Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

волы.

Таблица 32. Основные технико-экономические показатели по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Показатель	Годы
	2001	2002	2003
1 Добыча нефти, тыс. т	906,0	918,8	914,1
2 Сдача нефти, тыс. т	899,4	914,0	907,7
3 Добыча газа, тыс. м3	22480	23575	23930
4 Добыча жидкости, тыс. т	7909,3	7197,4	6565,2
5 Закачка воды, тыс. м3	7198,6	6788,4	6410,2
6 Ввод новых нефтяных скважин, скв	12	18	13
7 Ввод нефтяных скважин из бездействия, скв	93	34	10
8 Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин	0,951	0,962	0,967
9 Товарная продукция, тыс. руб.	1195769	1337602	1102744
10 Валовая продукция, тыс. руб.	1275459	1414862	1106390
11 Численность работников всего, чел.	3277	2974	2821
в том числе финансируемая от реализации нефти	2927	2786	2635
12 Производительность труда, руб./чел.	494747	569500	492198
13 Удельная численность на 1 среднедействующую скважину, чел./скв	2,086	1,919	2,007
14 Среднемесячная зарплата всего, руб.	7960	9137	10328
в том числе финансируемая от реализации нефти	7225	9123	10286

4.2 Анализ себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ «Туймазанефть»

Себестоимость продукции отражает величину текущих затрат имеющих производственный некапитальный характер, обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии. Она представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат на производство и реализацию продукции.

В таблице 33 представлена себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год.

Таблица 33. Себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год

Статья затрат	Всего затрат, тыс. руб.	Затраты на одну тонну нефти, руб.	В том числе
			Условно-постоянные расходы, руб.	Условно-переменные расходы, руб.
1 Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти	66985	73,28	39,57	33,71
2 Расходы по искусственному воздействию на пласт	125177	136,94	34,24	102,70
3 Основная зарплата производственных рабочих	18575	20,32	20,32	-
4 Отчисления на социальные нужды	6545	7,16	7,16	-
5 Амортизация скважин	21829	23,88	23,88	-
6 Расходы по сбору и транспортировке нефти	84728	92,69	52,37	40,32
7 Расходы по технологической подготовке нефти	32597	35,66	24,75	10,91
8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	573899	627,83	627,83	-
9 Цеховые расходы	18657	20,41	20,41	-
10 Общепроизводственные расходы	135022	147,71	147,71	-
11 Прочие производственные расходы	22340	24,44	1,01	23,43
– на содержание дорог	841	0,92	-	0,92
– плата за землю	20549	22,48	-	22,48
– плата за выброс вредных веществ	27	0,03	-	0,03
– плата за воду	923	1,01	1,01	-
Производственная себестоимость:
– валовой продукции	1106354	1210,32	999,25	211,07
– товарной продукции	1098643	1210,36	-	-

Цена реализации нефти НГДУ в 2003 году составляла 1725 руб./т, действующий фонд скважин на 01.01.2004 года – 1341 скважина.

Валовая продукция НГДУ за 2003 год составила 914,1 тыс. т нефти, товарная продукция – 907,7 тыс. т нефти. Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов в себестоимости нефти составили 82,6% и 17,4% соответственно.

Таким образом, полная себестоимость одной тонны товарной нефти в НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год составляет 1210,36 рубля.

Основной задачей НГДУ в ситуации, когда рентабельность разработки месторождений находится на низком уровне, является уменьшение себестоимости продукции. Это достигается путем увеличения объемов производства и реализации, либо уменьшением затрат по отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшие затраты.

Ввиду истощения запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ, и отсутствия воспроизводства минерально-сырьевой базы, говорить о значительном наращивании производства на данном уровне развития техники и технологий не приходится.

Проанализировав статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связаны содержанием и эксплуатацией оборудования (51,8%), с искусственным воздействием на пласт (11,3%), общепроизводственными расходами (12,2%), расходами на электроэнергию по извлечению нефти (6,1%) и с расходами по сбору и транспортировке нефти (7,7%).

Также в себестоимости значительна доля условно-постоянных затрат, не зависящих от объема производства. Снижение условно-постоянных затрат – основное направление снижения себестоимости продукции.

4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине

Оценка экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважин, покрывать ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по ним, а также некоторый чистый текущий доход.

Экономическая целесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системой показателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых в рыночной экономике при принятии инвестиционных проектов.

Для оценки экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие основные показатели эффективности:

– чистый поток денежных средств;

– аккумулированный поток денежных средств;

– чистый дисконтированный доход;

– внутренняя норма доходности;

– период окупаемости капитальных вложений;

– индекс доходности.

Каждый из перечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуривание боковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическую эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей.

К реализации могут быть приняты только те мероприятия, у которых:

– чистая настоящая стоимость больше нуля;

– индекс прибыльности не меньше единицы;

– внутренняя ставка рентабельности больше ставки дисконтирования;

– срок окупаемости минимален.

4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине

1 Выручка от реализации продукции.

В=Цн·Qн, (42)

где В-выручка от реализации нефти, добытой из бокового ствола, тыс. руб.;

Цн – цена реализации без НДС, тыс. руб./т;

Qн – объем добычи нефти из бокового ствола, тыс. т.

2 Эксплуатационные затраты на добычу нефти.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с нормативами текущих затрат и объемными технологическими показателями, представленными в таблицах 34 и 35. Нормативы эксплуатационных затрат рассчитываются на основе калькуляции затрат на добычу нефти за период (квартал), предшествующий планируемым технологическим показателям (таблица 33).

2.1 Затраты на энергию по извлечению нефти.

Зэ=Nн·Qн, (43)

где Nж – удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти, руб./т;

Qн – объем добычи нефти, тыс. т.

2.2 Затраты на закачку воды.

Зппд=Nппд·Qн, (44)

где Nппд – удельный норматив условно-перемнных затрат на закачку воды, приходящейся на 1 тонну добычи нефти, тыс. руб./т;

Qн – объем добычи нефти, тыс. т.

2.3 Затраты на сбор и транспорт нефти.

Зт=Nт·Qн, (45)

где Nт – удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспорт нефти, тыс. руб./т.

2.4 Затраты на технологическую подготовку нефти.

Зп=Nп·Qн, (46)

где Nп – удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, тыс. руб./т.

2.5 Затраты на содержание и обслуживание оборудования.

Зс=Nс·n, (47)

где Nс – удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв;

n – количество действующих скважин на 01.01.2004 года.

2.6 Общехозяйственные расходы.

Зх=Nх·n, (48)

где Nх – удельный норматив общехозяйственных расходов, приходящихся на одну скважину, тыс. руб./скв.

2.7 Суммарные текущие затраты.

З= Зэt+ Зппд+ Зт+ Зп+ Зс+ Зх (49)

3 Налоги и платежи, входящие в себестоимость.

3.1 Налог на пользование природными ресурсами.

Нр=hр· Qн, (50)

где hр – ставка налога на пользование природными ресурсами (340 руб./т).

3.2 Социальные отчисления.

Нс=ЗПср·12·Ч·n·hс, (51)

где ЗПср – среднемесячная зарплата работников, тыс. руб.;

12 – количество месяцев в году;

Ч – удельная численность работников, чел./скв;

n – количество скважин с БС;

hс – ставка налога (36,5%).

3.3 Плата на содержание дорог.

Пд=hд· В, (52)

где hд – ставка налога (0,1%).

3.4 Прочие отчисления.

Пп=hп·Фскв, (53)

где hп – суммарная ставка прочих отчислений (1,13%);

Фскв – стоимость скважины с БС, тыс. руб.

3.5 Всего платежей и налогов.

Н= Нр+ Нд+ Нп+ Нс, (54)

4 Суммарные текущие затраты с налогами и платежами.

З1= З+ Н (55)

5 Амортизация основных фондов (скважины).

, (56)

где Фскв – стоимость скважиы с БС, тыс. руб.;

На – годовая норма амортизации (6,7%).

Амортизация включается в состав затрат на добычу только для определения налогооблагаемой базы, а при формировании потока денежных средств не учитывается.

6 Всего затрат.

З2= З1+А (57)

7 Прибыль от реализации.

Прибыль от реализации – это совокупный доход предприятия, который определяется как разница между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами, включающими амортизационные отчисления и налоги, входящие в себестоимость, с вычетом налога на добавленную стоимость.

Преал=В-З2 (58)

8 Балансовая прибыль.

Пбал=Преал+Ппр+Пвр, (59)

где Ппр – прочая прибыль, Ппр=0 руб.;

Пвр – внереализационная прибыль, Пвр=0 руб.

9 Налог на имущество.

Ним=hим·Фостt, (60)

где hим – ставка налога (2%);

Фостt – остаточная стоимость основных фондов в t году, тыс. руб.

Фостt=Фосн-ΣАt, (61)

где Фосн – стоимость основных фондов, тыс. руб.;

ΣАt – сумма амортизационных отчислений скважин предшествующих периодов, тыс. руб.

10 Налогооблагаемая прибыль.

Пно=Преал-Ним (62)

11 Налог на прибыль.

Нпр=hпр·Пно, (63)

где hпр – ставка налога (24%).

12 Чистая прибыль.

Пч=Пно-Нпр (64)

13 Эффективность инвестиций.

13.1 Чистый поток денежных средств.

Чистый поток денежных средств является результатом притока и оттока реальных денег на каждом шаге проекта (мероприятия).

Источником притока денежных средств является выручка от реализации продукции. Отток реальных денег – это издержки в составе себестоимости, налоги, отражающиеся на финансовом результате, и инвестиции в мероприятие.

ЧПД=(Вt-Сt-Тt) – lt, (65)

где Вt – выручка от реализации продукции в t году, тыс. руб.;

Сt – издержки в составе себестоимости в t году, тыс. руб.;

Тt – сумма налогов в t году, тыс. руб.;

lt – затраты на зарезку бокового ствола, тыс. руб.

13.2 Аккумулированный поток денежных средств

Накопление ежегодных значений чистого потока денежных средств образует аккумулированный поток денежных средств.

(66)

13.3 Чистый дисконтированный доход.

, (67)

где Зt* – затраты в году t без капвложений и амортизации, тыс. руб.;

αt – коэффициент дисконтирования;

К – капитальные вложения, тыс. руб.

13.4 Коэффициент дисконтирования.

, (68)

где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (норма дисконта), Е=0,1;

tр – первый год расчетного периода, к которому приводятся стоимостные показатели.

13.5 Индекс доходности.

Индекс доходности (ИД) показывает, во сколько раз приведенный эффект превышает приведенные капвложения.

(69)

Если ИД>1, проект эффективен, если ИД<1 – проект неэффективен.

13.6 Срок окупаемости.

Срок окупаемости (Ток) – это период, начиная с которого все затраты (капитальные и текущие), связанные с мероприятием, покрываются суммарными результатами его осуществления.

Сначала определяется сумма дисконтированных остатков денежных средств (накопленных эффектов) – St. Из этого ряда последовательных значений накопленных эффектов выбирают два, удовлетворяющих условию St<K<St+1.

(70)

13.7 Внутренняя норма доходности.

Внутренняя норма доходности (ВНД) – это такая расчетная ставка нормы дисконта (Евнд), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капвложениям, т.е. доход от инвестиций равен этим инвестициям и проект является окупаемым.

(71)

4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по прогнозным данным эксплуатации скважины

Исходными данными для расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине №1554 являются прогнозные показатели работы скважины (таблица 34) и удельные нормативы затрат на на добычу 1 тонны нефти (таблица 35). Стоимость бурения бокового ствола в скважине №1554 составляет 2891,53 тыс. руб.

Таблица 34. Прогнозные показатели эксплуатации скважины №1554

Год	Дебит нефти, т/сут	Годовая добыча нефти, т	Накопленная добыча нефти, т
2004	6,14	1778,13	1778,13
2005	4,79	1329,72	3107,85
2006	3,54	981,63	4089,48
2007	2,64	733,85	4823,33
2008	2,11	586,39	5409,72
2009	1,94	539,24	5948,96

Таблица 35. Удельные нормативы затрат

Норматив затрат	Значение
Удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти на поверхность, руб./т	33,71
Удельный норматив условно-переменных затрат на поддержание пластового давления (на 1 т нефти), руб./т	102,70
Удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспортировку нефти, руб./т	40,32
Удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, руб./т	10,91
Удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв	427,96
Удельный норматив общехозяйственных расходов, тыс. руб./скв	100,69
Удельная численность работников, чел./скв	2,00
Среднемесячная зарплата работников, тыс. руб./мес	10,33

Таблица 36. Расчет себестоимости добычи нефти

Год	Стоимостная оценка добычи нефти, тыс. руб.	Текущие затраты, тыс. руб.
		Затраты на электроэнергию, Зэ	Затраты на ППД, Зппд	Затраты на сбор и транспортировку нефти, Зт	Затраты на технологическую подготовку нефти, Зп	Затраты на содержание и экусплуатацию оборудования, Зс	Общехозяйственные расходы, Зх	Всего текущих затрат
2004	3067,05	59,94	182,60	71,69	19,40	427,96	100,69	862,27
2005	2292,53	44,80	136,49	53,59	14,50	427,96	100,69	778,02
2006	1692,23	33,07	100,75	39,55	10,70	427,96	100,69	712,73
2007	1264,43	24,71	75,28	29,55	8,00	427,96	100,69	666,19
2008	1010,85	19,75	60,18	23,63	6,39	427,96	100,69	638,61
2009	929,78	18,17	55,36	21,73	5,88	427,96	100,69	629,79
2004	2891,53	604,52	3,07	90,47	32,67	694,99	1557,27	193,73	1751,00	984,815
2005	2697,80	451,86	2,29	90,47	32,67	542,33	1320,36	193,73	1514,09	1139,27
2006	2504,06	333,54	1,69	90,47	32,67	424,01	1136,74	193,73	1330,47	1356,24
2007	2310,33	249,22	1,26	90,47	32,67	339,69	1005,88	193,73	1199,62	1636,58
2008	2116,60	199,24	1,01	90,47	32,67	289,71	928,32	193,73	1122,05	1914,77
2009	1922,87	183,26	0,93	90,47	32,67	273,73	903,52	193,73	1097,25	2035,72

Таблица 37

Расчет прибыли от реализации нефти

Год	Прибыль от реализации нефти (без НДС), тыс. руб.	Налог на имущество, тыс. руб.	Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб.	Налог на прибыль, тыс. руб.	Чистая прибыль, тыс. руб.
2004	1316,05	57,83	1258,22	301,97	956,25
2005	778,43	53,96	724,48	173,87	550,60
2006	361,75	50,08	311,67	74,80	236,87
2007	64,81	46,21	18,60	4,46	14,14
2008	-111,20	42,33	-153,54	-36,85	-116,69
2009	-167,48	38,46	-205,94	-49,42	-156,51

Таблица 38. Расчет потока денежных средств

Годы	Инвестиции, тыс. руб.	Чистый поток денежных средств, тыс. руб.	Аккумулированный поток денежных средств, тыс. руб.	Коэффициент дисконтирования	Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	Индекс доходности	Срок окупаемости, годы	Внутренняя норма доходности
2004	2891,53	-1741,55	-1741,55	1,00	-1381,75	-1381,75	1,05	3,95	0,25
2005	-	744,34	-997,21	0,91	883,79	-497,96
2006	-	430,60	-566,61	0,83	459,08	-38,88
2007	-	207,87	-358,74	0,75	194,25	155,37
2008	-	77,05	-281,69	0,68	56,37	211,73
2009	-	37,22	-244,47	0,62	16,30	228,04

Расчет предполагаемого экономического эффекта от бурения бокового ствола в скважине №1554 в 2004 году показывает, что при прогнозных значениях добычи нефти и при неизменных базисных ценах 2003 года проект является эффективным. Срок окупаемости проекта – 3,95 года, индекс доходности > 1, чистый дисконтированный доход составляет 228,04 тыс. руб., внутренняя норма доходности равна 0,25 и больше нормы дохода на вкладываемый капитал (Е=0,1).

Затраты на данное мероприятие оправданы и можно ставить вопрос о внедрении этого инвестиционного проекта.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа

При разработке нефтяных месторождений НГДУ «Туймазанефть» на людей, экологические системы и инженерно–технической комплекс предприятия негативное действие оказывают атропогенные и природные факторы. К антропогенным факторам относятся физические, химические, биологические, психофизиологические.

К физическим относятся: электрический ток, электрические и магнитные поля от действия электроприборов и высоковольтных ЛЭП, движущиеся машины, механизмы и части оборудования (движущиеся части СК, компрессоров, насосов, генератора, ремонтных агрегатов), высокое давление.

К химическим факторам относятся: действие вредных веществ распространившихся в воздухе из-за неплотностей в соединениях трубопровода, арматуры устья, негерметичности в насосах и компрессорах; на рабочих площадках и помещениях – опасность отравления химическими реагентами и ингибиторами.

К психофизиологическим факторам относятся: чрезмерные мышечные и нервно–психические напряжения отдельных органов и систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные метеорологические и другие условия.

К природным факторам относятся сезонные колебания температуры, климатические особенности (снежный покров, влажность, сезонные колебания температуры, скорость движения воздушных масс и другие).

Проанализировав природные, технологические и антропогенные факторы, можно заключить, что основными опасностями в плане нанесения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях НГДУ «Туймазанефть» являются опасности производственного характера. Крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов. Сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах. Выброс в окружающую среду опасных веществ, возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод, применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов, их закачка происходит под давлением – все это способствует порыву нагнетательных линий и возникновению масштабного разлива этих вод. Плодородная почва сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водосолевой баланс почвы.

Здания, сооружения, оборудование и технические системы под действием физических и химических негативных факторов могут получать различные повреждения (от незначительной деформации до полного разрушения или потери работоспособности). Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).

Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере осуществляется по трем направлениям:

1) разработка и внедрение эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность труда;

2) обеспечение надёжной защиты работников и инженерно технического комплекса НГДУ в чрезвычайных ситуациях;

3) проведение комплекса мероприятия по обеспечению экологической безопасности в районе действия данного объекта.

По каждому направлению обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов – это охрана труда, охрана окружающей среды и безопасность при ЧС – в НГДУ «Туймазанефть» созданы органы управления и контроля, которые решают следующие задачи:

– совершенствование правовых и организационных норм безопасности жизнедеятельности;

– контроль уровня негативных факторов в системе «человек – среда обитания»;

– прогнозирование и оценка последствий действия негативных факторов;

– организация управления ОТ, ООС, безопасности при ЧС;

– разработка и реализация мер по защите человека и среды его обитания;

– обеспечение устойчивости работы хозяйственных объектов и технических систем в штатных и ЧС;

– ликвидация последствий ЧС.

Н апроизводственных объектах месторождений ООО НГДУ «Туйсазанефть» достигнут высокий уровень безопасности и экологичности добычи нефти.

В результате внедрения новых технологий, направленных на увеличение добычи нефти и эффективности использования природных, людских, материальных и прочих ресурсов (к котрым также относится технология повышения нефтеотдачи бурением боковых стволов скважин, рассматриваемая в данном проекте) достигнутый уровень безопасности и экологичности не снижается, так как при внедрении инвестиционных проектов большое внимание уделяется профилактике и предотвращению производственных аварий, загрязнений природной среды и недр, вредных влияний негативных факторов.

Ниже дана оценка достигнутого уровня безопасности по всем трем направлениям.

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов

НГДУ «Туймазанефть» проводятся инженерно – технические мероприятия в по обеспечению производственной безопасности:

обеспечение пожаро- и взрывобезопасности;

защита от поражения электрическим током;

защита от действия вредных веществ при их выбросах и сбросах;

защита от вибраций, шума;

защита от высокого давления и механического травмирования;

обеспечение соответствующей вентиляцией, отоплением и освещением;

Мероприятия в НГДУ «Туймазанефть» по пожарной безопасности разделены на четыре основные группы:

1) предупреждение пожаров;

2) ограничение сферы распространения огня;

3) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

4) создание условий эффективного тушения пожаров.

В каждом цеху НГДУ «Туймазанефть» установлен, соответствующий их пожарной опасности, противопожарный режим, в том числе:

– определяются и оборудуются места для курения;

– определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;

– устанавливается порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной одежды;

– делается обволовка во круг наиболее взрыво- и пожаро – опасных объектов (куста скважин, резервуаров);

– устанавливается автоматическая тревога оповещения;

– автоматическая система пожаротушения (в основном на ЦСП и резервуарном парке);

– определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.

Регламентируются порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ, порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы, порядок действия работников при обнаружении пожара.

Проводятся работы по исследованию и ликвидации возможных источников пожара.

На предприятии НГДУ «Туймазанефть» определен порядок и сроки прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, а также назначены ответственные за их проведение.

Безопасность эксплуатации герметических систем, находящихся под давлением обеспечивается следующими мероприятиями.

Герметичность фланцевых соединений в трубопроводах и колонной головки обеспечивается плотностью прилегания поверхностей деталей, что достигается правильным выбором фланцев и прокладочных материалов, а для резьбовых соединений – применением соответствующей герметизирующей подмотки и смазки. Также проводятся систематические проверки герметичности технологического оборудования: установок по подготовке нефти и газа, товарных и сырьевых резервуаров и т.д.

Устье скважины после спуска кондуктора или промежуточной обсадной колонны обязательно оборудуется превенторной установкой. Обвязка превенторов выполняется по типовой схеме, утвержденной нефтегазодобывающим объединением или территориальным геологическим управлением, которая согласуется с органом Госгортехнадзора и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.

Применяется опознавательная окраска трубопроводов для указания на свойства транспортируемого вещества. Трубопроводы подвергаются гидравлическим испытаниям при пробном давлении на 25% выше рабочего, но не менее 0,2 МПа. Наружную поверхность баллонов окрашивают в определенный цвет, наносится соответствующая надпись и сигнальная полоса. Для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации сосуды и аппараты, работающие под давлением, подвергаются техническому освидетельствованию после монтажа и пуска в эксплуатацию, периодически в процессе эксплуатации, а в необходимых случаях внеочередному освидетельствованию. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды оснащаются: запорной и запорно-регулирующей арматурой, приборами для измерения давления, приборами для измерения температуры, предохранительными устройствами, указателями уровня жидкости.

Для защиты людей от механического травмирования применяют: предохранительные, тормозные, оградительные устройства, средства автоматического контроля и сигнализации, знаки безопасности, системы дистанционного управления.

Все подъемные устройства и вспомогательное оборудование до начала эксплуатации в обязательном порядке регистрируются в соответствующем подразделении Госгортехнадзора и периодически (один раз в год) подвергаются техническому освидетельствованию и испытанию.

Всякое подъемное устройство (стационарные и передвижные краны, автопогрузчики и т.д.) оборудуется защитным устройством от перегруза (по грузу и предельно допустимому опрокидывающему моменту), ограничителем перемещения и подъема, ограничителем скорости движения, вращения и подъема (поперечные и продольные краны), тормозными устройствами, а также средствами контроля качества изоляции, прочности несущих канатов и конструкций и т.д.

Особое внимание уделяется безопасности транспортных средств, предназначенных для перевозки людей (лифты, автомобили). Для этих средств установлены нормы загрузки, сроки и виды испытаний, правила пользования, повышенные значения коэффициентов запаса прочности и др. Все подъемно-транспортные средства в строгом соответствии с регламентациями оборудуются средствами блокировки, защиты, сигнализации, дистанционного управления и автоматизации.

Производственные помещения выполняются в соответствии с СНиП, «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий», «Указаниями по строительному проектированию зданий и сооружений нефтяной промышленности» и «Противопожарными техническими условиями строительного проектирования».

Производственное освещение подобрано при соблюдении следующих требований:

– достаточной яркости освещаемой поверхности;

– достаточной равномерности распределения светового потока на рабочих поверхностях;

– расположения приборов для искусственного освещения таким образом, чтобы глаз не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей; отсутствия резких и глубоких теней на рабочих поверхностях и на полу в проходах.

В НГДУ «Туймазанефть» освещение обеспечивает взрывобезопасность и пожаробезопасность при освещении, как помещений, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей. В производственной обстановке используют три вида освещения: естественное, искусственное и смешанное.

Все промыслово-геофизические работы производятсся с соблюдением действующих «Единых правил безопасности при взрывных работах», «Инструкции по технике безопасности при проведении промыслово-геофизических работ», «Санитарных правил при работе с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений», «Правил перевозки радиоактивных веществ», «Санитарных правил работы с закрытыми источниками излучений при радиометрических исследованиях разрезов буровых скважин» и «Норм радиационной безопасности».

Объекты (ППН и ЦСП и другие), выделяющие газ, дым, пыль и создающие шум по отношению к ближайшему жилому району располагаются с подветренной стороны и отделяться от них санитарно-защитной зоной шириной 1000 м. Не допускается соединение сети хозяйственно-питьевого водопровода с техническим. Для проверки степени загрязнения воздуха применяют газоанализаторы переносные и лабораторные различного физико-химического действия. Ниже приводится описание достигнутого уровня по нескольким основным направлениям.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека ограничивается применение их по числу и объему, а где возможно, замена высокотоксичных на менее токсичные, сокращение длительности пребывания людей в загрязненном воздухе и наблюдение за эффективным проветриванием производственных помещений. В особо опасных условиях применяются индивидуальные средства защиты: для органов дыхания – фильтрующие противопылевые средства защиты, газопылезащитные средства, шланговые противогазы ПШ 1, кислородно-изолирующие приборы (КИП), автономные дыхательные аппараты: регенеративные и с запасом кислорода; для глаз – очки, маски, светофильтры; для тела – противопылевые комбинезоны; для рук – перчатки и т.д.

Транспортировка кислот по специальным трубопроводам (из свинца, винипласта, специальной стали и т.п.) с автоматическим контролем за перекачкой; слив кислоты из железнодорожных цистерн выполняется при помощи гибких шлангов. Для наполнения мелкой тары применяются сифоны, оборудованные устройствами для создания вакуума. При разливе кислоты ее нейтрализуют каустической содой или известью.

Для очистки газов от вредных частиц применяют сухие пылеуловители – циклоны различных типов: цилиндрические (ЦН 11, ЦН 15, ЦН 24, ЦП 2); конические (СК-ЦН 34, СК-ЦН 34М, СДК-ЦН 33). Для очистки больших масс газа используют батарейные циклоны, состоящие из большого числа параллельно установленных циклонных элементов. Для очистки газов от взвешенных в них частиц пыли и тумана применяют электрофильтры. Для очистки газовых выбросов от газов и паров используют абсорберы, хемосорберы, адсорберы. /9/.

Устройство электроустановок нефтегазодобывающей промышленности должно производится в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ), а эксплуатация их в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

Электробезопасность обеспечивается строгим выполнением всех требований действующих электротехнических нормативов. Все токоведущие части надежно изолированы, укрыты или помещены на недоступной высоте. Качество изоляции определяется ее электрическим сопротивлением, которое проверяться мегомметром, и соответствует необходимому.

Выбор электрооборудования проводится с учетом его работы. Для помещений с повышенной опасностью или особо опасным в отношении вероятности электротравм выбирается оборудование в особом исполнении. Комплект электроизмерительных приборов, системы сигнализации, релейной защиты и блокировки создают условия для обеспечения электробезопасности. Для ручного электроинструмента и переносных ламп рекомендуется безопасное напряжение в 12 – 36 В.

Для защиты от опасности поражения электрическим током при переходе напряжения на нетоковедущие металлоконструкции применяются заземлители. В качестве заземлителей используют обсадные трубы, сваи или искусственные заземлители. Последние забиваются в грунт вертикально через 3 м друг от друга и обычно имеют длину 3 м и диаметр 5 см.

Сопротивление всей системы заземления, присоединенной к корпусу электрооборудования, не менее 0,5–10 Ом и чаще всего принимается для электроустановок с напряжением до 1000 В – Rз = 4 Ом.

Сопротивление эксплуатируемого заземления проверяется измерителем МС – 0,8.

Обслуживание электроустановок доверяется лицам, которым присвоена необходимая для безопасного выполнения работ квалификационная группа (от 1 до 5).

Комфортные условия создаются обеспечением оптимальных параметров освещения, микроклимата и состава воздуха в производственных и бытовых помещениях. В производственные помещения имеются устройства для проветривания (открывающиеся створки в оконных переплетах или фонарях и др.). Расположение аппаратуры в производственных помещениях, а также трубопроводов должно обеспечивать удобство их обслуживания, ремонта и осмотра. Производственные помещения и рабочие места следует содержать в чистоте. Полы должны быть ровными и удобными для очистки и ремонта. Для смыва нефти, грязи с полов и из лотков устроены водяные стояки. При отсутствии водопровода допускается уборка помещения сухим способом. Для сбора отбросов и мусора должны быть установлены в удобных местах ящики и урны. Для ядовитых отходов имеются отдельные ящики с крышками. В производственных и подсобных помещениях должны быть приняты меры к максимальному использованию естественного освещения. Окна должны быть полностью остеклены и содержаться в чистоте. Комфортные условия производственных помещений сильно зависят от параметров метеорологических условий:

– температуры воздуха;

– влажности;

– скорости движения воздуха;

– интенсивности солнечной радиации (инсоляции).

В тех случаях, когда производственные условия не позволяют выше перечисленными способами обеспечить оптимальные параметры, тогда в дополнении к ним используют средства защиты тела, глаз, органов дыхания и т.д. Это спецодежда, обувь, рукавицы, очки, респираторы, головные уборы.

Для контроля за параметрами микроклимата, состава воздуха используют КИП: термометры, психрометры, гигрометры, барометры, анемометры, актинометры, газоанализаторы и др.

Все работы по ремонту скважин должны быть механизированы. Для этого применяют самоходные агрегаты, талевые системы, приспособления и инструменты.

На основании накопленного опыта ремонта скважин разработан комплекс мероприятий по технике безопасности. Основным условием безопасного проведения ремонтных работ является тщательное выполнение подготовительных операций, к которым относятся: погрузка, разгрузка и транспортировка частей оборудования, инструмента и приспособлений, подготовка площадки у скважины, устройство фундаментов, размещение оборудования на площадке, предварительный осмотр и проверка исправности оборудования и инструмента, крепление оттяжек, устройство полов, мостков, стеллажей, оснастка и смазка талевого механизма и др. Бригада по подготовке скважины к ремонту должна обеспечить благоприятные и безопасные условия работы для бригады по ремонту скважины.

Передвижной агрегат по ремонту скважин должен быть оснащен необходимыми механизмами и приспособлениями, обеспечивающими безопасность работ. Подъемное сооружение рассчитывают на грузоподъемность, вдвое превышающую вес максимального груза при ремонте скважины. Надежность и безопасность работы талевой системы зависят от конструкции талевого каната, шкивов, блоков и приспособлений. Порядок безопасного выполнения ремонтных работ определяют правила и инструкции по технике безопасности. Запрещено выполнять эти работы при силе ветра в 6 баллов и более, во время ливня, грозы, сильного снегопада, тумана с видимостью менее 100 м.

Бурение боковых стволов должно осуществляться подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника.

При выполнении работ по бурению боковых стволов необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Типовым проектом организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин и «СТП 03 – 2 – 03 – 017 -99».

Таким образом на нефтепромыслах НГДУ «Туймазанефть» выявляется, что мероприятия, обеспечивающие пожаровзрывобезопасность, защиту от токсических выбросов, опасных излучений и виброакустических негативных факторов, электробезопасность, безопасность эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением, безопасность эксплуатации машин, механизмов и производственных помещений, комфортные условия труда работников, позволяют поддерживать достаточный уровень производственной безопасности в целом и безопасность проведения работ по бурению боковых стволов с учетом специфики этого мероприятия. Все работы, которые при нарушении технологического режима могут иметь негативные последствия, проводятся со строгим соблюдением соответствующих инструкций и правил.

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Объектовые звенья территориальных подсистем РСЧС обеспечивают безопасность ЧС поэтапно, решая следующие задачи:

выявления потенциальных видов ЧС и оценка риска их возникновения;

прогнозирование последствий ЧС;

выбор, обоснование и реализация комплекса организационных и инженерно технических мероприятий по предотвращению и снижению ущерба от ЧС.

Для оповещения об опасности возникновения чрезвычайной ситуации могут быть использованы:

– средства связи для должностных лиц;

– технические средства массовой информации (радио, телевидение, радиотрансляционные сети, почта и т.д.);

– электрические сирены, световые табло и указатели;

– вспомогательные средства (колокола, сигнальные ракеты и флажки, гудки транспортных средств, удары в рельсы и др.).

В НГДУ «Туймазанефть» составляют следующую документацию для планирования действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций:

1) план работы комиссии по чрезвычайным ситуациям, а при ее отсутствии, план работы отделало дедам ГО и ЧС;

2) план действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного и производственного характера;

3) план гражданской обороны;

4) комплект документов планирования и учета обучения работников объекта по вопросам ГО и ЧС;

5) приказ председателя комиссии по чрезвычайным ситуациям (руководителя предприятия или учреждения) о