. В объеме Ю¹₁ наилучшей проницаемостью выделяется Ю^1Б₁ и по пласту Ю¹₁ в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю²⁺³₁, соответственно, почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю¹₁.

Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13 - 0,24) шире по Ю²⁺³₁, по выборке Ю¹₁ представлена более узким интервалом значений 0,14 - 0,215.

Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю^1А₁ и Ю^1Б₁ несколько лучше нежели продуктивной толщи Ю²⁺³₁.

Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств по площадям показал, что по пласту Ю¹₁ (Ю^1А₁ + Ю^1Б₁) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю²₁ - на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю³₁ - на Вахской и Восточно-Вахской площадях.

Более представительными являются выборки параметров коллекторских свойств и нефтенасыщенности, полученные по данным промыслово-геофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590 - проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационно-емкостных свойств по группе пластов Ю^1А₁ + Ю^1Б_1.

Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю¹₁ и Ю²⁺³₁, определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичная идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю¹₁, для нижнего различия весьма существенны.

В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон значений проницаемости составляет по: Ю¹₁ - 0,035 мкм², Ю²⁺³₁ - 0,020 мкм², что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам.

По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное) значение для любого образца керна.

Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю^1А₁ Вахской площади и Ю^1Б₁ Вахской и Восточно-Вахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.

В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю^1А₁ Восточно-Вахской площади, Ю^1Б₁ - Ю²₁ Вахской и Ю³₁ - Восточно-Вахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.

По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.

Пласты горизонта Ю₁ охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо-Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.

Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю^1А+Б₁, Ю²⁺³₁), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю^1А₁ к Ю³₁) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости только по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.

Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю^1А+Б₁ Вахской, а также пласты Ю²⁺³₁- Восточно-Вахской площадей.

Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10 - 20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю^1А₁, Ю^1Б₁, Ю²₁, Ю³₁ между собой различаются не столь разительно (0,05 - 0,08 мкм²) как между объектами: Ю¹₁ - 0,108 мкм² и Ю²⁺³₁ - 0,026 мкм². Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости различие было пятикратным, то по ГИС - четырехкратное, т.е. эти виды исследования дают практически одинаковые результаты.

Тюменские отложения, вскрытые на Восточно-Вахской, Северо- Вахской и Кошильской площадях, керновым материалом по площади и разрезу охарактеризованы неравномерно и недостаточно. По-существу исследован керн одной скважины Восточно-Вахской площади, при этом три определения проницаемости по пластам Ю¹⁺²₃ и Ю³₁ определений по Ю³⁺⁴₃. Изучены низкопроницаемые разности, в результате средние значения газопроницаемости составляют 0,002 - 0,003 мкм² при исследованной максимальной величине параметра 0,014 мкм². Этого объема исследований, очевидно, далеко не достаточно для представления средних фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Фильтрационно-емкостные свойства пород тюменской свиты с требуемой полнотой представлены только по данным ПГИ. При этом наибольшей средней проницаемостью (0,012 мкм²) характеризуется пласт Ю²₃, который среди продуктивных пластов тюменской свиты выделяется как основной объект разработки, содержащий наибольшие запасы нефти. Его проницаемость на 30% превышает среднюю проницаемость объекта Ю²⁺³₁. По остальным частям тюменской свиты проницаемость существенно ниже; средние значения составляют 0,04 - 0,007 мкм². Величина открытой пористости практически идентична средним верхних объектов Ю¹₁ и Ю²⁺³₁.

По данным немногочисленных гидродинамических исследований, проведенных в 7 скважинах, имеются сведения (КВД) только по пластам Ю¹⁺²₃, Ю²₃, по ним максимальное значение достигает 0,01 мкм² [3].

 

Капитальные вложения

 

Капитальные вложения в разработку Вахского месторождения определены расчетным путем на основании сметной стоимости строительства скважин и проектной стоимости объектов обустройства промысла в ценах на 1.01.09 г. (Таблица 4.1).

Средняя сметная стоимость строительства скважины оценивается в 50 980 956 руб., суммарные капитальные затраты на строительство 7 скважин составят 356,87 млн. руб.

Затраты на объекты обустройства определены с учетом необходимости подготовки нефти, подземной и поверхностной утилизации значительных объемов пластовых вод, создания эксплуатационной базы для обслуживания промысла.

Эксплуатационные затраты

 

Эксплуатационные затраты в разработке месторождения определены расчетным путем с учетом данных по объектам-аналогам в ценах на 1.01.09 г. (Таблица 4.2)

Амортизация оборудования начисляется в соответствии с «Положением о порядке начисления амортизационных отчислений по основным фондам в народном хозяйстве» и со сроком амортизации на основное технологическое оборудование (Единые нормы на амортизационные отчисления, утвержденные Госпланом СССР, Минфином СССР, Госбанком СССР, Госкомцен СССР, Госкомстатом СССР, Госкомстроем СССР 29.12.1990 № ВГ-21-Д).

Введение

 

Данный раздел дипломной работы посвящен анализу и разработке мер безопасности по обеспечению благоприятных условий для работы оператора по добыче нефти и газа.

Местом работы оператора по добыче нефти и газа является кустовая площадка промысла на открытом воздухе.

Выявлены следующие вредные и опасные производственные факторы:

тяжелые метеоусловия;

воздействие на человеческий организм вредных веществ (кислоты, сырая нефть);

повышенная загазованность (углеводородные газы, СО₂);

травмы в процессе работы;

укусы насекомых;

производственный шум;

высокое давление;

поражение электрическим током;

большая взрывопожаропасность производства.

 

Превышение уровней шума

Основным источником шума на кустовой площадке являются работающие спускоподъемные механизмы, эцн, шгн и автотранспорт.

Предельно допустимые значения (до 80 децибел), характеризующие шум, регламентируются согласно ГОСТ 12.1.003-83 [2]. Допустимые уровни звукового давления и эквивалентного уровня звука приведены в таблице 5.1.

 

Таблица 5.1 - Допустимые уровни звукового давления и эквивалентного уровня звука (ГОСТ 12.1.003-83)

Рабочие места	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц									Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Постоянные рабочие места и рабочие зоны в производственных помещениях и на территории предприятий	107	95	87	82	78	75	73	71	69	80

 

Для уменьшения шума необходимо устанавливать звукопоглощающие кожухи, применять противошумные подшипники, глушители, вовремя смазывать трущиеся поверхности, а также использовать средства индивидуальной защиты: наушники, ушные вкладыши.

Наиболее эффективными средствами борьбы с шумом являются звукоизолирующие устройства, применяемые для полной изоляции источника от окружающей среды. На пути распространения звуковых волн создается препятствие, обладающее достаточной инерцией для возбуждения в нем колебаний. Так как инерционные свойства преграды увеличиваются с увеличением веса единицы поверхности, то звукоизолирующие конструкции должны быть тяжелыми, выполненными из плотных материалов.

Превышение уровней вибрация

Воздействие вибрации возникает при работе на спецтехнике, подъемных, спусковых и цементировочных агрегатах, при спуске и подъеме насосно-компрессорных труб из-за вращения ротора подъемного агрегата; вибрация передвижной дизельной станции, а также вибрация при регулировании расхода закачиваемой воды в пласт запорной арматурой.

Вибрация при частоте 16 Гц не должна превышать амплитуду 0/28 мм.

Предельно допустимые значения, характеризующие вибрацию, регламентируются согласно ГОСТ 12.1.012-90 [3] приведены в таблице 5.2.

Одним из эффективных средств защиты от вибрации рабочих мест, оборудования и строительных конструкций является виброизоляция, представляющая собой упругие элементы, размещённые между вибрирующей машиной и основанием.

Наибольший эффект дают конструктивные и технологические мероприятия. К ним относятся: совершенствование кинематических схем; изыскание наилучших конструктивных форм для безударного взаимодействия деталей и плавного обтекания их воздушными потоками; изменение жесткости или массы для уменьшения амплитуды колебаний и устранения резонансных явлений; применение материалов, обладающих способностью поглощать колебательную энергию; уменьшение зазоров; повышение точности центровки и балансировки для снижения динамических нагрузок; использование прокладочных материалов, затрудняющих передачу колебаний от одних деталей к другим, и т. п.

 

Таблица 5.2 - Гигиенические нормы уровней виброскорости (ГОСТ 12.1.012-90)

Вид вибрации	Допустимый уровень виброскорости, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц
	1	2	4	8	16	31,5	63	125	250	500	1000
Технологическая	-	108	99	93	92	92	92	-	-	-	-
Локальная вибрация	-	-	-	115	109	109	109	109	109	109	109

 

В качестве индивидуальной защиты от вибраций, передаваемых человеку через ноги, рекомендуется носить обувь на толстой или войлочной резиновой подошве. Для защиты рук рекомендуются виброгасящие перчатки.

 

5.3 Анализ опасныхфакторов и мероприятия по их устранению

Механическое травмирование

Основными опасными факторами являются движущиеся и вращающиеся части рабочего механизма.

Необходимо проводить следующие мероприятия по устранению возможных механических травм:

) проверка наличия защитных заграждений на движущихся и вращающихся частях машин и механизмов;

) плановая и неплановая проверка пусковых и тормозных устройств;

) проверка состояния оборудования и своевременное устранение дефектов.

Для защиты от данных опасных факторов используются коллективные средства защиты, - устройства, препятствующие появлению человека в опасной зоне. Согласно ГОСТ 12.2.062-81 [4] ограждения выполняются в виде различных сеток, решеток, экранов и кожухов. Они должны иметь такие размеры и быть установлены таким образом, чтобы в любом случае исключить доступ человека в опасную зону. При устройстве ограждений должны соблюдаться определенные требования. Запрещается любая работа со снятым или неисправным ограждением.

Пожаровзрывобезопасность

Противопожарный режим излагается в цеховых и общеобъектовых инструкциях в соответствии с правилами пожарной безопасности производств и анализом пожарной безопасности объектов, а также технологических процессов. Контроль над ним осуществляется обслуживающим персоналом.

На замерных установках должны быть размещены ящики с песком, щит с лопатами, ведрами, ломами и огнетушителями ОХП - 10, ОУ - 2, ОУ - 5.

На объекте должен соблюдаться противопожарный режим; определены и оборудованы места для курения; определены места и допустимое количество хранения в помещениях материалов инвертаря; установлен порядок уборки горючих материалов; определен порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.

Федеральный закон от 22 июля 2008 года № 123 - ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» [5]. Класс рабочей зоны П-III по классификации пожаро-опасных зон - зоны, расположенные вне зданий, сооружений, строений, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки 61 и более градуса Цельсия или любые твердые горючие вещества. Класс рабочей зоны 0-й по классификации взрыво-опасных зон - зоны, в которых взрывоопасная газовая смесь присутствует постоянно или хотя бы в течение одного часа;

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

1) предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

) ограничение сферы распространения огня;

3) обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей
из очага пожара;

4) создание условий для эффективного тушения пожара.

Электробезопасность

Нефтегазодобывающая и нефтехимическая отрасли промышленности характеризуются большим числом металлических аппаратов, открытых установок, токопроводящих полов. В этих условиях особое значение приобретают мероприятия, направленные на защиту рабочих, обслуживающих электрооборудование, от поражения электрическим током.

Здания и сооружения дожимных насосных станций, блочных кустовых насосных станций, установок предварительного сброса воды Вахского месторождения по обеспечению надежности электроснабжения относятся к потребителям 2 - категории.

Электродвигатели, пусковая и защитная аппаратура, устанавливаемые во взрывоопасных зонах зданий и сооружений, принятые во взрывозащищенном исполнении. Пусковая и защитная аппаратура нормального исполнения вынесена в невзрывоопасные зоны.

Для обеспечения защиты человека от поражения электрическим током необходимо, чтобы все токоведущие части электроустановок, пускорегулирующей аппаратуры и аппаратуры защиты были ограждены от случайных прикосновений. Все распределительные устройства (щиты, сборки и т.д.), установленные вне электропомещений, должны иметь запирающие