рамки для Теории. Сп Тенгизшевройл образовалось 6 апреля 1993 года подписанием меморандума, между

• Название: Сп Тенгизшевройл образовалось 6 апреля 1993 года подписанием меморандума, между
• Дата: 18.09.2020
• Размер: 338 Kb.
• Имя файла: рамки для Теории.doc
• Тип: Реферат; #138516
• страница: 4 из 5

2.8 Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Осуществляется снижением давления на пласт путем:

1) последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор  вода  нефть);

2) использования азота инертного или газа ( вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);

3) свабирования.

2.9 Борьба с отложением парафина в подъемных трубах

Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных скважин - нарушение режимов:

1. Парафино- и гидратообразование в трубах.

2. Образование песчаных пробок на забоях.

3. Разъедание штуцера.

4. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.

5. Появление воды в скважине.

Исследование фонтанных скважин необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления - для определения параметров пласта.

Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.

По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

3 Экономическая часть

3.1 Экономические показатели внедрения мероприятия

Капитальные затраты включают в себя:

- Обустройство промысла: выкидные линии, нефтесборные линии, линии электропередачи, автоматизированные групповые замерные установки, центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.

- Объекты подготовки нефти и газа: строительство завода 2 поколения, новый нефтегазовый сепаратор, другие затраты, имеющие отношение к расширению завода.

Потребность в капитальных вложениях обусловлена расширением мощностей завода и строительством нового, что позволит увеличить годовые объёмы производства и довести их до 32 млн.т.

Затраты на операционные и текущие расходы

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями.

В прямых затратах, подлежащих вычету при налогообложении, учтены затраты на: материалы, используемые при эксплуатации месторождения, затраты на подготовку нефти, транспорт материалов, оборудования, используемых при эксплуатации, снабжение ими, покупку электроэнергии, расходы на оплату труда работников, ремонт и профилактику основных средств, затраты на обучение персонала и социальную сферу, амортизацию основных средств, стоимость платы за выбросы загрязняющих вещество в атмосферу (в соответствии с лимитами выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и нормативов платы за них) и прочие затраты.

3.2 Расчёт годовых производственных затрат
Внедрение нового оборудования ведёт к изменению себестоимости продукции. Экономический эффект характеризуется минимальной стоимостью единицы продукции и наименьшими удельными капитальными вложениями

Уровень затрат в добыче нефти меняется дополнительно извлекаемому объёму постатейно и в динамике за годы, нами взят период для сравнения до 2005 г.

Произведём расчёт на все статьи затрат.

Статья3. Расчёт энергетических затрат

Изменение энергетических затрат на непосредственный сбор и подготовку нефти определяется в зависимости от того, насколько меняется установленная мощность и годовой расход энергии в результате внедрения мероприятия.

Для определения затрат на электроэнергию используем метод расчёта по формуле

З_эл.эн.=К_общ.·Ц_эл.эн. , (3.1)

где К_общ –общее количество потреблённой электроэнергии, тыс.КВт./час

Ц_эл.эн. – цена электроэнергии за КВт./час., дол.

До внедрения мероприятия затраты на электроэнергию составят:

З_{эл.эн.2002 г.}=453103·50=22655,1 тыс.дол.

После внедрения:

З_{эл.эн.2003-2005 г. г.}=535477·50=26773,8 тыс.дол.

Статья 1. Затраты на вспомогательные материалы

При внедрении новых технологического оборудования необходимо учесть затраты на вспомогательные материалы. Для этого учитываются вложения на приобретение ингибиторов, различных щелочных металлов, что приводит к улучшенному составу нефти в конечном итоге.

Расчёт затрат на вспомогательные материалы производится по формуле

З_{всп.мат}.=К_общ.·Ц_{всп.мат..}, (3.2)

где К_{общ. -} общее количество вспомогательного материала, т.

Ц_{всп.мат.} – стоимость одной тонны вспомогательного материала, дол.

Затраты на вспомогательные материалы до внедрения мероприятия:

З_{всп.мат.2002г.}=70000·20=1400 тыс.дол.

Затраты на вспомогательные материалы после внедрения мероприятия:

З_{всп.мат.2003-2005 г..г.}=100000·20=2000 тыс.дол.

Статья 2. Затраты на текущий ремонт

Затраты на текущий ремонт определяются по формуле

З_рем.= К_вл.·2%, (3.3)

где К_вл.- капитальные вложения.

До внедрения затраты на текущий ремонт составили:

З_{рем.2002г.}= 235367·0,02==4707 тыс.дол.

После внедрения затраты на текущий ремонт составят:

З_{рем.2002г.}= 235592·0,02==4712 тыс.дол.

Статья 3. Прочие затраты

К прочим затратам относятся расходы на содержание и обслуживание технических средств управления, не относящиеся к производству, оплата услуг банка, расходы на командировки, тарифы, пени, неустойки, проведение обучения для персонала.

Прочие затраты составляют 15% от фонда оплаты труда и определяются по формуле

З_пр.= ФОТ·15% (3.4)

До внедрения мероприятия прочие затраты составили:

З_{пр.2002 г.}=17774,2·0,15=2666,1 тыс.дол.

После внедрения прочие затраты составят:

З_{пр.2003 г.}=18709,7·0,15=2806,5 тыс.дол.

З_{пр.2004 г.}=22264,5·0,15=3339,7 тыс.дол.

З_{пр.2005 г.}=23387,1·0,15=3508,1 тыс.дол.

Таким образом, общие годовые производственные затраты по статьям составят:

До внедрения Σ З_{2002 г.} =57839,5 тыс.дол.

После внедрения Σ З_{2003 г.} =63658,1 тыс.дол.

Σ З_{2004 г .}=67746,1 тыс.дол.

Σ З_{2005 г.} =69037,1 тыс.дол.

Себестоимость 1 тонны нефти определяется по формуле

С = Σ З/Q_доб, (3.5)

где Q_доб.-объём добычи за год.

Себестоимость до внедрения: С₁=57839500/12494068= 4,6 дол.

Себестоимость поле внедрения: С₂=63658100/14458734= 4,4 дол.

4 Охрана труда, окружающей среды и промышленная безопасность

4.1 Меры безопасности при проведении технического обслуживания

фонтанной арматуры
Рабочие буровой бригады и операторы промысла должны быть предварительно обучены работе с узлами и фонтанной арматурой в целом, а также проинструктированы по пожарной безопасности и взрывоопасности.

При обслуживании фонтанной арматуры запрещается:

- при резком снижении давления с использованием разрядных пробок стоять в направлении их оси;

- открывать крышку быстросменного штуцера, не убедившись в отсутствии давления внутри корпуса;

- стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем смазки;

без разрешения руководства подтягивать фланцевые соединения при наличии течи в них;

применять дополнительный рычаг для увеличения крутящего момента на маховике задвижки;

находиться вблизи арматуры при опрессовке её на скважине.

Если в соединениях арматуры появились пропуски, то надо уменьшить давление при помощи крана на опрессовочном агрегате, а затем на каждой закрытой задвижке - разрядным клапаном, только после этого устранять неисправности в арматуре. Нужно помнить, что задвижка в закрытом положении после опрессовки находится под давлением, даже когда её отсоединили от фонтанной арматуры, поэтому снижение давления с использованием разрядной пробки обязательно.

1. Скважины и шлейфы должны осматриваться ежедневно объездом мобильной бригады в составе не менее 2-х операторов с наличием СЗР и средствами связи.

2. При обнаружении утечки нефти, газа, содержащих H2S, в устьевой арматуре или коммуникациях скважину необходимо немедленно закрыть с помощью задвижки или приустьевого клапана отсекателя с пульта управления и сообщить руководителю объекта и т.д.

3. Эксплуатация скважины при наличии давления в межколонном пространстве запрещается. При обнаружении давления должны быть приняты оперативные меры.

4. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, фонтанная скважина должна быть задавлена жидкостью, обработанной нейтрализатором H₂S.

5. На устье скважины на период ремонта должно быть установлено ПВО, необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее 2-х объёмов скважины с соответствующей плотности без учёта объёма раствора в скважине. По мере снижения уровня в стволе должен быть обеспечен долив задавочной жидкости. Запрещается вход без противогаза и анализатора на H2S в помещение распределительных пунктов, установок замерных и др. объектов, где возможно выделение H₂S.

4.2 Характеристика предприятия как источника загрязнения

атмосферы
Источники выделения вредных веществ в атмосферу в ТШО являются

• 
  установка 200- отделение нефти, газа, воды и стабилизация
  

нефти;

• 
  установка 300- сероочистка газов диэтаномилом;
  
• 
  установка 400- установки Клауса- получение серы;
  
• 
  установка 500-утилизация «хвостовых» газов-процессы Сульфрен
  

или Скотт;

• 
  установка 600- отгрузка жидкой и твердой серы;
  
• 
  установка 700- разделение углеводородных газов;
  
• 
  установка 1000- система факелов и дренажа;
  
• 
  установка 0.31 и 0.32- демеркаптанизация нефти;
  
• 
  установка 800- подготовка пластовой воды;
  

• 
  товарные парки № 1,2;
  

• 
  насосная;
  
• 
  склады реагентов;
  
• 
  очистные сооружения;
  
• 
  газотурбинные станции № 1,2;
  
• 
  резервуарный парк;
  
• 
  ЦЗЛ;
  
• 
  РМЦ;
  
• 
  котельная на газовом топливе.
  

Источниками загрязнения на Тенгизском комплексе являются: дымовые трубы технологических установок, печей, котельных, факелы технологических установок, а также не плотности в оборудовании, фланцевых соединениях и др., появляющиеся в процессе эксплуатации и приводящие к неорганизованным выбросам.

В выбросах в атмосферу содержатся следующие ингредиенты: сероводород, углеводороды, сернистый ангидрид, окись азота, двуокись азота, окись углерода, меркаптаны, пыль серы, диэтаноламин (ДЭЛ), спирт метиловый, сероокись углерода, сварочный аэрозоль; соединения марганца, соединения кремния, фториды, фтористый водород, аэрозоль серной кислоты.

Вещества, входящие в состав выбросов комплекса при совместном присутствии в атмосфере, образуют пять групп суммации:

• 
  двуокись азота+ сернистый ангидрид;
  
• 
  сернистый ангидрид+ сероводород;
  
• 
  сернистый ангидрид+ аэрозоль серной кислоты;
  
• 
  сернистый ангидрид+ фтористый водород;
  
• 
  фтористый водород+фториды.
  

4.3 Контроль за состоянием окружающей среды
Осуществляется станциями по наблюдению за состоянием окружающей среды (СНОС). На 10 стационарных трехкомпонентных станциях обеспечивается наблюдение за атмосферным воздухом по концентрациям загрязняющих веществ в районе наблюдений. Наблюдение на этих станциях проводится по следующим ингредиентам:

концентрация SО₂; концентрация H₂S.