Выбор параметров оборудования при гидравлическом разрыве пласта

 

 

 

 

 

Таблица 3.5.

Расчет основных вложений по показателям

 

наименование работ и затрат	количество	Стоимость единицы тыс.	Стоимость всего тыс.
Строительство скважин надземное строительство	304	300	91200
Обустройство нефтяных скважин	244	42	10248
Прочие объекты промысла %	5%	77308	3865
наименование работ и затрат	количество	Стоимость единицы тыс.	Стоимость всего тыс.
Итого промысел			81173
Итого ЦППН			43390
Итого инфраструктура			8552

 

 

 

3.6 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий ГРП

 

ГРП проводилась на одной скважине при помощи агрегата 4АН-700.        Расход жидкости до ГРП q1= 3т/сут, после q2= 27.5 т/сут.

1.Объем дополнительной  нефти определяется по этой формуле

 

 

где: QФ- точный объем добытой нефти в период эффективного времени после проведения мероприятий.

Стабильный прирост расхода после проведения мероприятий:

 

 

где: q2 – среднесуточный дебит нефти после проведения мероприятий т/сут;

  ТЭ-эффективное время используемой скважины, дни;

   КЭ –коэффицент эффективности; КЭ=0,98.

 

Получаем:

                                  .

 

QT –Прогнозируемый объем добычи нефти до проведения мероприятий: 

 

                                                                               

 

где: q1 – среднесуточный дебит нефти до проведения мероприятий т/сут;

 

Получаем:

 

 

QП – расход нефти для приготовления на один день:

 

 

Получаем:

                                                                                      

 

QР –расход нефти во время проведения мероприятий (QР = 10т).

Объем дополнительной нефти:

 

 

 

1. Дополнительные капитальные  вложения равны общей стоимости  нижеследующих инструментов

 

Таблица 3.6.

 Цены на инструменты

 

Название инструментов	Тыс. тенге
1.  Агрегаты 4АН- 700	10548
2. Блок монифольд 1БМ – 700	3456
3. Пескосмеситель ЗПА	4500
4. Вспомогательные агрегаты ЦА - 300	10080
5. Автомашина ГАЗ – 63	720
6. Пакер	108
7. Якорь	36
8. Устьевая арматура 1АУ-700	144
Всего	29592

 

  

Расходы на дополнительные использования состоят из расходов на дополнительную добычу нефти и расходов на переработку (подготовительно-завершающие работы, исследование скважин и ГРП).

 

1) Цены на подготовительно-завершающие  работы:

 

                                                

где: а –  цена на подземный ремонт, тенге;

  t1 –время работы бригады, час.

 

Получаем:

 

 

2) Расходы на исследования  скважины (до и после переработки):

 

                                                                  

где: G – цена работы специального агрегата в час, тенге;

   t2 – время работы, час;

   P2 –, тенге; расход на вызов партии и на его возврат к скважине.

 

Получаем:

 

 

Расходы на ГРП:

 

                                                  

 

где: РГР = 14000000 тенге –цена гидроразрыва ;

  РЭ –цена на электроэнергию;

   РМ –  цена на материалы

   РА - амортизация установок

ЗПА  пескосмеситель 4,6 квт/час

Электроэнергия 5,09 квт/счас

 

 

            

Таблица 3.7.

Цены на материалы для ГРП

 

Название материалов	Расход	Цена в тенге
Песок	3 тонны	2931
Вода	53м3	1219
Нефть	9 м3	141839
Асфальтит	0,5 м3	4672

 

 

Получаем:

 

           

 

                                                                              

 

где: Na – норма амортизации;

  СПЕР – стоимость баланса.

 

Получаем:

                 

 

 

            

 

 

 

 

 

 

             

 

 

           

 

 

                  

 

 

 

 

               

 

 

В итоге расходы на ГРП равны:

 

РГРП= 14000000+562+150661+1875=14151410  тенге

 

 

3) Расходы по извлечению  дополнительной  нефти:

 

                            

где: СЭ – 1 квт*час   цена на электроэнергию, тенге

  ЕД -расход электроэнергии на переработку 1 т нефти;

  ЕП –расход электроэнергии на закачку 1 т, квт*час.

 

Получаем:

 

 

 

Основные эксплуатационные затраты использованные при ГРП:

 

 

 

Получаем:

 

 

 

Дополнительная себестоимость переработанной нефти:

 

 

                                     

Годовая эффективность ГРП:

 

                                     

где: Ц – цена 1т нефти по себестоимости = 6960 тенге.

 

Получаем:

 

 

 

Таблица 3.8.

Годовая экономичечкая эффективность после проведения ГРП за 2013г

 

Показатели
1. Объем добытой нефти  за год, тонна	1073,1
2. Прирост объема добытой  нефти, тонна	8750,65
3. Капитальные вложения, тенге	29592000
4.Дополнительные капитальные  вложения, тыс. Тенге	295,92

 

 

Показатели
5. Эксплуатационные затраты , тенге	22667402
6. Себестоимость добытой  нефти, тенге тонна	6960
7.Годовая экономическая  эффективность, тенге	38237122
5. Эксплуатационные затраты , тенге	22667402

Продолжение таблицы 3.8 – Годовая экономичечкая эффективность после проведения ГРП за 2013г

Продолжение таблицы 3.8 – Годовая экономичечкая эффективность после проведения ГРП за 2013г

 

 

По полученным данным находим рентабельность и окупаемость проведения ГРП:

 

 

 

 

 

 

 

(6,5 года)

(для мероприятий  повышающих технику безопасности).

По расчетам при проведении ГРП окупаемость составит  около 10 лет. Отсюда можно сделать вывод, что если не вводить дополнительных методов и средств, повышающих технику безопасности (т.е. усиленная запорная арматура, муфтовые соединения, усиленные шланги, трубопроводы) то срок окупаемости составит 6,5 лет. Однако если эти факторы учитывать, то срок окупаемости увеличится до 10 лет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Охрана труда

 

4.1 Законодательство  РК об охране труда

 

Согласно ЗРК "О промышленной безопасности на опасных производственных объектах" [15] указано, что нефтегазовые месторождения относятся к опасным производственным объектам, на которых производится государственный, промышленный надзор и контроль в области промышленной безопасности в соответствии с законодательными актами РК.

В соответствии со статьей 13-1 ЗРК "О промышленной безопасности на опасных производственных объектах" [15] на опасном производственном объекте должен быть разработан план ликвидации аварий.

 План ликвидации аварий содержит:

1) оперативную часть;

2)распределение обязанностей между персоналом, участвующим в ликвидации аварий, последовательность их действий;

3) список должностных лиц и  учреждений, оповещаемых в случае  аварии и участвующих в ее  ликвидации.

План ликвидации аварий утверждается руководителем организации и согласовывается с аварийно-спасательными службами и формированиями.

Из статьи 315 Трудового кодекса РК [14] следует, что работник обязан:

1) немедленно сообщать своему  непосредственному руководителю  о каждом несчастном случае, происшедшем  на производстве, признаках профессионального  заболевания (отравления), а также  о ситуации, которая создает угрозу  жизни и здоровью людей;

2) проходить обязательные периодические  медицинские осмотры и предсменное медицинское освидетельствование, а также медицинское освидетельствование для перевода на другую работу по производственной необходимости либо при появлении признаков профессионального заболевания;

3) применять и использовать по  назначению средства индивидуальной  и коллективной защиты, предоставляемые  работодателем;

4) выполнять предписанные медицинскими  учреждениями лечебные и оздоровительные  мероприятия в случае их финансирования  работодателем;

5) соблюдать требования норм, правил  и инструкций по безопасности  и охране труда, а также требования  работодателя по безопасному  ведению работ на производстве.

В согласии со статьей 30-2. Мероприятия по предотвращению аварий и иных опасных ситуаций в процессе проведения нефтяных операций. ЗРК «О нефти» [16] подрядчик обязан предпринимать все необходимые меры по предотвращению аварий и иных опасных ситуаций, создающих угрозу жизни и здоровью людей и окружающей среде, а также угрозу уничтожения собственности в процессе проведения нефтяных операций.

 

4.2 Анализ опасных и вредных факторов

 

Месторождение Кумколь располагается в пределах 46°15′-46°45′ северной широты  и 65°15′-65°30′ восточной долготы в зоне северных континентальных пустынь Карагандинской области в Улутауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование Кызылординской области.

Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов с абсолютными отметками рельефа 106-109 м над уровнем моря.

Климат района – резкоконтинентальный с большими сезонами и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры - +30 + 35 0С, минимальные зимние – до –38 – 40 0С.

При проведении ГРП на месторождении возникают  следующие  опасные факторы:

1) Сосуды под давлением:

• компрессоры (от 15 до 35 МПа)
• трубопроводы ( от 0,2 до 1 МПа)
• насосные установки (до 70МПа)
• блендер подача жидкости (до 0,22 МПа)
• блок манифольдов  (до 70 МПа)
• устьевая арматура (от 32 до 70 МПа)
• пакер (от 50 до 100 МПа)

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа. Высокое давление при проведении ГРП наиболее опасный фактор. Высокое давление  активно воздействуют на оборудование, на производственные помещения и конечно, в большей части, смертельно на жизнь рабочего персонала. Разрушение линии высокого давления может привести утечке жидкости разрыва, которая в свою очередь в силу того, что она является токсичным веществом, может оказать отравляющее воздействие на рабочего, а разрыв компрессорной установки может привести к разрушению дорогостоящего оборудования и травмам оператора следящего за процессом ГРП [12].

2) Сильно действующие  ядовитые вещества.

При добыче нефти, газа и газоконденсата возможны промышленные выбросы газа, паров нефти и конденсата через продувочные свечи, факельные стояки, дыхательные клапаны резервуаров и предохранительные клапаны. Конденсат выбрасывается из конденсатосборников на низких участках трассы газопроводов. Кроме того, происходят случайные утечки при неисправностях технологического оборудования (насосов, печей, сепараторов, теплообменников) и коммуникаций (нефте- и газопроводов).

 

 

 

 

Таблица 4.1.

 Основные ядовитые  и опасные вещества в процессе  добычи и переработки нефти  и газа.

 

Наименование вещества	ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3	ПДК в воздухе  населенных пунктов
		максимальная разовая, мг/м3	Среднесуточная, мг/м3
Сероводород H2S	10.0	0,008	0.008
Сероводород + углеводороды С1- С5	3.0	-	-
Диоксид серы	10.0	0.5	0.05
Триоксид серы	1.0	0,5	0.05
Диоксид углерода СО2	9000.0	-	-
Оксид углерода СО	20.0	5.0	3.0
Диоксид азота NО2	2,0	0,085	0.04
Оксид азота NO	30,0	0.6	0,06
Аммиак	20.0	0.2	0,04
Хлор С12	1.0	0.1	0.03
Нефть и нефтепродукты	10.0	-	-
Углероды алифатические предельные	300.0	-	-
Бензин топливный в пересчете на углерод	100.0	0.05	0,05
Сероуглерод СS2	10,0	0.03	0,005