Исследование фонтанных скважин
 Скачать 339.63 Kb.
|
|
4.2 Противопожарные мероприятия на промысле Противопожарная безопасность – это система мероприятий по предотвращению или ликвидации возможных пожаров. Для предотвращения на предприятии уделяется особое внимание пожарной безопасности. На месторождениях проводятся мероприятия по пожарной системе: - приказом по предприятию назначается ответственный за пожарную безопасность из чиста ИТР; - на месторождении организованны боевые противопожарные расчеты, проводятся тренировки; - на территории месторождения установлены противопожарные щиты с перечнем необходимого инвентаря; - необходимое наличие огнетушителей в исправном состоянии; - проводятся периодические инструктажи с обслуживающим персоналом. На территории Ключевского месторождения действует противопожарный водопровод для подачи воды в необходимое место, противопожарный резервный парк в количестве двух 450 м³ резервуаров, колодцы с пенообразователем. В пожарном депо передвижная мотопомпа и пожарные шланги. Проводится периодический контроль исправности средств пожаротушения службой. Пожарной охраны и постоянно действующей комиссией предприятия. В насосных станциях ведется автоматизированный контроль воздушной среды с выводом информации на диспечерский пульт месторождения. В случае высокой загозованности автоматически останавливаются насосные установки. Система сбора и подготовки нефти и газозакрытого типа работает в определенном техническом режиме. На территории месторождения запрещается пользоваться открытым огнем, если это не требуется в производственных условиях. Все газосварочные работы на объекте с возможным выделением газа производится по наряду-допуску. 5. Охрана недр и окружающей среды 5.1 Охрана недр и окружающей среды в условиях АНГДУ Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению и устранению загрязнения атмосферы, водоемов и земель, т.е. природной среды. Основная часть загрязнителей атмосферы газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшений загрязнений воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технололические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях. К основным мероприятиям относят: - правильный выбор материалов для оборудования, трубопроводов и арматуры; - герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки нефти, газа и газоконденсата; - применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгермитизации оборудования; - применение в качестве топлива для технологических нужд газа, прошедшего осушку; - применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его снижением в факелах, уменьшение продолжительности продувок. Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают снижение газа в факелах, оборудованных огнепреградителями. Для уменьшения выбросов углеводородов с поверхностей испарения из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на снижение, системы улавливания паров. Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при открытом фонтанировании нефти. Для локализации и предотвращения перемещения нефти. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные преграждения. Скважины, блочные замерные установки, емкости для сепарации, резервуары имеют обвалование. Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуется большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникацией одинакового назначения параллельно в одной траншее. На участках временного кольцования осуществляется рекультивация земель. Плодородный слой снимают и складируют, а после выполнения технологических работ, возвращают на прежнее место. 6. Организационно-экономический раздел 6.1 Организация добычи нефти Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин во многом зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность и систем сбора нефти и нефтяного газа. Нефтяные месторождения эксплуатируются фонтанным и механизированным способами. Из насосных установок подавляющая часть приходится на глубинные штанговые насосы, хотя в последнее время все более широко применяют центробежные погружные электронасосы для эксплуатации высокодебитных скважин. Система сбора нефти и попутного газа в зависимости от условий может быть двух- или однотрубной. При двухтрубной схеме сепарация газа от нефти осуществляется на индивидуальных при скважинных трапных установках или на групповых трапно-замерных установках. После сепарации по самостоятельным нефте- и газосборным коллекторам нефть подается на нефтесборные пункты, а газ – на прием компрессорных станций. При однотрубном сборе продукция скважин самотеком или насосом подается сразу на нефтесборные пункты, где и происходит полная сепарация газа от нефти. Нефть поступает на установки подготовке нефти, газ – к компрессорным станциям. Численный состав групп по добыче нефти, а также исследовательских групп изменяется в зависимости от числа закрепленных за ними скважин, расстояния между скважинами, а также от степени автоматизации и телемеханизации обслуживания скважин. Одно из ведущих направлений совершенствования добычи нефти -автоматизация и телемеханизация производственных процессов. При этом обеспечивается не только автоматизация отдельных процессов, но и централизация управления производством, оперативность в обслуживании всего нефтепромыслового хозяйства, а также совершенствования форм организации управления и труда. Основное звено системы телемеханизация – диспетчерский пункт, он связан с датчиками и автоматами, установленными на скважинах, пунктах систем поддержания пластовых давлений, резервуарных парках и перекачивающих станциях. Внедрение автоматизации и телемеханизации нефтепромысловых привело к изменению функций обслуживающего персонала, а также к совершенствованию обслуживания нефтепромысловых объектов. Комплексно-механизированное звено обеспечивает выполнение планового задания по добыче нефти и газа, соблюдая установленные режимы работы производственных объектов путем проведения своевременного и качественного планово-предупредительного ремонта наземного оборудования скважин. Состав звена, возглавляемого старшим оператором по добыче нефти, зависит от трудоемкости обслуживания производственных объектов. Операторы по добыче нефти и газа должны владеть смежными профессиями – тракториста, электромонтера, слесаря-ремонтника. За каждым звеном закрепляют транспорт. Все работы по обслуживанию и ремонту оборудования проводят по месячным графикам планово-предупредительного ремонта. С внедрением комплексно-механизированных звеньев сокращается удельная численность производственного персонала по обслуживанию скважин за счет совмещения отдельных работ или смежных профессий, укрепления зон обслуживания и уплотнения рабочего времени. Одним из основных технологических процессов нефтедобычи является комплексная подготовка сырой нефти, хранение и сдача ее товарно-транспортному управлению. Нефть подготавливают в НГДУ на установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации, а также отчистки промышленных сточных вод. В составе нефтедобывающих управлений имеется цех по комплексной подготовке и перекачки нефти, который, кроме работ по подготовке нефти, осуществляет хранение, учет и лабораторный контроль за качеством даваемой нефти 6.2 Экономическое обоснование ввода фонтанной скважины на Ключевском месторождении Рассчитываю годовую добычу нефти по скважине Ключевского месторождения по формуле. Q=q*Ки*Тк*Кэ*n где q – дебит скважины по нефти n – количество скважин Тк – календарное время Кэ- коэффициент эксплуатации Ки – коэффициент изменения дебита Q=34,6*1 * 365*1 = 12629т Добыча по скважине Ключевского месторождения составляет 12629 т. Добыча нефти по НГДУ составляет 1969 тыс. т. Скважино-месяцы отработанные рассчитываю по формуле: Сэ = n * tк * Кэ 1. по скважине Сэ = 1 * 12 * 1 =12 скв.мес. 2. по НГДУ Сэ = 713 * 42 * 1 = 8556 скв.мес. Расчитываю условно-постоянные статьи затрат. Для этого скважино-месяцы отработанные по скважине Ключевского месторождения умножаю на статью затрат по НГДУ и делю на скважино-месяцы отработанные по НГДУ. Полученный результат делю на добычу нефти по скважине и получаю затраты на 1т нефти. Основная зарплата производственных рабочих 18024 * 12 / 8556 = 25,3 руб. на 1т. 25,3/ 12629=2,01 отчисления на соцнужды 7132,3* 12/8556= 10 на 1т. 10/ 12629=0,79 Амортизация скважин 26092,6* 12/8556=36,6 на 1т. 36,6/ 12629=2,9 Содержание и эксплуатация оборудования 113697,2* 12/8556= 159,5 на 1т. 159,5/ 12629= 12,66 Цеховые расходы 40283,7* 12/8556=56.5 на 1т. 56,5/ 12629=4,48 Резерв на капремонт 69073,8*12/8556=96,9 на 1т. 96,9/ 12629=7,69 Управленческие расходы 265783,9*12/8556=372,8 на 1т. 372,8/12629=29,58 НИОКР 9651,6*12/8556= 13,5 на 1т. 13,5/ 12629=1,07 Рассчитываю условно-переменные статьи затрат. Для этого составляю затраты по НГДУ умножаю на количество добытой нефти в течение года по месторождению и делю на годовую добычу по НГДУ. Искусственное воздействие на пласт 21415954 * 12629 / 1969000 = 394,4 Технологическая подготовка нефти 19619792 * 12629 / 1969000 = 478,3 сбор и транспортировка нефти 66127800*12629/1969000=490,9 плата за недра 51480794*12629/1969000=826,4 прочие производственные расходы 55036815*12629/1969000=988,6 Полученные данные сведем в таблицу № 1 Таблица 1. Калькуляция себестоимости добычи нефти
Себестоимость 1т нефти по скважине меньше, чем по средней скважине НГДУ на 272,1 руб. Рассчитываю затраты по вводу скважины в эксплуатацию. Расчет представляю в таблице 2 Таблица 2
Себестоимость добычи 1т нефти с учетом затрат по вводу скважины в эксплуатацию. С 1 = (3949,7 + 0,15 * 18263,5) / 12629 = 530,9 руб. Рассчитываю прибыль по скважине П = (Ц 1 – С 1) * Q1 Ц 1 – цена 1 т нефти Q1 – годовая добыча нефти С 1 – себестоимость 1т нефти П 1 = (850 – 530,9) * 12629 = 4020,7 тыс.руб. Срок окупаемости скважины Т=К/т К – капиталовложения всех затрат по вводу скважины в эксплуатацию Т = 18263,5 / 4020,7 = 4,5 года Удельная прибыль по скважине П 1=П 1/Q1 П 1 = 4020,7 / 12629 = 319,1 руб. Показатели по средней скважине НГДУ Годовая добыча Q1= 1969000/7,13= 2762т ΔQ = 1262,9-2762=9867 Суточный дебит q1=2762/365= 7,56т Δq = 34,6 – 7,56 = 27,04т Прибыль по средней скважине НГДУ П 1 = (700 – 585,6) * 2762 = 315,7 тыс. руб. Удельная прибыль ΔП = 4020,7 – 740,3 = 3280,4 тыс. руб. ΔП 1 = 3280,4 / 12629 = 260,3 руб. 6.3 Технико-экономические показатели На основании данных расчетов составляю таблицу 3 Таблица 3 Технико-экономические показатели
Из таблицы видно, что скважина по сравнению со средней скважиной НГДУ более выгодна и перспективна т.к. среднесуточный дебит выше на 27т. При меньшей себестоимости 530,9 руб. против 585,6 руб. за тонну дает большее количество нефти 9867т., а следовательно, и прибыли на 3280,7тыс. руб. Эти факторы сокращают срок окупаемости до 4,5 года. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||