задача, ГРП. Оптимизация разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
Наименование материалов ОАО «Томскнефть» Кол-во, кг. Цена, руб. Сумма, руб. 1 НКТ, 60мм 50 37500 1875000 2 Роторные фрезы 20 56000 1120000 3 Буровой раствор, м³ 140 1600 224000 8 Дизельное топливо 9500 35,8 340100 Итого: 3559100 67 Таблица 5.5 – Расчет заработной платы Вывод: расчет заработной платы составляет 812475 руб. 5.6 Затраты на страховые взносы Рассчитывая затраты на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, выбираем класс XI с тарифом 1,2 для разведочного бурения (код по ОКВЭД 45.12) Затраты на страховые взносы в Пенсионный фонд, Фонд социального страхования, Фонд обязательного медицинского страхования и обязательного социального страхования от несчастных случаев на производстве при зарезке Профессия Разря д Количе ство Тарифная ставка, руб./час Тарифная ставка, руб./час ОАО «Томскнефть» Время на проведени е мероприя тия, ч. Тарифный фонд ЗП, руб. Сев. и рай. коэф. 50%+60% Заработная плата с учетом надбавок, руб. ОАО «Томск нефть» ОАО «Томскнефть» ОАО «Томскнефть» ОАО «Томскнефть» Технолог 8 1 300 300 320 240 74400 96720 171120 Мастер 7 1 250 250 280 240 64800 84240 149040 Бурильщик 5 1 200 200 210 240 50400 65520 115920 Машинист 3 1 180 180 190 240 45600 59280 104880 Помощник бурильщик а 3 1 150 150 160 240 37200 48360 85560 Супервайзе р 5 1 210 210 210 240 50400 65520 115920 Геофизик 4 1 160 160 175 174 30450 39585 70035 Итого 7 353250 459225 812475 68 боковых стволов скважин компанией ОАО «Томскнефть» представлены в таблице 5.6. Таблица 5.6 – Расчет страховых взносов при зарезке боковых стволов скважин ОАО «Томскнефть» Показатель Технолог Мастер Бурильщик Машинист Помощник бурильщика Супервайзер Геофизик Количество работников 1 1 1 1 1 1 1 ЗП, руб. 171120 149040 115920 104880 85560 115920 70035 ФСС (2,9%) 4962,48 4322,16 3361,68 3041,52 2481,24 3361,68 2031,015 ФОМС (5,1%) 8727,12 7601,04 5911,92 5348,88 4363,56 5911,92 3571,785 ПФР (22%) 37646,4 32788,8 25502,4 23073,6 18823,2 25502,4 15407,7 Страхов-ие от несчаст. случаев (тариф 1,2%) 2053,44 1788,48 1391,04 1258,56 1026,72 1391,04 840,42 Всего, руб. 171120 149040 115920 104880 85560 115920 70035 Общая сумма, руб. 253492,2 Вывод: общая сумма страховых взносов при зарезке боковых стволов скважин ОАО «Томскнефть» составляет 253492,2 руб 5.7 Затраты на проведение мероприятия 69 Таблица 5.7 – Затраты на проведение организационно- технического мероприятия Состав затрат ОАО ТомскНефть Амортизационные отчисления 178082,2 Затраты на материалы 3559100 Оплата труда 812475 Страховые взносы 253492,2 Всего затрат(с учетом амортизационных отчислений 20%) Всего затрат: 5763778,8 Вывод: затраты на проведение организационно-технического мероприятия сосотавляют 5763778,8 руб. 5.8 Технико-экономический анализ вариантов разработки Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов Основываясь на данных из прогноза технологических показателей работы скважины, была получена суммарная накопленная добыча нефти за 30 лет по каждой рассматриваемой скважине.(табл.) Учитывая среднюю стоимость нефти марки Urals, а также текущий курс американского доллара, подсчитана прибыль компании за 30 лет по каждой скважине по формуле: Где: П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.; N p – суммарная накопленная добыча нефти, тыс.т.; д (Np*ССН*К ) 0,1364 П 70 ССН – средняя стоимость нефти марки Urals, $ ; К д – текущий курс американского доллара, руб. С учетом средней стоимости затрат на мероприятия по зарезке бокового ствола и эксплуатационного бурения, высчитывалась чистая прибыль компании от накопленной добычи нефти за 30 лет по каждой исследуемой скважине: Где: ЧП – чистая прибыль компании от накопленной добычи за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.; П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.; ЗМ – средняя стоимость проведения мероприятия по ЭБ и ЗБС. С целью усовершенствования экономического расчета было введено понятие дисконтирование денежных потоков, то есть приведение стоимости будущих (ожидаемых) денежных платежей к текущему моменту времени. Дисконтирование денежных потоков основывается на важном экономическом законе убывающей стоимости денег. Другими словами, со временем деньги теряют свою стоимость по сравнению с текущей, поэтому необходимо за точку отсчета взять текущий момент оценки и все будущие денежные поступления (прибыли/убытки) привести к настоящему времени. Для этих целей используют коэффициент дисконтирования Дисконтирование денежных потоков: Где: DCF (Discounted cash flow) – дисконтированный денежный поток; CF (Cash Flow) – денежный поток в период времени I; r – ставка дисконтирования (норма дохода); ; ЧП П CCМ 1 ; (1 ) n i i i CF DCF r 71 n – количество временных периодов, по которым появляются денежные потоки. Ключевым элементов в формуле дисконтирования денежных потоков является ставка дисконтирования. Ставка дисконтирования показывает, какую норму прибыли следует ожидать инвестору при вложении в тот или иной инвестиционный проект. Ставка дисконтирования = Безрисковая ставка + Премия за риск; За безрисковую ставку была взята ключевая ставка ЦБ РФ. Ключевая ставка ЦБ РФ на настоящий момент составляет 15% и премия за риски 10%. Существует 4 варианта оптимизации разработки участка месторождения методом зарезки бокового ствола и уплотняющего бурения: Вариант 1 Работает только пробуренная скважина 16_bs. Вариант 2 Работает уже пробуренная скважина 16_st , бурится скважина 18_st ,без системы поддержания пластового давления. Вариант 3 Производятся зарезки 16 и 15 скважин, 18 скважина в ППД с приемистостью 282 куб метра/сут Вариант 4 Производятся зарезки боковых стволов 15, 16. 18 скважин в режиме добычи. 72 Таблица 5.8– Сравнение результатов применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза Название скважины Суммарная накопленная добыча нефти за 30 лет разработки, тыс.т. Средняя цена за 1 баррель нефти марки Urals, ам.долл. Курс доллара Получаемая прибыль(с учетом дисконтирования),млн.руб. Чистая прибыль, руб. 16_бс 141 50,53 57,48 3 056,057 3 259 545 740 16,18(без ППД) 157 3 342,613 3 207 400 895 18,16( зарезки Бс) 230 4 896,821 4 844 783 262 15,16,18 в режиме добычи 180 3 810,511 3 624 461 403 По результатам, полученным в таблице, можно сделать следующие выводы: Наиболее оптимальным и экономически рентабельным является вариант 3,При котором прибыль составляет 4 844 783 262 руб. Экономическая оценка вариантов разработки месторождения «Х» проведена с целью выбора наиболее эффективной системы разработки. Технико-экономический анализ проектных решений разработки проведен по месторождению в целом, по четырем технологическим вариантам разработки месторождения. Вывод: был проведен технико-экономический расчет стоимости проведения зарезки боковых стволов скважин компанией ОАО «Томскнефть», расчет стоимости чистой прибыли предприятия с учетом дисконтирования на основе 4 вариантов разработки месторождения «Х» и выбор наиболее экономически эффективного из них. 73 6 Социальная ответсвенность. Социальная ответственность подразумевает под собой деятельность, направленную на разработку новых решений, обеспечивающих: исключение несчастных случаев; защиту здоровья работников; снижение вредных воздействий на окружающую среду; экономное расходование невозобновимых природных ресурсов. В данном разделе рассматривается место работы, где выполняется зарезка боковых стволов скважин на кустовой площадке Х месторождения на открытом воздухе при любых условиях и в любое время года. Вредным производственным фактором (ВПФ) называется такой производственный фактор, воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к заболеванию или снижению трудоспособности. К вредным производственным факторам относятся: • неблагоприятные метеорологические условия; • запыленность и загазованность воздушной среды; • воздействие шума, инфра- и ультразвука, вибрации; • наличие электромагнитных полей, лазерного и ионизирующих излучений и др. Все опасные и вредные производственные факторы в соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 по- дразделяются на физические, химические, биологические и психофизиологические. [1] К опасным производственным факторам следует отнести, например, возможность падения с высоты самого работающего, либо 74 различных деталей и предметов; электрический ток определенной силы; раскаленные тела; оборудование, работающее под давлением выше атмосферного, и т.д. Вопросами охраны окружающей среды в ОАО “Томскнефть” ВНК придается большое значение. При разработке и эксплуатации X месторождения, происходит выделение вредных веществ. К таким объектам относятся: циркуляционная система, блок приготовления буровых растворов, дожимные насосные станции, где происходит сепарация газа, факел, емкости горюче смазочных материалов, шламовые амбары и др. 75 6.1 Анализ вредных производственных факторов 6.1.1 Вредные вещества При эксплуатации скважин, производственных объектов на месторождении связаны с разливами нефти, порывами трубопроводов, возможностью воспламенения нефтяных паров и газа, их токсичностью, наличием аппаратов и трубопроводов, работающих под давлением, а также с применением разнообразных механизмов (насосы, компрессоры) и электроаппаратуры. Для устранения их и обеспечения безопасного ведения работ на производственной территории необходимо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности при ведении работ. В процессе производственных операций рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры, вследствие коррозии или износа регулирующих и предохранительных клапанов. Предельно допустимые концентрации вещества согласно ГОСТ 12.1.005-88: азота диоксид – 2 мг/м 3 , бензол – 10 мг/м 3 , углерода оксид – 20 мг/м 3 . [2] Коллективные средства защиты – устройства, препятствующие появлению человека в опасной зоне. Индивидуальной защиты: очки, защитные маски, противогазы. 6.1.2 Повышенный уровень шума Шум исследуются при наличии на рабочем месте источников шума. Допустимые уровни шума для производственных объектов приведены в таблице. Затем оценивается превышение норм уровней шума, например, при работе ЦНС, установки статического и динамического зондирования, насосов при откачке воды и закачке рабочего агента в пласт и т.д. При 76 необходимости разрабатываются коллективные или индивидуальные меры по их снижению [7] (табл. 6.1) . Таблица 6.1 – Предельно допустимые уровни звукового давления [3] № пп Вид трудовой деятельности, рабочее место Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц Уровни звука и эквивалентные уровни 31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 (в дБА) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2 Выполнение всех видов на постоянных рабочих местах и на территории предприятий 107 95 87 82 78 75 73 71 69 80 6.1.3 Отклонения показателей климата на открытом воздухе При проведении работ на открытых площадках X нефтяного месторождения указываются: период времени года выполняемых работ, метеорологические параметры воздуха территории района (минимальные и максимальные температуры, скорость движения, относительная влажность, давление). Нормы параметров климата при работе на открытом воздухе зависят от климатических регионов, тяжести и времени выполняемых работ. Нормирование параметров на открытых площадках не производится, но определяют конкретные мероприятия по снижению неблагоприятного воздействия их на организм рабочего [3]. 77 6.2 Анализ опасных производственных факторов. 6.2.1 Механические опасности. Любой объект, который может причинить человеку травму в результате контакта самого объекта (или его частей) с человеком, несет в себе механическую опасность. Опасная зона - это пространство, в котором возможно действие на работающего опасного или вредного производственного фактора. Механические опасности на предприятиях представляют собой движущиеся механизмы и машины, незащищенные подвижные элементы производственного оборудования; заготовки, материалы, разрушающиеся конструкции, острые кромки, стружка, заусенцы и шероховатости на поверхности заготовок, инструментов и оборудования, а также падение предметов с высоты. [4] 6.2.2 Давление Превышение максимального допустимого давления, отказы или выхода из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Высокий уровень давления в технологическом и оборудовании, и трубопроводах могут привести к разрушению оборудования и как следствие нанести травмы работникам в том числе не совместимые с жизнью. Для предотвращения возникновения инцидентов на производстве применяют средства измерения КИПиА и предохранительную арматуру. 6.2.3 Электробезопасность В этом разделе отражаются требования безопасности, предъявляемые к электротехническим установкам, являющимися источниками опасных факторов. Выдвигаются требования к работникам, занятым на обслуживании электрооборудования. 78 Известно, что поражение человека электрическим током возможно лишь при замыкании электрической цепи через тело человека, т. е. при прикосновении человека к сети не менее чем в двух точках. При этом повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека, является опасным фактором. В зависимости от условий производственной среды и нормативным документам, рассматриваются следующие вопросы: требования к электрооборудованию, анализ соответствия реального положения на производстве перечисленным требованиям, выбор и обоснование категории помещения по степени опасности поражения электрическим током, мероприятия по устранению обнаруженных несоответствий, обоснование мероприятий и средств защиты работающих от поражения электрическим током. Основные коллективные способы и средства электрозащиты: изоляция токопроводящих частей (проводов) и ее непрерывный контроль; установка оградительных устройств; предупредительная сигнализация и блокировки; использование знаков безопасности и предупреждающих плакатов; применение малых напряжений; защитное заземление; зануление; защитное отключение. При необходимости производится расчет защитного заземления, зануления, выбор устройств автоматического отключения. Индивидуальные основные изолирующие электрозащитные средства способны длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановок, поэтому ими разрешается касаться токоведущих частей под напряжением. В установках до 1000 В – это диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, указатели напряжения [5]. Индивидуальные дополнительные электрозащитные средства обладают недостаточной электрической прочностью и не могут самостоятельно защитить человека от поражения током. Их назначение – усилить защитное 79 действие основных изолирующих средств, с которыми они должны применяться. В установках до 1000 В – диэлектрические боты, диэлектрические резиновые коврики, изолирующие подставки. В работе необходимо провести обоснование выбора индивидуальных основных и дополнительных изолирующих электрозащитных средств данного рабочего места. 6.2.4 Пожаровзрывобезопасность Одними из наиболее вероятных и разрушительных видов ЧС являются пожар или взрыв на рабочем месте. Пожарная безопасность представляет собой единый комплекс организационных, технических, режимных и эксплуатационных мероприятий по предупреждению пожаров и взрывов. При написании раздела для зданий и сооружений определяется категория помещений по пожароопасности по НПБ 105-03 и класс зон взрывопожароопасности по СП 12.13130.2009. К техническим мерам – современные автоматические средства сигнализации, методы и устройства ограничения распространения огня, автоматические стационарные системы тушения пожаров, первичные средства пожаротушения. Тип, количество и размещение средств тушения пожаров определяют по нормам, приведенным в СП 5.13130.2009 [6]. 6.3 Охрана окружающей среды Основными типами антропогенных воздействий на природу, являются: нефтяное загрязнение окружающей среды вследствие несовершенства технологии, аварийных разливов и несоблюдение природоохранных требований; 80 загрязнение атмосферы при сгорании газа в факелах и потери через негерметичное оборудование в районе компрессорной станции, при авариях на газо- и нефтепроводах; загрязнение природной среды промышленными и бытовыми отходами; развитие отрицательных физико-геологических процессов в зоне строительства и эксплуатации объектов (изменение поверхностного стока, заболачивание, подтопление, развитие оврагов, оползней, эрозии, активизация криогенных процессов на участках распространения многолетнемерзлых пород, засоление выходом сеноманских вод). Общими мерами по охране окружающей среды являются: сокращение потерь нефти и газа; повышение герметичности и надежности нефтепромыслового оборудования; высокая степень утилизации нефтяного газа; оптимизация процессов сжигания топлива при одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. Все линии сбора нефти и магистральные нефтепроводы должны выдерживать деформации почвы во время периода таяния. Любой ущерб, нанесенный окружающей среде за пределами участков разработки, должен быть ликвидирован. |