Методы ликвидации добывающих и нагнетательных скважин Повховского месторождения. Часть 4

1 2 3 4

---

ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

Общие положения

 

В соответствии со ст.26 Закона РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах», при полной или частичной ликвидации или консервации предприятия либо подземного сооружения горные выработки и буровые скважины должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений.

Ликвидация  объекта производится по проектам, с соблюдением требований промышленной безопасности, охраны недр и окружающей природной среды (п.11 Инструкции о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами (далее Инструкция), утвержденной Постановлением Госгортехнадзора от 2.06.1999 г. №33).

Ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора (п.1.4 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов (далее РД 08-492-02), утвержденной Постановлением Госгортехнадзора от 22.05.2002 г. №22).

Контроль за состоянием природной среды промышленных объектов

Концентрации загрязняющих веществ, при нормальной работе основного технологического оборудования при ликвидации скважин с учетом выполнения заложенных мероприятий, обеспечивают соблюдение санитарно-гигиенических нормативов в атмосферном воздухе населенных пунктов. Работы по ликвидации скважин производятся последовательно, т. е. рассредоточены и территориально, и по времени. Намечаемая к реализации деятельность при условии выполнения всех заложенных природоохранных мероприятий и безаварийных ситуаций не вызовет неблагоприятного изменения воздушного бассейна в ближайших населенных пунктах.

Анализ состояния водной среды и природных условий показал, что скважины, подлежащие ликвидации, расположены в пределах устойчивых морфолитосистем. В связи с этим активизация склоновых процессов при проведении работ будет минимальной, орографические факторы определяют активность процессов водообмена и оказывают положительное влияние на состояние поверхностных вод, качество подземных вод, используемых для хозпитьевого водоснабжения населенных пунктов в районе намечаемой деятельности, соответствует первоначальному природному составу.

Учитывая временный характер воздействия, при соблюдении проектных решений при ликвидации скважин, в случае безаварийной работы, высокая самоочищающая способность территории и современное состояние водной среды позволяют сделать вывод о том, что намечаемая деятельность не приведет к существенному изменению состояния поверхностных и подземных вод и геологической среды в данном районе.

Для прогнозирования сроков восстановления давлений в продуктивных пластах после окончания эксплуатации скважин, продолжительность восстановления нарушенного пластового давления в продуктивном пласте после окончания его эксплуатации, составит 5–10 % длительности этой эксплуатации. Тогда максимальный срок остаточного воздействия разработки скважин, подлежащих ликвидации, составит от 2 до 3 лет, при сроке эксплуатации скважин 21–28 лет.

Таким образом, при ликвидации скважин существенное воздействие на окружающую среду не прогнозируется, но рекомендуется при проведении работ по ликвидации скважин для предотвращения негативного воздействия на почвенный покров рассматриваемой территории выполнить требования:

— не допускать загрязнения земель строительными и бытовыми отходами;

— снимать плодородный слой почвы с территории земельного участка, отведенного под ликвидацию;

— перемещать плодородный слой почвы и минеральный грунт в места их временного складирования;

— обустраивать территории площадки обваловкой из перемещенного плодородного слоя и минерального грунта;

— своевременно и с высоким качеством проводить техническую и биологическую рекультивацию участков сельскохозяйственных угодий, временно отводимых под объекты обустройства.

 

Основные мероприятия по охране окружающей среды при ликвидации и консервации скважин

 

Ликвидацию скважины без опробования или после опробования пластоиспытателем без спуска эксплуатационной колонны в интервалах со слабыми непродуктивными нефтегазовыми пластами производят посредством установки цементного моста на всю мощность вскрытого пласта плюс на 30 м выше кровли и на 20 м ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего (последнего) пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 100 м. Скважина заполняется качественным глинистым раствором, создающим давление, на 10-15% превышающее пластовое, но не выше давления гидроразрыва пород. Промежуточные колонны могут быть извлечены при отсутствии в разрезе минерализованных или сероводородных вод.

Консервации подлежат скважины, которые будут введены в эксплуатацию не позже чем через год после окончания испытаний.

Своевременное и качественное проведение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, подлежащих ликвидации или консервации, способствует предупреждению их отрицательного влияния на сохранность и рациональное использование природных

Организация, ликвидирующая скважину, должна получить согласие на ликвидацию скважины от производственного объединения и представить материалы в постоянно действующую комиссию [3.70, 3.71]. При положительном заключении комиссии предприятие осуществляет ликвидацию скважины. После ликвидации скважины в постоянно действующую комиссию объединения направляются акты [3.70, 3.71].

По каждой скважине, подлежащей ликвидации, должны быть представлены следующие материалы:

— обоснование ликвидации скважины с указанием конструкции скважины, краткое изложение истории бурения, освоения, эксплуатации скважины, ремонтных работ, работ, связанных с ликвидацией;

— акт проведения рекультивации земли, на которой находится буровая (скважина), или согласованный с прежним землепользователем график проведения рекультивации с последующим представлением акта;

— акт о передаче народному хозяйству пробуренной для водоснабжения скважины или выполнении в ней изоляционно-ликвидационных работ.

Указанные материалы представляются на заключение в управление округа Госгортехнадзора. При положительном решении ликвидация и списание затрат на сооружение производятся приказом производственного объединения.

В спорных случаях вопрос о ликвидации скважин выносится на рассмотрение Госгортехнадзора Российской Федерации.

При полной или частичной ликвидации или консервации буровые скважины должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения, охрану окружающей природной среды, зданий, сооружений, а при консервации, кроме этого, и сохранность месторождения и буровых скважин на весь период консервации.

Для выполнения указанных требований на каждой скважине, подлежащей полной или частичной ликвидации или консервации, разрабатывается перечень мероприятий, учитывающий конкретные геолого-технические, экологические, климатические и другие местные условия

Охрана подземных и поверхностных вод от загрязнения и истощения

 

Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должна проводится при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин не должна производиться с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной пропусками фланцевых соединений и так далее.

Необходимым условием применения химических реагентов при разработке месторождения является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий. При выборе химического реагента для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.

Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению основной технологической операции, при исследовании скважин; предотвращать использовании неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры, механизмов, агрегатов, нарушение ведения основного процесса, негерметичности эксплуатационных колонн.

При обводнении эксплуатационных скважин помимо контроля за обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.

Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести не только к безвозвратным потерям нефти и газа, но и загрязнению водоносных горизонтов, организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.

Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде используемой, в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачивается в поглощающие горизонты.

3ахоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод регламентируется соответствующими статьями законодательных актов «О недрах и недропользовании» и «Об охране окружающей природной среды».

Запрещается размещение на территории промысла нефтешламовых амбаров, содержимое имеющихся шламонакопителей подлежит переработке и утилизации с последующей рекультивацией земли на территории ликвидированных амбаров.

Обязательно должен осуществляться контроль через сеть инженерных (наблюдательных) скважин за состоянием подземных вод (по периметру месторождения).

Система нормирования сбросов загрязняющих веществ

Нормирование качества воды осуществляется в соответствии с физическими, химическими, биологическими (в том числе микробиологическими и паразитологическими) и иными показателями состава и свойств воды водных объектов, определяющими пригодность ее для конкретных целей водопользования и/или устойчивого функционирования экологической системы водного объекта в соответствии со статьями 20 и 21 Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды».

Расчетная величина норматива допустимого сброса тесно связана с числовым значением норматива качества вод водных объектов.

Нормативы качества воды разрабатываются для условий питьевого, хозяйственно-бытового и рыбохозяйственного водопользования, определяемых в соответствии с действующим законодательством.

Нормативы качества воды водного объекта включают:

• общие требования к составу и свойствам поверхностных вод для различных видов водопользования;
• перечень предельно допустимых концентраций (ПДК) веществ в воде водных объектов питьевого и хозяйственно-бытового водопользования;
• перечень ПДК веществ для водных объектов рыбохозяйственного значения.

При сбросе сточных вод или других видах хозяйственной деятельности, влияющих на состояние водных объектов, используемых для питьевых и хозяйственно-бытовых целей, нормативы качества вод или их природный состав и свойства выдерживаются на водотоках, начиная со створа, расположенного на 1 км выше ближайшего по течению пункта водопользования (водозабор для питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, места купания, организованного отдыха, территория населенного пункта и т.п. вплоть до самого места водопользования), а на водоемах — на акватории в радиусе 1 км от пункта водопользования.

В водохранилищах и в нижнем бьефе плотины гидроэлектростанции, работающей в резко переменном режиме, учитывается возможность воздействия на пункты водопользования обратного течения при резкой смене режима работы электростанции или прекращении ее работы.

При сбросе сточных вод или других видах хозяйственной деятельности, влияющих на состояние водных объектов рыбохозяйственного значения, нормативы качества поверхностных вод или их природные состав и свойства (в случае природного превышения этих нормативов) соблюдаются на протяжении всего участка водопользования, начиная с контрольного створа (контрольный створ — поперечное сечение водного потока, в котором контролируется качество воды), но не далее чем 500 м от места сброса сточных вод или расположения других источников загрязнения поверхностных вод (мест добычи полезных ископаемых, производства работ на водном объекте и т.п.).

 

 

В случае одновременного использования водного объекта или его участка для различных нужд для состава и свойств его вод принимаются наиболее жесткие нормы качества воды из числа установленных.

Для веществ, относящихся к 1-му и 2-му классам опасности при всех видах водопользования, НДС определяются так, чтобы для веществ с одинаковым лимитирующим признаком вредности (ЛПВ), содержащихся в воде водного объекта, сумма отношений концентраций каждого вещества к соответствующим ПДК не превышала 1.

Для сбросов сточных вод в черте населенного пункта НДС определяются исходя из отнесения нормативных требований к составу и свойствам воды водных объектов к самим сточным водам.

Если фоновая загрязненность водного объекта по каким-либо показателям не позволяет обеспечить нормативное качество воды в контрольном пункте, то НДС по этим показателям разрабатываются исходя из отнесения нормативных требований к составу и свойствам воды водных объектов к самим сточным водам.

Для тех веществ, для которых нормируется приращение к природному естественному фону, НДС определяются с учетом этих допустимых приращений к природному фоновому качеству воды.

В числе естественных факторов, формирующих качество воды, рассматриваются факторы, не входящие в хозяйственное звено круговорота воды, включающее возвратные воды всех видов (сточные, сбросные и дренажные).

При сбросе теплообменных вод ТЭС, АЭС и других подобных объектов НДС разрабатываются на уровне концентраций нормированных веществ в воде водного объекта в месте водозабора (при условии водопользования одним водным объектом) или соблюдения в сточных водах нормативов качества воды для вида водопользования, установленного на рассматриваемом участке водного объекта — приемника сточных вод.

 

 

Исходная информация для разработки проекта НДС может быть получена в территориальных органах Росгидромета или принята по данным организаций, имеющих лицензию на выполнение работ, связанных с получением требуемых данных.

Величины НДС разрабатываются и утверждаются для действующих и проектируемых организаций-водопользователей (приложения IV). Разработка величин НДС осуществляется как организацией-водопользователем, так и по его поручению проектной или научно-исследовательской организацией. Если фактический сброс действующей организации-водопользователя меньше расчетного НДС, то в качестве НДС принимается фактический сброс.

Величины НДС проектируемых и строящихся (реконструируемых) организаций-водопользователей определяются в составе проектов строительства (реконструкции) этих организаций. Если при пересмотре или уточнении ранее установленного НДС окажется, что проектное значение сброса строящейся (реконструируемой) организации-водопользователя меньше расчетного НДС, то в качестве НДС принимается проектное значение сброса.

При разработке НДС перерасчет массы вещества, сбрасываемого в час (г/час), на массу вещества, сбрасываемого в месяц (т/мес.), производится умножением допустимых концентраций вещества на объем сточных вод за соответствующий период (приложение IV).

НДС разрабатываются на пять лет. Пересмотр и уточнение НДС осуществляется до истечения срока их действия, в следующих случаях:

• при изменении более чем на 20% показателей, определяющих водохозяйственную обстановку на водном объекте (появление новых и изменение параметров существующих сбросов сточных вод и водозаборов, изменение расчетных расходов водотока, фоновой концентрации и др.);

— при изменении технологии производства, методов очистки сточных вод, параметров сброса;

— при утверждении в установленном порядке нормативов допустимого воздействия на водные объекты.

Пересмотр и уточнение ранее утвержденных НДС может быть произведен как одновременно для совокупности водопользователей, расположенных в бассейне водного объекта в пределах водохозяйственного участка, так и индивидуально, для каждого отдельного водопользователя (отдельного выпуска).

При сбросе сточных вод во внутренние морские воды и территориальное море Российской Федерации расчет НДС производится с учетом степени смешения и разбавления сточных вод морской водой при условии соблюдения требований и нормативов установленного вида водопользования.

Критерии эффективности обеззараживания сточных вод, отводимых в водные объекты и допустимые изменения состава воды в водоемах и водотоках после выпуска в них очищенных сточных вод приведены в приложении 3.

В соответствии сост. 44, 60 Водного кодекса Российской Федерации от 3 июня 2006 года № 74-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, № 23, ст.2381; № 50, ст. 5279; 2007, № 26, ст. 3075) запрещается сброс сточных и(или) дренажных вод в водные объекты:

— содержащие природные лечебные ресурсы;

— отнесенные к особо охраняемым водным объектам.

Запрещается сброс сточных и(или) дренажных вод в водные объекты, расположенные в границах:

— зон, округов санитарной охраны источников питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения;

— первой, второй зон округов санитарной (горно-санитарной) охраны лечебно-оздоровительных местностей и курортов;

— рыбоохранных зон, рыбохозяйственных заповедных зон.

При эксплуатации водохозяйственной системы запрещается:

— осуществлять сброс в водные объекты сточных вод, не подвергшихся санитарной очистке, обезвреживанию (исходя из недопустимости превышения нормативов допустимого воздействия на водные объекты и нормативов предельно допустимых концентраций вредных веществ в водных объектах), а также сточных вод, не соответствующих требованиям технических регламентов;

— производить забор (изъятие) водных ресурсов из водного объекта в объеме, оказывающем негативное воздействие на водный объект;

— осуществлять сброс в водные объекты сточных вод, в которых содержатся возбудители инфекционных заболеваний, а также вредные вещества, для которых не установлены нормативы предельно допустимых концентраций.

Перечень нормируемых веществ формируется на основе исходной информации об использовании веществ на конкретном предприятии и анализе данных о качестве исходной и сточной воды. Фактическое содержание загрязняющих веществ в сточных водах определяется как среднеарифметическое значение концентрации за год.

 

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЕ

Общие положения

 

Аварии в нефтяные и газовых скважинах рассматриваются как прекращение технологических процессов (добычи нефти и газа, бурения), вызванное прихватом или поломками бурового окважинного инструмента, колонны бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб; падением на забои насосных штанг, кабеля-каната, скважинных двигателей, приборов, замков, переводников и др. Анализ показывает, что подавляющее большинство аварий при эксплуатации и проводке скважин является следствием технологических нарушений и технических упущений.

Построение новой единой, более обоснованной классификации аварий позволит комплексно и целенаправленно решить вопросы создания стандартных технических средств для ловильных работ в добывающих скважинах. Наиболее характерные виды аварий:

1. Прихваты колонны насосно-компрессорных труб при добыче нефти, при промывке или заливке скважин.
2. Прихваты колонны бурильных труб при капитальном ремонте скважин, в том числе при зарезке и бурении второго ствола.
3. Поломка (падение) подъемных и промывочных (заливочных) насосно-компрессорных труб при добыче или промывочно-заливочных работах.
4. Поломка бурильных труб при капитальном ремонтескважин.
5. Прихват пакеров. .
6. Аварии, при которых в скважинах остаются центробежные насосы или их элементы, насосные штанги или скважинные насосы, геофизические приборы или устройства для исследования скважин, проволока, канат, кабель, в том числе кабель центробежного электронасоса, а также пакеры.

 

Стихийные бедствия, их характеристика и последствия

 

Сложно переоценить роль нефти в современной мировой экономике. Она является преимущественным сырьем для производства современных синтетических материалов, транспортных топлив, занимает важное место в структуре топливноэнергетических балансов, продукты ее переработки используются в производстве электроэнергии и тепла. Использование нефти определяет уровень экономического развития и жизни современного человека.

Вместе с тем следует отметить, что на всех стадиях нефтепользования, начиная от разведки и добычи нефти и кончая утилизацией ее отходов, в той или иной мере за счет разливов нефти, а также выбросов вредных веществ в атмосферу, водную сферу и на сушу происходит загрязнение окружающей среды, отрицательное воздействие на здоровье людей.

Важно подчеркнуть, что в принципе ни одна стадия нефтепользования не является безотходной и чем больший объем работ выполняется, тем интенсивнее образуются на этих стадиях нефтегенные потоки, сильнее их отрицательное влияние на окружающую среду. Аварийные ситуации при этом лишь усиливают и концентрируют это влияние.

Следует отметить, что основными причинами возникновения крупных аварий и катастроф в России в нефтяном комплексе, являются:

— низкий технический уровень и качество установленного оборудования, низкое качество строительно-монтажных, ремонтных работ и эксплуатации оборудования;

— недопустимо высокий уровень износа основных производственных фондов, включая производства с повышенным риском;

— нерациональное размещение производительных сил, приведшее к концентрации производств повышенного риска на небольших площадях.

В результате человеческих ошибок, несоблюдения техники безопасности, правил обслуживания трубопроводов происходят аварийные ситуации, которые, если вы работаете с нефтью или нефтепродуктами, выливаются в настоящие экологические катастрофы.

Разлив нефти даже в сравнительно небольших объёмах — экологическое бедствие, ущерб от которого очень сложно измерить и вообразить, так как оно не просто убивает животных и рыбу, но и существенно и надолго изменяет среду их обитания. Нефть — вещество очень долгого распада, и при попадании в воду больших объёмов она быстрыми темпами распространяется по поверхности воды вплоть до уровня, когда на поверхности воды образуется тонкая нефтяная плёнка толщиной один миллиметр, которая ограничивает поступление в воду воздуха, а также затрудняет добычу пищи птицам.

Для того чтобы не допускать катастроф, связанных с разливом нефти, необходимо соблюдать правила по технике безопасности. Однако если разлив уже произошёл, то первоочередной задачей является своевременное обращение в профессиональную службу по ликвидации разливов нефти.

Разливы нефти и нефтепродуктов классифицируются законодательством России как чрезвычайные ситуации и ликвидируются согласно действующему законодательству о «ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций». Основными методами ликвидации разливов нефти повсеместно в мире являются локализация нефти с помощью боновых заграждений, предотвращающих её растекание на большие акватории, и ликвидация нефтяных загрязнений механическим, термическим, физико-химическим или биологическим путём. Попытки любительской ликвидации даже небольших разливов несёт экологическую катастрофу в долгосрочном периоде.

Соблюдение мер безопасности, а также своевременные меры ликвидации разливов нефти являются минимально допустимыми для того, чтобы экологические катастрофы, связанные с разливом нефти, не повторялись в будущем.

Порядок оповещения населения и правила поведения при стихийных бедствиях, авариях, катастрофах

 

Оповестить население — значить предупредить его о стихийном бедствии, передать информацию о случившейся аварии или катастрофе. Для этого используются все средства проводной радио- и телевизионной связи.

Почти с полной уверенностью можно сказать, что нет ни одного дома, ни одной квартиры, где бы не было радиоприемника, телевизора или радиоточки. Вся эта система дополняется в городах развитой сетью электрических сирен, расположенных на крышах зданий и в ряде производственных помещений. Такая разветвленная сеть, густо насыщенная средствами связи, создает благоприятные условия для оповещения населения о возникновении чрезвычайных ситуаций, дает возможность быстро проинформировать о случившемся, рассказать о правилах поведения в конкретно сложившихся условиях.

Основным способом оповещения и информирования населения, находящегося в жилых помещениях, о надвигающейся опасности является передача речевых сообщений по сетям звукового вещания и телевидения.

Поэтому, услышав предупредительный сигнал «ВНИМАНИЕ ВСЕМ!», люди должны включать приемники проводного и беспроводного вещания, радиовещания и телевидения и прослушать официальную информацию о чрезвычайной ситуации и мерах по обеспечению собственной безопасности.

Речевая информация передается населению с перерывом программ вещания длительностью не более 5 минут.

На каждый случай чрезвычайных ситуаций, местные органы исполнительной власти, специально уполномоченные за безопасность населения и территории, совместно с управлениями МЧС РФ по делам ГО и ЧС заготавливают варианты текстовых сообщений, приближенные к своим специфическим условиям. Они заранее прогнозируют (моделируют) как вероятные стихийные бедствия, так и возможные аварии и катастрофы. Только после этого может быть составлен текст, более или менее отвечающий реальным условиям.

 

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

 

Расчет эксплуатационных затрат

 

Для обоснования расчетных данных была использована информация по фактическим и плановым экономическим показателям, сложившимся в данном регионе.

Так как при проведении физико-химических методов ОПЗ не создаются основные средства предприятия, то в расчётах затрат не будет учитываться оценка капитальных вложении.

Текущие затраты включают в себя:

— затраты на проведение ликвидационных мероприятии

— транспортные расходы

— расходы на электроэнергию

— заработную плату рабочих, проводивших ликвидацию

— эксплуатационные затраты

— заработную плату рабочих, обслуживающих базу предприятия

В расчетах на проведение одной скважино-операции в месяц при ликвидации принята норма — 120тыс руб. Количество скважино-операций – 40.

Оценка эксплуатационных расходов выполнена при учёте следующих показателей:

— обслуживание скважин,

— изоляционные работы,

— технологическая подготовка необходимых материалов.

При расчёте затрат на электроэнергию, использованы следующие данные:

— цена 1 к В/ч — 1,56 руб.

— расход на одну технологическую операцию — 13,83 кВ/ч

 

Краткая характеристика и организация работ

 

Работа бригад начинается с их укомплектования на базе предприятия. В самом началe вахты приезжают все мастера и ведущий инженер по КРС распределяем рабочих по бригадам.

В одну бригаду входят: Мастер, Бурильщик, Машинист подъемной установки. Машинист спец. машин; два Помбура, Водитель легкового автомобиля, предоставленного на необходимые для членов бригады выезды с месторождения.

С базы транспортная техника выезжает на куст и в случае переезда перевозит бригаду вместе с «жилым городком» на другой куст. «Жилой городок» включает в себя: два жилых вагончика; сушилка, для хранения рабочей одежды рабочих; инструменталка, в которой находится все необходимое для работы бригады; оборудование; приемные мостки, на которые в процессе работы будут укладываться трубы.

При приезде на другой куст Бурильщик выдает распоряжение двум Помбурам, и они производят расстановку «жилого городка», затем Мастер выдает задание бурильщику, и бригада монтирует подъемную установку около скважины, которую будут ликвидировать — процессом руководит Машинист.

Перед непосредственными технологическими операциями Мастер выдает план работ бурильщику, который в последствии и будет руководить всей работой. Бурильщик согласовывает свои действия с Машинистом и двумя Помбурами, и бригада приступает к работе.

В наличии бригады всегда имеются все необходимые в процессе ликвидации скважины инструменты (ключи, элеваторы, переводники, спайдеры, превенторы и т.д.); важнейшим фактором при работе является полная исправность и снабженность подъемной установки (тормозное устройство, хорошая освещенность, устойчивость подъемника при работе и т.д.)

В процессе работы Машинист управляет спуском и подъемом труб при помощи подъемной установки. Бурильщик работает с автоматическим ключом «Ойл-Кантри»; Помбуры осуществляют укладку труб на «крылья» приемных мостков. За всем технологическим процессом наблюдает Мастер, отвечающий за все требования безопасности при работе на месторождении.

Все остальные операции также осуществляются всей бригадой, за исключением Машиниста.

 

Обоснование продолжительности и трудоемкости работ

 

План работ по ликвидации скважин включает в себя:

1. Глущение. 2) Подьем НКТ. 3) Шаблонирование, отбивка забоя, промывка. 4) ГИС (АКЦ, СГДТ, ВЧТ. Прихватоопределитель). 5) Установка цементного моста — толщина пласта 20 м. 6) 03Ц. 7) Проверка прочности моста, разгрузка инструмента. 8) Опрессовка колонны. 9) Установка цементных мостов напротив других нефтеностных пластов. 10) Торпедирование или вырезание колонны по данным прихватоопределителя. 11) Извлечение колонны. 12) Установка цементного моста выше башмака вырезанной колонны на 50м. 13) ОЗЦ. 14) Проверка прочности моста. 15) Опрессовка кондуктора. 16) Установка деревянной пробки на трубах с диаметром 73мм на глубине 2м. 17) 3аливка цементом до устья. 18) Установка бетонной тумбы размером 111. 19) Установка репера.

 

Таблица 2 — Расчет трудоемкости работ.

 

Итого общая трудоемкость работ составляет 275. 474

 

Обоснование экономических затрат на проведение мероприятия (ликвидация скважин)

 

Состав затрат: Расходы на основную и дополнительную заработную плату; единый социальный налог (ЕСН) 28%; амортизация основных фондов; транспортные расходы; расходы на материалы; цеховые расходы — 17% от основных.

 

Расчёт затрат на используемые материалы

 

Таблица 3 — Расходы на материалы.

 

Итого: общие расходы на материалы составляют 122472 рублей.

 

Расчёт затрат на транспорт

 

Таблица 4 — Транспортные расходы.

 

Итого: общие транспортные расходы составляют 164400 рублей.

 

Расчёт затрат на оплату труда

 

Таблица 5 — Расходы на оплату труда

 

Заработная плата бурильщика:

Оплата по тарифу= Тар.ставка*Трудоемкость= 13300 рублей;

Доплата 30%= Оплата по тарифу*0,3= 3990 рублей;

Премия 50%= Оплата по тарифу*0,5= 6650 рублей;

Региональный коэффициент 70%= (Оплата по тарифу+ доплата + премия)*0,70= (13300+3990+6650)*0,7= 16758 рублей;

З/П бурильщика= Оплата по тарифу+доплата+премия+регио-нальный коэффициент= 13300+3990+6650+16758= 40698 рублей.

З/П старшего помбура:

Оплата по тарифу= Тар.ставка*Трудоемкость= 11050 рублей;

Доплата 30%= Оплата по тарифу*0,3= 3315 рублей;

Премия 50%= Оплата по тарифу*0,5= 5525 рублей;

Региональный коэффициент 70%= (Оплата по тарифу+ доплата + премия)*0,70= (11050+3315+5525)*0,7= 13923 рублей;

З/П старшего помбура= Оплата по тарифу+доплата+премия+регио-нальный коэффициент= 11050+3315+5525+13923= 33813 рублей.

З/П младшего помбура:

Оплата по тарифу= Тар.ставка*Трудоемкость= 9440 рублей;

Доплата 30%= Оплата по тарифу*0,3= 2832 рублей;

Премия 50%= Оплата по тарифу*0,5= 4720 рублей;

Региональный коэффициент 70%= (Оплата по тарифу+ доплата + премия)*0,70= (9440+2832+4720)*0,7= 11894 рублей;

З/П младшего помбура= Оплата по тарифу+доплата+премия+регио-нальный коэффициент= 9440+2832+4720+11894,4= 28886 рублей.

З/П машиниста подъемника:

Оплата по тарифу= Тар.ставка*Трудоемкость= 7020 рублей;

Доплата 30%= Оплата по тарифу*0,3= 2106 рублей;

Премия 50%= Оплата по тарифу*0,5= 3510 рублей;

Региональный коэффициент 70%= (Оплата по тарифу+ доплата + премия)*0,70= (7020+2106+3510)*0,7= 8845 рублей;

З/П машиниста подъёмника =

= Оплата по тарифу+доплата+премия+регио-нальный коэффициент =

= 7020+2106+3510+8845,2 = 21481 рублей.

З/П машиниста спец. машины:

Оплата по тарифу= Тар.ставка*Трудоемкость= 5940 рублей;

Доплата 30%= Оплата по тарифу*0,3= 1782 рублей;

Премия 50%= Оплата по тарифу*0,5= 2970 рублей;

Региональный коэффициент 70% = (Оплата по тарифу+ доплата + премия)*0,70 = (5940+1782+2970)*0,7 = 7484 рублей;

З/П машиниста спец. Машины =

= Оплата по тарифу+доплата+премия+регио-нальный коэффициент =

= 5940+1782+2970+7484,4 = 18176 рублей.

З/П машиниста легкового автомобиля:

Оплата по тарифу= Тар.ставка*Трудоемкость= 4800 рублей;

Доплата 30%= Оплата по тарифу*0,3= 1440 рублей;

Премия 50%= Оплата по тарифу*0,5= 2400 рублей;

Региональный коэффициент 70% = (Оплата по тарифу+ доплата + премия)*0,70 = (4800+1440+2400)*0,7 = 6048 рублей;

З/П машиниста легкового автомобиля= Оплата по тарифу+доплата+ премия+региональный коэффициент= 4800+1440+2400+6048= 14688 рублей.

Общая зарплата всех рабочих бригады составляет 157746 рублей.

 

Расчет отчислений во вне бюджетные государственные фонды (ЕСН)

ЕСН составляет= 157746*0,28= 44168,88 рублей,

где 28% — ставка ЕСН.

 

Сводная смета затрат на проведение мероприятий по ликвидации скважин

 

Таблица 6 — Смета затрат на проведение мероприятий

 

Итого общая смета затрат на проведение мероприятия составляет 571880,65 рублей.

Расчёт показателей экономической эффективное проведения методов ликвидации скважин

 

Для расчета объема прибыли от реализации продукции (∆В), следует умножить объём дополнительно ликвидированных скважин (Qдоб) на иену нефти (Цср) и на время работы в соответствующем году (Т):

∆В = ∆Q, ЧЦсрЧТ (1)

 

Таблица 7 – Выручка от реализации

 

Налог на прибыль определяется по формуле:

 

Нпр = (∆В-З)*n

 

где В — выручка, млн. руб.,

З- общие затраты, млн. руб.,

п — ставка налога, равная 24 % .

Нпр = (373,1-0,57188065)*0,24 = 89,41 млн. руб.

Так как при проведении методов ликвидации не создается основных средств, то налог на имущество принимается равным нулю.

В расчётах приняты следующие условия конъюнктуры рынка

► цена нефти при реализации на внутреннем рынке -7966,4 руб/т,

► иена нефти при реализации на экспорт — 10257 руб/т,

► доля продаж на экспорт — 30%

Цср=8653,58 руб/т

 

Таблица 8 — Основные показатели экономической эффективности

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

На территории России за весь период разведки и эксплуатации недр глубоким бурением на нефть и газ было пробурено около 1 500 000 скважин разного типа с пиковыми объемами бурения в 60–80-х годах, большая часть которых была ликвидирована. В настоящее время часть этих законсервированных и ликвидированных скважин переходит в аварийное состояние, начиная представлять реальную опасность для окружающей среды: время разрушает цементные мосты, коррозия — колонны и устьевое оборудование, теряется герметичность и возникают разливы нефти и рассолов, давление газа в заколонном и межколонном пространствах обуславливает возможность возникновения открытых фонтанов. Образуются водоемы минерализованных вод, происходит засоление почв, образование болот. Создается ситуация, когда необратимо теряются ценные минеральные ресурсы, ухудшается экосистема окружающей среды.

Скважины, которые исполнили свое прямое назначение или по каким-либо причинам не могут быть эксплуатированы, подлежат консервации и ликвидации. Данный процесс состоит их трех этапов. Первый этап — это разработка и оформление необходимой сопроводительной документации на ликвидацию. Второй этап — это непосредственно сама ликвидация скважин. Третий этап — заключительный акт о выполненных работах.

В данном проекте рассмотрены особенности технологии, нормативно-правовые аспекты ликвидации скважин, разобрана нормативно-техническая документация, приведены причины ликвидации скважин, а также приведены нормативы и порядок ликвидации скважин различных категорий.

В данной дипломной работе, проведена экономическая оценка эффективности проведения мероприятий по ликвидации скважин на Повховского месторождении.

Полученные положительные значения показывают, что в течении экономического жизненного цикла инвестиций денежные поступления превысят общую сумму вложений. Отрицательных значений по данному проекту не получено. В результате произведенного анализа чувствительности проекта к риску было рассчитано изменение ЧТС при различных вариациях таких факторов, как обьем работ, иены на продукцию, ставки налога на прибыль и стоимости работ.

Таким образом, представленный проект ликвидации скважин на Повховского месторождении является эффективным и экономически выгодный, его рекомендуется применять и в дальнейшем на рассматриваемом участке залежи.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1. РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. — Взамен РД 08-347-00, РД 08-125-96, РД 08-71-94
2. Закон РФ №2395-1 «О недрах» от 21 февраля 1992 года
3. «Положение о порядке предоставления права руководства горными работами…», утверждено Постановлением Госгортехнадзора России 19.11.97 № 43 и зарегистрировано в Минюсте России 18.03.98 № 1487
4. «Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России», утверждено Постановлением Госгортехнадзора России 30.04.2002 № 21 и зарегистрировано в Минюсте России 31.05.2002, № 3489

---

1 2 3 4