Пример дипломной работы по технологии машиностроения: Модернизация оборудования карьерног ЭПС с целью улучшения сцепления

Содержание

1.ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВ И НЕДОСТАТКОВ ИЗВЕСТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ТЯГОВОГО ПРИВОДА С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ПРОСКАЛЬЗЫВАНИЯ БАНДАЖЕЙ2

1.1Тяговые приводы2

1.2Опорно-осевой привод9

1.3Опорно-центровой привод13

1.4Опорно-рамный привод16

1.5Групповой привод19

2.АНАЛИЗ ИЗВЕСТНЫХ УЗЛОВ И ДЕТАЛЕЙ ДЛЯ ПЕРЕДАЧИ ТЯГОВОГО УСИЛИЯ ОТ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ НА БАНДАЖ КОЛЕСНОЙ ПАРЫ23

2.1Ходовая часть электроподвижного состава23

1.2Узлы и детали передачи тягового усилия28

2.3Изменение нагрузок колесных пар в процессе движения38

3.АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТЕЙ СОВРЕМЕННОЙ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО РАСЧЕТА ДЕТАЛЕЙ МАШИН И СОПОСТАВЛЕНИЯ ПРИ ВЫБОРЕ ПРЕДЛАГАЕМОГО ТЕХНИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ44

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК51

Выдержка из текста работы

На тему: «Совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь с целью улучшения качества оказываемых услуг»

Студент Трубинов А.

Руководитель дипломного проекта: д.т.н., доцент Юшков И.Р.

Консультанты:

Безопасность жизнедеятельности д.т.н., профессор Середа Т.Г.

Экономическое обеспечение проекта к.э.н., доцент Алексеев А.О.

2012

Аннотация

Совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь, с целью улучшения качества оказываемых услуг

Дипломный проект содержит 6 листов графических материалов формата А1, пояснительную записку на 105 листах формата А4, включающую 14 рисунков, 25 таблиц, 46 использованных источника.

Дипломный проект состоит из введения, пяти основных разделов, заключения, списка использованных источников и приложений.

Во введении обосновывается актуальность темы проекта, формулируется цель и задачи, определяется объект и предмет исследования, а также раскрывается практическая значимость исследования.

В технико-экономической части приведена актуальность темы дипломного проекта, а также изучена общая характеристика предприятия ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь.

В сервисном разделе были проанализирован рынок нефти, процесс добычи нефти, выявлены недостатки при добыче нефти предприятия ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь.

• В производственно-технологическом разделе проанализированы возможные методы увеличения производительности скважин, рассмотрен опыт применения кислотного гидроразрыва пласта на Гагаринском месторождении, предложено внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» рассмотрено обеспечение безопасности условий труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти», проанализированы мероприятия по созданию безопасных условий труда, разработаны рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти».

В организационно-управленческом разделе определена экономическая эффективность от внедрения проекта на предприятии.

Содержание

Введение

1. Технико-экономическое обоснование проекта

1.1 Краткая характеристика предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

1.2 Основные показатели деятельности предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

1.3 Стратегический анализ деятельности

Выводы по первой главе

2. Сервисный раздел

2.1 Рынок нефти

2.2 Процесс добычи нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

2.3 Выявление проблем при добыче нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Выводы по второй главе

3. Производственно-технологический раздел

3.1 Анализ возможных методов увеличения производительности скважин

3.2 Опыт применения кислотного гидроразрыва пласта на Гагаринском месторождении

3.3 Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти

Выводы по третьей главе

4. Экономический раздел

4.1 Расчет капиталовложений

4.2 Расчёт доходов и расходов от проекта

4.3 Оценка эффективности проекта

Выводы по четвертой главе

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Обеспечение безопасности условий труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

5.2 Мероприятия по созданию безопасных условий труда

5.3 Разработка рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

Выводы по пятому разделу

Заключение

Список использованных источников

В процессе эксплуатации оборудования, в том числе нефтяных скважин происходит изменение работоспособности механизмов, вызванное износом рабочих поверхностей деталей, разрушением деталей или их поверхностных слоев. Технические устройства, предназначенные для применения на опасных производственных объектах, в течение всего срока их использования подлежат техническому обслуживанию. Объем и сроки проведения профилактических работ для поддержания технического устройства в исправном состоянии определяются в технической документации на данное устройство.

К эксплуатации и обслуживанию технических устройств, предназначенных для применения на опасных производственных объектах, допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и имеющие документы установленного образца.

Основой проведения качественного и своевременного ремонта является система технического обслуживания и планового ремонта нефтяных скважин, под которой понимается совокупность мероприятий по техническому обслуживанию и плановому ремонту оборудования, проводимых в профилактических целях для обеспечения его безотказной работы.

Важной задачей обслуживания и ремонта оборудования, технических устройств является установление соответствия между субъективным процессом эксплуатации изделия и объективным процессом изменения его технического состояния. Решение указанной задачи достигается за счет широкого использования средств контроля и диагностики, позволяющих осуществлять эксплуатацию машин по их техническому состоянию. При этом полнее используется межремонтный ресурс, снижается трудоемкость ремонта и технического обслуживания, становится возможным прогнозировать ресурс объекта, определять техническое состояние его составных частей, устанавливать виды и объем ремонтных работ, осуществлять переход на ремонт сложных изделий агрегатным способом.

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод об актуальности выбранной темы дипломного проекта.

Целью дипломного проекта является разработка проекта совершенствования сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь, с целью улучшения качества оказываемых услуг.

Задачи, рассматриваемые в дипломной работе:

- анализ деятельности предприятия ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы» г. Пермь;

- анализ сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»;

- разработать проект совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»;

- рассчитать экономическую эффективность проекта совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»;

- рассмотреть безопасность труда при сервисном обслуживании оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы»

Объектом исследования является ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы».

Предмет исследования — совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО «Северо-Западные Магистральные нефтепроводы».

Результаты дипломного проекта могут быть использованы в текущей деятельности предприятия.

1.1 Краткая характеристика предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Полное фирменное наименование общества на русском языке: Открытое акционерное общество «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».

Сокращенное фирменное наименование общества на русском языке: ОАО «СЗМН».

Место нахождения Общества: Республика Татарстан, 420061, г. Казань, ул. Н. Ершова, д. 26 а.

Общество создано в целях реализации технических и социально-экономических интересов акционеров при безусловном обеспечении интересов Российской Федерации в области транспортировки по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки, а также с целью извлечения прибыли.

Основная задача деятельности Общества — организация и осуществление транспортировки по системе магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки.

Основными видами деятельности Общества являются:

— транспортировка по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки;

— прием нефти к транспортировке;

— сдача нефти грузополучателям;

— компаундирование нефти (смешивание двух или более продуктов переработки нефти для изготовления топлив заданных качеств);

— хранение нефти, газа и продуктов их переработки;

— реализация нефти, газа и продуктов их переработки;

— эксплуатация и капитальный ремонт объектов магистрального трубопроводного транспорта;

— эксплуатация, ремонт и строительство объектов трубопроводного транспорта собственным автотранспортом и спецтехникой;

— изготовление, обслуживание, ремонт, наладка и испытание оборудования магистральных нефтепроводов;

— производство маркшейдерских работ;

— охрана продукции, транспортируемой по магистральным нефтепроводам, объектов магистральных нефтепроводов, предназначенных для транспортирования и хранения такой продукции, иного имущества Общества (в том числе при его перевозке), необходимого для функционирования системы магистральных нефтепроводов, а также обеспечение собственной и экономической безопасности Общества;

— приобретение гражданского, служебного оружия и специальных средств для обеспечения охраны продукции, транспортируемой по магистральным нефтепроводам, объектов магистральных нефтепроводов, предназначенных для транспортирования и хранения такой продукции, иного имущества Общества (в том числе при его перевозке), необходимого для функционирования системы магистральных нефтепроводов.

— осуществление технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов;

— осуществление промышленного и гражданского строительства;

— проектирование объектов трубопроводного транспорта;

— осуществление деятельности по разработке проектно — сметной документации на строительство, реконструкцию, перевооружение магистральных нефтепроводов и их объектов;

— выполнение проектных работ для зданий и сооружений;

— проектирование проектов производственных работ (ППР) и технологических карт;

— ведение геодезической и картографической деятельности;

— перевозка грузов автомобильным транспортом;

— погрузочно-разгрузочная деятельность на железнодорожном транспорте;

— проведение работ по охране воздушно-окружающей среды (ОВОС) при трубопроводном транспорте нефти;

— производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений;

— деятельность по предупреждению и тушению пожаров;

— деятельность по использованию природных ресурсов, в том числе недр;

— внешнеэкономическая деятельность;

— коммерческая деятельность;

— проведение работ, связанных с использованием сведений, составляющих государственную тайну, оказанием услуг по защите государственной тайны;

— оказание медицинских услуг;

— перевозка работников Общества для производственных (служебных) целей;

— гостиничная деятельность;

— деятельность детских лагерей во время каникул;

— деятельность пансионатов, домов отдыха и т.п.;

— сдача в наем собственного жилого недвижимого имущества;

— организация общественного питания работников Общества.

Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только на основании лицензии.

Организационная структура управления ОАО «СЗМН» представлена на рисунке 1.1.

Размещено на http://www./

Рисунок 1.1 — Организационная структура управления ОАО «СЗМН»

Организационная структура управления «ОАО «СЗМН» относится к традиционному типу. При такой (линейно-функциональной или штабной) структуре управления всю полноту власти берет на себя линейный руководитель, возглавляющий определенный коллектив. Ему при разработке конкретных вопросов и подготовке соответствующих решений, программ, планов помогает специальный аппарат, состоящий из функциональных подразделений (отделов) — кадры, финансы, производство и т.д. Функциональные структуры подразделения находятся в подчинении главного линейного руководителя. Свои решения они проводят в жизнь либо через главного руководителя, либо (в пределах своих полномочий) непосредственно через соответствующих руководителей служб-исполнителей.

Предприятие работает в условиях стабильного и несложного окружения, в ней известны общие цели и задачи, работа поддается делению на отдельные операции, применяется централизованное планирование, что говорит о механистическом типе организационной структуры. Для этой структуры характерно то, что каждый специалист решает свою задачу, технические методы и средства решения задач, права и обязанности каждого функционального элемента точно определены. Взаимодействие в системе управления происходит в основном по вертикали. Производственная деятельность и поведение персонала регламентируются инструкциями и решениями руководства. Управление такой организацией использует простую систему контроля, где информация поступает снизу вверх, подвергаясь последовательному усилению.

Данный тип организационной структуры эффективен в нефтеперекачивающей отрасли, так как они выполняют ограниченную номенклатуру работ, действуют в стабильных внешних условиях и для обеспечения своего функционирования требуют решения стандартных управленческих задач. Стратегические решения принимает управляющая компания «Транснефть». Четкая скоординированность и тесное взаимодействие всех структур осуществляется благодаря единым внутрикорпоративным принципам ведения производственно — технической, экономической, экологической, кадровой и социальной политики.

В целях успешного функционирования и динамичного развития производства в структурной схеме ОАО «СЗМН» в последние годы произведены существенные изменения. Линейные производственно- диспетчерские станции были заменены на районные нефтепроводные управления, в зоне ответственности которых теперь находятся оперативное и техническое руководство участками нефтепроводов и технологическими объектами, их высокая надежность, а также безаварийная и бесперебойная транспортировка углеводородов, являющаяся главной задачей производственного процесса. В соответствии с этим в подразделениях ОАО «СЗМН» создан ряд дополнительных служб.

Важнейшими службами являются:

Центральные ремонтные службы (ЦРС), ответственные за качественное и оперативное выполнение аварийно- восстановительных и ремонтных работ на линейной части нефтепровода и технологических трубопроводов НПС;

Линейные эксплуатационные службы НПС (ЛЭС), ответственные за участки по эксплуатации вдоль линий и электрохимзащиты, группы по эксплуатации средств линейной телемеханики;

Служба промышленной безопасности и контроля, ответственная за разработку и реализацию мер, направленных на безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов;

Служба безопасности, содержание деятельности которой состоит в своевременном выявлении и устранении либо минимизации воздействия внешних и внутренних угроз жизненно важным интересам акционерного общества.

Реструктуризация производства позволила обеспечить более высокую оперативность, скоординировать продуктивность работы персонала на всех организационных уровнях.

1.2 Основные показатели деятельности предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Аналитическая часть проекта выполняем на основе бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках, приложений к нему и форм статистической отчетности.

Проведем анализ основных показателей деятельности предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» с 2009г по 2011г в (см.табл. 1.1.).

Таблица 1.1 — Основные показатели деятельности предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 года

Показатель	2009	2010	2011	Абсолютное отклонение 2011г. к 2009г.	Темп роста, 2011г. в % к 2009г.
Выручка от продажи товаров, тыс.руб.	2382223	2507603	1737335	-644888	72,93
Себестоимость, тыс.руб.	2159877	2181694	1495518	-664359	69,24
Валовая прибыль, тыс.руб.	222346	325909	241817	19471	108,76
Коммерческие расходы, тыс.руб.	208850	222181	156766	-52084	75,06
Чистая прибыль, тыс.руб.	33885	36436	24049	-9836	70,97
Рентабельность продаж, %	1,42	1,45	1,38	0	97,32
Рентабельность затрат, %	1,57	1,67	1,61	0	102,50
Производственная площадь	293	312	410	117	139,80
Количество работающих	500	532	502	2	100,38
Средняя заработная плата, тыс.руб.	17,11	18,2	21,4	4,29	125,09
Средняя стоимость основных производственных фондов, тыс.руб.	6025	6 211	5 643	-382	93,66
Фондоотдача	380	403,74	307,87	-72	81,12
Фондовооруженность, тыс.руб./ чел.	10,97	11,67	11,24	0,27	102,43
Производительность, тыс.руб./ чел.	4431	4713.54	3460,83	-970	78,11

Выводы по таблице 1.1:

— рентабельность продаж в 2009 году составляет 1,42%, в 2010 — 1,45%, в 2011 — 1,38%, что также свидетельствует о снижении эффективности деятельности предприятия,

— количество работающих предприятия увеличилась на 2 человека (0,38%),

— средняя стоимость основных производственных фондов сократилась за рассматриваемый период,

— производственная площадь увеличилась на 117 кв.метров, что свидетельствует о расширении производства,

— выручка от реализация в год составила 2382223 тыс.руб. в 2009 году, 2507603 тыс.руб. в 2010 году, 1737335 тыс.руб. в 2011 году, уменьшилась на -644888 тыс.руб. (на 27,07%),

— себестоимость в 2009 году составила 2159877 тыс.руб., в 2011 году — 1495518 тыс.руб., уменьшилась на -664359 тыс.руб. Следовательно, темп роста выручки ниже темпа роста себестоимости, что свидетельствует об снижении эффективности деятельности,

Рассмотрим изменение основных показателей выручка, себестоимость, валовая прибыль за 2009-2011 гг. (см. рис. 1.2).

Рисунок 1.2 — Выручка, себестоимость, валовая прибыль предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 гг.

Следовательно, максимальное значение выручки, себестоимосто, валовой прибыли наблюдается в 2010 году. В 2011 году происходит снижение данных показателей. Значения себестоимости в 2009 и 2010 годах практически на одном уровне. Следствием этих показателей являются показатели рентабельности продаж и затрат предприятия (см. рис. 1.3.)

Рисунок 1.3 — Рентабельность продаж и затрат предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» в 2011 году

Таким образом, деятельность предприятия за анализируемый период эффективная, об этом свидетельствует относительные (рентабельность) и абсолютные показатели (выручка, себестоимость, прибыль). На предприятии проводиться постоянная работа над усовершенствованием услуг компании. Компания обладает преимуществами, такими как широкий ассортимент изделий, индивидуальный подход к потребностям покупателей и т.д.

Итак, наиболее эффективная деятельность предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» зафиксирована в 2010 году, в 2011 году происходит снижение показателей. Необходимо повышать показатели деятельности, одним из методов повышения эффективности деятельности является совершенствование эффективности управления дебиторской задолженностью. Для этого необходимо проанализировать управление дебиторской задолженности. А также оценить качество и ликвидность дебиторской задолженности на предприятии.

В таблице Анализ финансового состояния начинается с анализа активов предприятия (см. табл. 1.2).

Таблица 1.2 — Динамика активов предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 гг.

Активы	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Абсолютное отклонение 2011г. к 2009г.	Темп роста, 2011г. в % к 2009г.
	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%
Всего имущества в т.ч.	439406	100,00	638978	100,00	876646	100,00	437240	168,43
Внеоборотные активы	14928	3,40	11177	1,75	8130	0,93	-6798	39,18
Оборотные активы	478478	96,6	627801	98,25	868516	99,07	390038	162,13
Запасы	243740	50,94	35686	5,58	492045	56,13	248305	795,81
Дебиторская задолженность	179008	37,41	226184	35,40	304100	34,69	125092	155,31
Денежные средства	55730	11,65	365931	57,27	72371	8,26	16641	104,55

При рассмотрении структуры активов необходимо отметить, что доля оборотных средств в составе имущества увеличилась с 96,6% до 99,07%.

Увеличение оборотных активов предприятия указывает на расширение оборотно-хозяйственного потенциала.

Уменьшение доли внеоборотных активов с 3,4% до 0,93% свидетельствует об изменении ситуации в сторону еще большего использования арендованных основных средств.

В структуре оборотных активов, стоимость которых 868516 тыс. руб., 34,69% приходится на дебиторскую задолженность. Данный вид активов за анализируемый период увеличился на 125092 тыс. руб. в структуре дебиторской задолженности покупателей

Основной рост обусловлен увеличением задолженности покупателей. Это связано с отсрочкой платежа. Для устранения данного недостатки возможно применение факторинга.

Остатки денежных средств и краткосрочных финансовых вложений увеличилась в 2010 году по сравнению с 2009 годом с 55730 тыс. руб. до 365931 тыс. руб., в 2011 году по сравнению с 2011 году уменьшилась до 72371 тыс. руб. Доля денежных средств в структуре активов уменьшилась с 11,65% (в 2009 году) до 8,26% (в 2011 году). Абсолютная величина денежных средств увеличилась на 16641 тыс. руб. в 2011 году по сравнению с 2009 годом.

Таблица 1.3 — Динамика источников его формирования ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы»за 2009-2011 гг.

Пассивы	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Абсолютное отклонение 2011г. к 2009г	Темп роста, 2011г. в % к 2009г.
	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%	тыс. руб.	%
Всего источники в т.ч.	439406	100	638978	100	876646	100	437240	168,43
Собственные источники	74013	16,84	109301	17,11	134024	15,29	60011	154,90
Заемные источники в т.ч.	365393	83,16	529677	82,89	742622	84,71	377229	171,22
Долгосрочные	70000	15,93	0	0,00	0	0,00	-70000
Краткосрочные	295393	67,23	529677	82,89	742622	84,71	447229
Кредиторская задолженность	176142	40,09	179376	28,07	348827	39,79	172685	196,27

В структуре источников пополнения активов хозяйствующего субъекта следует отметить незначительную долю собственных источников в 2009 году — 16,84%, в 2011 году — 15,29%, изменения составили 68,43%. Собственный капитал предприятия вырос в 2011 году на 60011 тыс. руб. и составил 134024 тыс. руб. Хотя его доля в структуре пассивов существенно не изменилась.

Доля заемных средств практически не изменилась.

Уставный капитал предприятия вырос на 3985 млн. руб., что составляет 22,6% прироста валюты баланса, целевые финансирования и поступления сократились на 3213 млн. руб.

Кредиторская задолженность в 2011 году увеличилась на 172685 тыс.руб., однако ее доля в 2011 году по сравнению с 2010 годом несколько уменьшилась, показывая незначительную тенденцию к увеличению платежеспособности предприятия. Основная доля задолженности приходится на расчеты с поставщиками и подрядчиками и на задолженность перед бюджетом.

Краткосрочные заемные источники по относительным показателям выросли незначительно (2868 млн. руб.), в показателях удельного веса — 1,6%.

Следующим этапом анализа финансового состояния является анализ показателей ликвидности и платежеспособности. Для определения ликвидности баланса следует сопоставить итоги по каждой группе активов и пассивов (см. табл. 1.4).

Таблица 1.4 — Анализ ликвидности баланса предприятия, тыс. руб.

Гр. А	2010 г	2010 г.	2011 г.	Гр. П	2009 г.	2010 г.	2011 г.	Платёжный излишек
								2009 г.	2010 г.	2011 г.
А1	55730	365931	72371	П1	176142	179376	348827	-120412	186555	-276456
А2	179008	226184	304100	П2	295393	529677	742622	-116385	-303493	-438522
А3	243740	35686	492045	П3	70000	0	0	173740	35686	492045
А4	14928	11177	8130	П4	74013	109301	134024	-59085	-98124	-125894

В таблице 1.4 приняты следующие обозначения:

А1 — наиболее ликвидные активы;

А2 — быстро реализуемые активы;

А3 — медленно реализуемые активы. Сюда включают запасы за минусом расходов будущих периодов, налог на добавленную стоимость и дебиторскую задолженность более 12 месяцев;

А4 — трудно реализуемые активы. Эти средства представлены внеоборотными активами;

П1 — наиболее срочные обязательства, к которым относятся кредиторская задолженность, обязательства перед учредителями и прочие краткосрочные долги;

П2 — краткосрочные пассивы, включающие кредиты и займы V раздела баланса;

П3 — долгосрочные пассивы представлены также займами и кредитами, но уже VI раздела, а кроме того, отложенными налоговыми и прочими долговременными обязательствами;

П4 — постоянные пассивы.

После того, как проведен расчет каждой из групп пассива и актива, их значение необходимо сравнить. Причем для последующей оценки применяются следующие неравенства:

А1 ? П1, А2 ? П2, А3 ? П3, А4 ? П4.

При выполнении первых трёх неравенств, т.е. текущие активы превышают внешние обязательства предприятия, обязательно выполняется последнее неравенство, показывающее наличие у организации собственных оборотных средств. На предприятии данные неравенства не выполняются.

Рассчитаем показатели ликвидности ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» 2009-2011 гг. (см. табл. 1.5.)

Таблица 1.5 — Расчет показателей ликвидности ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» за 2009-2011 гг.

Показатели	Формула расчета	Нормы	2009 г.	2010 г.	2011 г.
Коэффициент абсолютной ликвидности	А1/(П1+П2)	0,2-0,5	0,12	0,52	0,07
Коэффициент промежуточного покрытия	(А1+А2)/(П1+П2)	> 1	0,50	4,39	0,34

Таким образом, в 2010 году значение коэффициента абсолютной ликвидности равно 0,52, т.е. 100% краткосрочной задолженности предприятие может погасить за счёт денежных средств и краткосрочных финансовых вложений. В динамике показатель уменьшился до 0,07 в 2011 году.

ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы»является абсолютно платёжеспособным и обладает существенным запасом денежных средств на конец 2010 года.

На конец 2011 года в ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» коэффициент абсолютной ликвидности составил 0,07, что значительно ниже рекомендованного значения. Это значит, что на конец 2011 года предприятие не платежеспособно (см. рис. 1.4).

Рисунок 1.4 — Показатели ликвидности ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» в 2009-2011 гг.

По рисунку 1.4 значение коэффициент промежуточного покрытия сильно меняется в 2010 году по сравнению с 2009 и 2011 годом.

Следовательно, баланс предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» за анализируемый период является неликвидным.

1.3 Стратегический анализ деятельности

Проведем анализ конкурентной позиции в таблице 1.6.

В таблице 3 приняты следующие обозначения:

1 — слабей, чем у конкурентов (W),

2 — так же, как у конкурентов (W),

3 — сильней, чем у конкурентов (W),

Из анализа таблицы 1.6. следует, что конкурентная позиция выше у Лукойла, чем у основных конкурентов, но позиции нашего предприятия выше, чем у Сургутнефтегаз. Например, на предприятии ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» качество и технологии хуже чем у ЛУКОЙЛа.

Таблица 1.6 — Анализ конкурентной позиции

№	Конкурентные преимущества	Конкурентная позиция	среднее	Сургутнефтега	СЗНМ	Лукойл
		S	N	W
1.	Качество				1.33	1	1	2
2.	Технологии				1.33	1	1	2
3.	Условия оплаты				2.00	2	2	2
4.	Цена				1.67	1	3	1
5.	Время обслуживания				2.00	2	2	2
6.	Степень соответствия потребностям потребителей				2.00	2	2	2
7.	Сервисное и гарантийное обслуживание				2.00	3	1	2
Общее количество баллов:	14	12.33	12	12	13

Далее поведем PEST-анализ ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» на современном этапе в таблице 1.7.

Таблица 1.7 — PEST-анализ

№	Факторы	Значение фактора по шкале от -10 до 10
Политика
1.	Неблагоприятные изменения в политике иностранных государств	-2
2.	Увеличение таможенных пошлин	— 2
Экономика
1.	Спад роста рынка в связи с мировым финансовым кризисом	— 3
2.	Спад в российской промышленности и замедление роста рынка	-1
3.	Неблагоприятные изменения в обменных курсах валют	— 2
Технология
1.	Выросшие требования к качеству продукции	+ 8
2.	Рост количества суррогатов продукции	— 2
Рыночное окружение
1.	Существующие на данном рынке неэкономические методы конкуренции	— 2
2.	Большое число потенциальных потребителей	+ 7
итого		1

Из PEST-анализ следует, что предприятия есть огромное количество потенциальных потребителей. Но деятельность компании ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» влияют выросшие требования к качеству продукции.

Проведем SWOT-анализ предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» на современном этапе в таблице 1.8.

Таблица 1.8 — SWOT-анализ

Возможности:	Сильные стороны:
• Снижение цен покупаемой продукции • Снижение издержек на услуги (аренда, перевозки, связь) из-за падения спроса на них • Рост рынка после падения спроса • Сокращение конкуренции из финансового кризиса	• Наличие филиалов — работа с поставщиками по всей России • Относительно низкие постоянные затраты — работа с большей рентабельностью • Большой опыт работы — избегание ошибок • 1С 8-ой версии — лучшее планирование, отчетность и контроль работы • Амбициозная команда — стремление к улучшению работы
Угрозы:	Слабые стороны
• Снижение количества нефти • Снижение качества продукции • Увеличение неполадок оборудования • Нестабильность рубля, затрудняющего импорт • Сокращение спроса на продукцию • Возрастание рисков из-за нестабильности в правилах игры (законодательство, курс, экспорт-импорт)	• Отсутствие планирования логистических издержек — отлаживание новой работы • Слабый контроль за работой филиалов — прописание процедур • Большие неликвиды — избавление • Кадровый «голод» — обучение сотрудников. • Снижение качества продукции — совершенствование обслуживания • Увеличение количества аварии и ремонтов — разработка новой системы профилактики оборудования

Из SWOT-анализа следует, что у предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» существует множество сильных и слабых сторон, а также возможности и угрозы. Например, снижение качества продукции, для этого необходимо совершенствование обслуживания оборудования нефтяных скважин, увеличение количества аварии и ремонтов, для устранения этого рекомендуем разработку новой системы профилактики оборудования. А также самая важная проблема — снижение объемов добычи нефти.

Выводы по первой главе

При анализе основных показателей деятельности следует, что рентабельность продаж в 2009 году составляет 1,42%, в 2010 — 1,45%, в 2011 — 1,38%, что также свидетельствует о снижении эффективности деятельности предприятия, а так же об этом свидетельствует то, что валовая прибыль и чистая прибыль уменьшилась за анализируемый период. Баланс предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» за анализируемый период является неликвидным. Таким образом, необходимо разрабатывать мероприятия по повышению показателей деятельности, и улучшению ликвидности баланса предприятия.

Конкурентная позиция выше Лукойла, по сравнению Сургутнефтегаз и ОАО «СЗМН». Но важно отметить, что позиции нашего предприятия выше, чем у Сургутнефтегаз. Например, на предприятии ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» качество и технологии хуже, чем у ЛУКОЙЛа.

У предприятия есть огромное количество потенциальных потребителей. Но деятельность компании ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» влияют выросшие требования к качеству продукции.

У предприятия ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» существует множество сильных и слабых сторон, а также возможности и угрозы. Например, снижение объема производимой продукции, поэтому рекомендуем искать резервы для повышения производительности для добычи нефти.

2.1 Рынок нефти

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро.

Крупнейшей страной — производителем нефти в мире является Саудовская Аравия общий объем производства составляет 11,1 млн. баррелей в день.

Всего в Саудовской Аравии насчитывается около 77 месторождений газа и нефти. Крупнейшими месторождениями являются Гавар — самое большое в мире месторождение нефти на суше, запасы которого оцениваются в 9,6 млрд. тонн нефти, — и Сафания — крупнейшее в мире шельфовое месторождение с доказанными запасами около 2,6 млрд. тонн. Кроме того, на территории страны нефть добывается на таких крупных месторождениях, как Нажд, Берри, Манифа, Зулуф и Шайбах.

Второе место по производству мировой нефти занимает Россия 9,5 млн. баррелей в день. На территории России нефть добывается на 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений, крупнейшие из которых находятся на шельфе Сахалина, Баренцева, Карского и Каспийского морей. Большая часть разведанных запасов нефти страны сосредоточена в Западной Сибири и на территории Уральского федерального округа. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча нефти практически не ведется. Наиболее старыми и истощенными районами добычи нефти в России являются Урало-Поволжье, Северный Кавказ и остров Сахалин. Месторождения Западной Сибири и Тимано-Печорского региона открыты сравнительно недавно и находятся на самом пике своего развития. Месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока (за исключением о-ва Сахалин), а также шельфы российских морей находятся в начальной стадии освоения.

Российская нефть, по которой проходят торги на мировых биржах носит название Urals. Экспорт российской нефти марки Urals по итогам первой половины 2006 года принес экономике России $49,54 млрд. Количество нефти, проданной за рубеж, по сравнению с тем же периодом 2005 года практически не изменилось и составило 124,9 млн. тонн.

Российская нефть марки Urals продается с дисконтом к цене сорта Brent, по котировкам которого определяется цена на 65% мировой добычи нефти.

В условиях сокращения резервных мощностей в нефтедобыче до уровня ниже 2 млн. барр. в сутки можно говорить лишь о возможности поддержания ежегодного прироста спроса на нефть, но ни о какой компенсации со стороны предложения в случае дополнительного возникновения форс-мажорных обстоятельств речи уже не идет. Прекращение чистого экспорта сырой нефти из Ирака (порядка 1 млн. барр. в сутки), Ирана (2.7 млн. барр. в сутки), Венесуэлы (2 млн. барр. в сутки), Нигерии (2 млн. барр. в сутки), а также сокращение добычи нефти на южном побережье США в результате прошедших ураганов (1 млн. барр. в сутки) способны в каждом отдельном случае привести к краткосрочному возникновению дефицита нефти на рынке. Длительность этих перебоев с поставками (до полного восстановления прежнего уровня нефтедобычи) может варьироваться от нескольких месяцев до нескольких лет. Безусловно, страны ОЭСР располагают достаточными запасами нефти, которые позволят им продолжительное время (почти четыре года) обходиться, например, без иранской нефти, если вдруг Иран остановит ее экспорт. Но истощение запасов только усугубит ситуацию, а их использование может лишь временно снять напряженность на рынке.

Резервные возможности по увеличению нефтедобычи показаны на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 — Резервные возможности по увеличению нефтедобычи

Резервные возможности по увеличению нефтедобычи, сконцентрированные в странах-членах ОПЕК, пока отстают от растущего спроса на нефть, и на ликвидацию данной диспропорции потребуется длительное время. При этом значительная доля в имеющихся резервных мощностях приходится на Саудовскую Аравию: например, при существующем уровне нефтедобычи в 9.5 млн. барр. в сутки эта страна в состоянии увеличить добычу нефти до 11.3 млн. барр. в сутки. В соответствии с долгосрочным планом Саудовская Аравия намерена инвестировать 50 млрд. долл. в увеличение к 2009 г. производственных мощностей до 12.5 млн. барр. в сутки. Как позволяет судить имеющаяся информация о текущей разработке новых месторождений и о планируемых проектах, ОПЕК ожидает, что в период с 2006-го по 2010 г. ее производственные мощности вырастут на 3.5-4 млн. барр. в сутки. В число ключевых проектов в этот период будут входить проекты в Ливии, Нигерии, Саудовской Аравии, Индонезии, ОАЭ и Иране.

Ситуацию в отрасли наиболее ярко демонстрирует хорошо известный специалистам-нефтяникам «крест» (рис.2.2), отражающий, с одной стороны, рост доли трудноизвлекаемых запасов на балансе запасов страны, а с другой — динамику важнейшего показателя эффективности разработки месторождений — среднего проектного коэффициента нефтеотдачи. Хорошо видны постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов и многолетнее снижение коэффициента нефтеотдачи, который только в последние годы начал незначительно расти.

И хотя обозначенный на рис. 2.2 «крест» весьма наглядно иллюстрирует сложившуюся многолетнюю тенденцию в разработке нефтяных месторождений. Негативное изменение структуры запасов на протяжении длительного времени не компенсировалось совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения, что в последние годы усугублялось недостаточным объемом проведения соответствующих НИР. Для ряда конкретных геолого-физических условий залежей технологические решения вообще отсутствуют.

Рисунок 2.2 — Динамика трудноизвлекаемых запасов и нефтеотдачи месторождений России

Однако гораздо чаще ситуация складывается таким образом, что новые технологии есть, но недропользователи их не используют. Причина, как правило, заключается в том, что применение новых технологий связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения. Не вполне оправдались и надежды на приход в Россию новых технологий нефтеизвлечения благодаря допуску к работе на месторождениях страны иностранных компаний.

Однако основным фактором роста нефтяных цен в последние два-три года стало недоинвестирование в прошедшее десятилетие и возникший в связи с этим дефицит свободных мощностей в нефтепереработке, что сказывается и на рынке сырой нефти. Уровень предложения нефти в мире пока полностью обеспечивает растущий спрос и позволяет наращивать резервные запасы сырой нефти, которые растут быстрее, чем ее переработка. Поэтому, несмотря на ожидаемое расширение резервных мощностей в среднесрочной перспективе, по нашему мнению, для стабилизации и снижения цен на нефть необходимо увеличить мощность нефтеперерабатывающих производств в мире.

Как показывает практика нефтедобывающих отраслей развитых стран, технологический прогресс происходит во многом за счет роста научной поддержки со стороны как государственных организаций, так и научных центров компаний. В России, к сожалению, такого роста не наблюдается, и в этой связи большинство специалистов высказывают озабоченность не только долгосрочной, но и краткосрочной перспективой НГК.

В самом деле, в 1993 году в России функционировали 74 научные организации, обеспечивающие весь комплекс отраслевых фундаментальных и научно-прикладных исследований. Головные институты по важнейшим проблемам отрасли (разработка, бурение, разведка, переработка нефти) выполняли весь комплекс научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ (НИОКР), обеспечивая текущие потребности и перспективы развития НГК, а также координировали работу отраслевых институтов, институтов АН СССР и вузов. Сегодня точных данных о количестве существующих научно-исследовательских организаций в отрасли нет, в том числе и потому, что само понятие «научно-исследовательская организация» претерпело изменения. Сейчас, например, в отрасли есть десятки предприятий численностью от трех до нескольких десятков человек, именующих себя «научными организациями» (и даже НИИ) и занимающихся в лучшем случае исследованием одного из частных вопросов.

Несостоятельной выглядит и попытка возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их институты. С одной стороны, сосредоточенные в нефтяных компаниях научно-аналитические центры ориентированы на решение текущих прикладных задач, с другой — общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна имеет свою промышленную политику, а промышленная политика без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко переваливает за 7-10 лет, а фундаментальные исследования обещают экономически значимый результат лет через 20-30. В образовавшемся двадцатилетнем зазоре как раз и работает система прикладной (отраслевой) науки — именно в этом временном промежутке задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в ниокровские подразделения корпораций.

Кроме того, российская наука продолжает существовать на «голодном пайке». Расходы на науку крупных нефтегазовых компаний страны крайне низки, они составляют 0,05-0,15% от выручки, в то время как у крупных зарубежных — до 0,3% от выручки (рис. 3), причем выручка мировых мэйджоров и наших ВИНК (даже из «большой пятерки») существенно различается.

Кроме увеличения объемов финансирования нефтегазовой науки, необходимы также и организационные меры. Известны предложения о концентрации нефтяной науки в учебных университетах, как это отчасти практикуется в ряде зарубежных стран. Однако при этом надо учитывать тот факт, что отечественные университеты пока не имеют необходимой научно-технической базы и опыта прикладных исследований.

Поэтому, как нам представляется, перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны связаны в большой мере с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов РАН. В этом случае координация научных исследований может быть возложена на Государственный институт нефти. Эта здравая идея обсуждается уже много лет и, на наш взгляд, требует поддержки и реализации.

2.2 Процесс добычи нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

Современная добыча нефти осуществляется посредством бурения скважин с последующим извлечением нефти и сопутствующих ей газов и воды.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:

Фонтанный — жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.

Газлифтный — при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух.

Насосный — подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

На предприятии ОАО «Северо — Западные магистральные нефтепроводы» используются все три метода.

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубинонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами.

Способ, называемый газлифтным представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр — все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения — возведение водоснабдительной системы с насосными станциями.

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин,

движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин,

сбор нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам называют процессом разработки нефтяного месторождения. Движение жидкостей и газа в нужном направлении происходит за счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

По назначению скважины разделяют на следующие 5 категорий: опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (эксплуатационные). Опорные скважины предназначены для выявления залежей нефти и газа. Параметрические скважины предназначены для изучения глубинного строения горных пород в зонах, где предполагается наличие нефтяных и газовых месторождений.

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит — среднесуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с), среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более 200 т/с) нефтяные залежи. По мере извлечения нефти из скважины, она становится все более труднодоступной и дебит скважины падает.

2.3 Выявление проблем при добыче нефти ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

В 2010 году добыча на Гарагинском месторождении составила 562 тыс. барр./сут., ее доля в общем объеме производства предприятия жидких углеводородов составила 36,8%. Динамика изменения добычи на нем за последние пять лет имеет тенденцию к снижению, что связано с естественным истощением запасов (текущая выработка запасов превышает 70%) и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 — Динамика изменения добычи на Гагаринском месторождении (обозначено синим, зеленым обозначено Озерное для примера)

Стратегическая задача при разработке Гагаринского месторождения — стабилизация добычи при максимальном снижении темпов естественного падения.

В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов на первый план для ОАО выходят задачи по оптимизации системы разработки и повышению эффективности добычи нефти, в том числе сокращение объемов попутно добываемой воды и применение новых технологий при выработке трудноизвлекаемых запасов.

В 2010 году начали работы по внедрению технологий селективной изоляции с ограничением притока попутно добываемой воды, что улучшает экономику разработки пластов. Успешная операция по ограничению водопритока позволяет снизить дебит добываемой воды в 5-10 раз. В 2010 году мы выполнили 104 операции по ограничению водопритока и планируем увеличить количество этих мероприятий до 200 — 250 операций в год.

В итоге при анализе добычи нефти выявим некоторые проблемы:

— ресурсная база одна из худших в отрасли. Большая часть месторождений компании находятся в стадии падающей добычи. К примеру, крупнейшее месторождение Гагаринское выработано на 80%;

— себестоимость нефти очень высока. Это значит, что если случится падение цен на нефть, то прибыль сократится быстрее, чем у других компаний;

— нефть характеризуется высокой плотностью и большим содержанием серы. Цены на нефтепродукты из такого сырья (мазут, битум) невысоки. Это требует дополнительных расходов на очистку нефтепродуктов.

— важно отметить, что нефть месторождения Гагаринское относятся к категории парафинистых, то поэтому выявлено отложение парафина в лифтовых трубах при выделении газа и охлаждении продукции. Возможность отложения гидратов, смол и асфальтенов существует также. Эти процессы обычно ослабевают с ростом обводненности продукции и прекращаются при обводненности порядка 0.80. Для борьбы с этим явлением будут использоваться механические (скребки, АДУ), термические (АДП, ППУ, электропрогрев) и химические (ингибиторы) методы.

— снижение коэффициент охвата пласта вытеснением на Гагаринском месторождении, поэтому необходимо проведение комплекса мероприятий для его повышения.

Выводы по второй главе

Второе место по производству мировой нефти занимает Россия 9,5 млн. баррелей в день. На территории России нефть добывается на 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений, крупнейшие из которых находятся на шельфе Сахалина, Баренцева, Карского и Каспийского морей. Большая часть разведанных запасов нефти страны сосредоточена в Западной Сибири и на территории Уральского федерального округа, одним из которых является Гагаринское месторождение.

Основная проблема предприятия — новые технологии есть, но недропользователи их не используют. Причина, как правило, заключается в том, что применение новых технологий связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения. На предприятии существует недоинвестирование, из чего происходит снижение добычи нефти. Поэтому необходимо совершенствовать технологии добычи нефти.

3.1 Анализ возможных методов увеличения производительности скважин

В качестве средств интенсификации разработки на Гагаринском месторождении необходимо проведение комплекса мероприятий.

1. Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением. Для увеличения темпов отбора нефти в настоящее время запасы, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным карбонатным коллекторам практикуется вовлекать по средствам кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) — одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Возможно применение на карбонатных коллекторах таких технологий, как: КГРП на основе загущенного кислотного раствора, а также КГРП с использованием гидрофобных эмульсий.

2. Для увеличения интенсификации добычи нефти возможно проведение мероприятий по известным методам: солянокислотные обработки (СКО), солянокислотные ванны (СКВ), пенокислотные обработки (ПКО). В силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В связи с этим, а также для повышения эффективности обработок добывающих скважин, рекомендуется использовать новые кислотные композиции, применение которых обеспечит повышение производительности скважин не только за счет возрастания проницаемости незначительного участка пласта, примыкающего непосредственно к стволу скважины, но и в результате увеличения радиуса обработки и охвата пласта кислотным воздействием.

При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины.

Для скважин с низкой приемистостью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, возможна предварительная закачка оторочки 10-12%-ного раствора соляной кислоты с последующей закачкой основного 15%-ного раствора уксусной кислоты и ее продавкой 0,1%-ным раствором катионоактивного ПАВ «ИВВ-1» в пресной воде для лучшего освоения скважины.

Использование указанных кислотных растворов будет сочетаться с технологиями селективной обработки кислотами, избирательным кислотным воздействием на пласт и технологией пенокислотного воздействия.

3. Селективную обработку кислотами проводят на несколько пластов с различной проницаемостью при необходимости обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами (каждый пласт должен иметь идентифицированный интервал перфорации, качественный цементный камень за колонной, место для установки пакеров).

По аналогичной технологии выполняется избирательное кислотное воздействие на отдельный пласт. Высокопроницаемые пласты предварительно изолируются вязкоупругими составами или временноизолирующими материалами и кислотному воздействию подвергается низкопроницаемый пласт.

4. Технология виброакустического воздействия предназначена для предупреждения раннего обводнения и снижения продуктивности скважин. Она заключается в комплексном воздействии высокочастотными механическими колебаниями на призабойную зону пласта. Акустическая обработка создает колебания дисперсных частиц в пласте, которые обеспечивают очистку призабойной зоны от механических примесей и водонефтяных эмульсий.

Технология реализуется путем создания в призабойной зоне пласта акустического поля от скважинного прибора колебаний «РЕЗАВ», который преобразует электрическую энергию в энергию механических колебаний.

Технология применима при забойных давлениях до 50 МПа и температуре не выше 100°С. Преимущества данной технологии заключаются в использовании эффекта воздействия на пласт акустическим полем, небольших габаритах прибора, большим к.п.д. и возможности использования стандартного оборудования (кабель-трос, используемый для геофизических исследований).

Особенно эффективным является сочетание виброакустического воздействия с кислотной обработкой пласта.

Опыт разработки карбонатных коллекторов месторождений Соликамской депрессии показал, что наиболее эффективно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП.

Для увеличения производительности скважин залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения в данном дипломном проекте подробно рассмотрен и рекомендован к проведению кислотный гидроразрыв пласта.

3.2 Опыт применения кислотного гидроразрыва пласта на Гагаринском месторождении

Добыча нефти из скважины №66 Гагаринского месторождения ведется с февраля 1996 года, разрабатывается карбонатный пласт Бш. В процессе эксплуатации дебиты нефти снижались от начальных 22.8 т/сут до 0.8 т/сут в течение 53 месяцев.

В связи с уменьшением дебита в 2004 году проведена обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) реагентом ДН-9010. Дебит нефти увеличился до 14.7 т/сут, положительный эффект сохранялся в течение 33 месяцев, дебит также снижался до значения 10.8 т/сут в марте 2011 года. При этом безводная добыча продолжалась до мая 2006 года.

Кислотный ГРП проведен в апреле 2011 года. В результате дебит с 10.8 увеличился и в мае составил 52.4 т/сут. В последующий период наблюдалось снижение дебита нефти до 40.9 т/сут. Обводненность продукции составила 0.2%.

Дополнительная добыча нефти от применения кислотного ГРП на скважине №66 Гагаринского месторождения по данным отчета по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) за первую половину 2011 года равна 1502.2 т.

В результате анализа отмечается регулярное снижение дебитов нефти (q_н) как в начальный период разработки, так и после обработок ДН-9010 и кислотным ГРП. Построены зависимости изменения дебита q_н во времени (t) для трех вариантов (рис. 3.1):

— в начальный период разработки

q_н = -5.3781 Ln t+23.257 (1)

с коэффициентом корреляции R=0.79;

— после обработки ДН-9010

q_н = -1.621 Ln t+ 15.913, R=0.69; (2)

— после кислотного ГРП

q_н = -11.068 Ln t + 51.513, R=0.94. (3)

Здесь t — порядковый номер месяца, для первого варианта время отсчитывается с начала эксплуатации, для второго и третьего — после обработки.

Рисунок 3.1 — Динамика дебитов нефти при обработках скважины

Снижение дебита нефти с начала разработки продолжалось до первой обработки в течение 53 месяцев, а после применения ДН-9010 положительный эффект сохранялся в течение 33 месяцев. Продолжительный период эффективной работы скважины с начала ее эксплуатации и после применения ДН-9010 позволил сделать прогноз динамики изменения дебита после кислотного ГРП, распространяя уравнение (3), полученное для начального периода после обработки кислотной ГРП на последующий период.

Рисунок 3.2 — Зависимость дебитов нефти с начала разработки

Совместное решение уравнений (3.2) и (3.3) показало, что эффект от кислотного ГРП будет наблюдаться в течение 43 месяцев. За этот период дебит нефти уменьшится до 9.8 т/сут (рис.3.3).

Рисунок 3.3 — Сравнение динамики изменения дебитов нефти на скважине 66 Гагаринского месторождения

По прогнозному дебиту проведен расчет добычи нефти по месяцам и накопленной добычи нефти, что позволило оценить предполагаемый технологический эффект от кислотного ГРП (табл.3.1). Так за первый год после ГРП прогнозируемая дополнительная добыча нефти составит 5965 т., за два года — 10259 т., за три года — 13490 т., за 43 месяца — 15047 т.

Темпы снижения дебита нефти после начала разработки и после кислотного ГРП близки (рис.3.3). Это приводит к выводу, что кислотный ГРП достиг поставленных целей:

— улучшил фильтрационную способность ПЗП за счет увеличения площади фильтрации;

— восстановил сообщаемость скважины с удаленной зоной пласта;

— ПЗП перестала оказывать негативное воздействие на процесс нефтеизвлечения.

Таблица 3.1 — Динамика дебитов при обработках скважины

Порядковый номер месяца	Кол-во рабочих дней	Дебит нефти, т/сут	Добыча нефти за месяц, т	Накопленная добыча нефти с начала эксплуатации, т
		с начала разработки	после ДН	после ГРП	без ГРП	после ГРП	без ГРП	после ГРП
1	31	23,3	14,68	52,4	721,0	748,9	33732,9	33732,9
2	30	19,5	13,55	41,44	585,9	1243,2	34318,8	34976,1
3	31	17,3	13,53	40,87	537,8	1267	34856,6	36243,1
4	31	15,8	13,55	36,17	489,8	1121,3	35346,4	37364,4
5	30	14,6	14,93	33,70	438,0	1011,0	35784,5	38375,3
6	31	13,6	15,61	31,68	422,2	982,1	36206,7	39357,5
7	30	12,8	15,74	29,98	383,8	899,3	36590,5	40256,8
8	31	12,1	15,21	28,50	374,3	883,4	36964,7	41140,2
9	31	11,4	15,16	27,19	354,6	843,0	37319,4	41983,2
10	28	10,9	9,93	26,03	304,5	728,8	37623,8	42712,0
11	31	10,4	10,23	24,97	321,2	774,2	37945,0	43486,1
12	30	9,9	10,3	24,01	296,8	720,3	38241,8	44206,5
13	31	9,5	10,13	23,12	293,3	716,8	38535,1	44923,3
14	30	9,1	10,26	22,30	271,9	669,1	38807,1	45592,4
15	31	8,7	10,57	21,54	269,5	667,7	39076,5	46260,2
16	31	8,3	10,42	20,83	258,7	645,6	39335,3	46905,8
17	30	8,0	10,5	20,15	240,6	604,6	39575,9	47510,4
18	31	7,7	10,45	19,52	239,1	605,2	39814,9	48115,6
19	30	7,4	14,31	18,92	222,6	567,7	40037,6	48683,3
20	31	7,1	10,71	18,36	221,5	569,0	40259,1	49252,4
21	31	6,9	10,86	17,82	213,4	552,3	40472,5	49804,7
22	28	6,6	10,57	17,30	185,7	484,4	40658,2	50289,1
23	31	6,4	10,87	16,81	198,2	521,1	40856,4	50810,2
24	30	6,2	11,14	16,34	185,0	490,1	41041,4	51300,4
25	31	5,9	10,76	15,89	184,3	492,5	41225,7	51792,8
26	30	5,7	10,94	15,45	172,0	463,6	41397,7	52256,4
27	31	5,5	10,35	15,03	171,5	466,1	41569,2	52722,5
28	31	5,3	9,51	14,63	165,4	453,6	41734,6	53176,1
29	30	5,1	10,14	14,24	154,4	427,3	41889,0	53603,4
30	31	5,0	10,41	13,87	153,9	429,9	42043,0	54033,3
31	30	4,8	9,86	13,51	143,7	405,2	42186,6	54438,5
32	31	4,6	11,26	13,15	143,2	407,8	42329,8	54846,3
33	31	4,5	10,81	12,81	138,0	397,2	42467,8	55243,5
34	28	4,3	10,20	12,48	120,2	349,5	42588,0	55593,0
35	31	4,1	10,15	12,16	128,2	377,0	42716,2	55970,1
36	30	4,0	10,10	11,85	119,5	355,5	42835,7	56325,6
37	31	3,8	10,06	11,55	119,0	358,0	42954,7	56683,5
38	30	3,7	10,02	11,25	110,8	337,6	43065,5	57021,1
39	31	3,6	9,97	10,96	110,2	339,9	43175,7	57361,0
40	31	3,4	9,93	10,68	106,0	331,2	43281,6	57692,2
41	30	3,3	9,89	10,41	98,6	312,3	43380,2	58004,6
42	31	3,2	9,85	10,14	97,8	314,5	43478,0	58319,0
43	30	3,0	9,82	9,88	90,9	296,5	43568,8	58615,6

Проанализировав результаты проведения КГРП на залежи нефти пласта Бш Гагаринского месторождения, перенимаем опыт и рекомендуем КГРП, как мероприятия по увеличению производительности скважин на залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения.

3.3 Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти

Процесс КГРП осуществляется на нефтяных залежах для вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов порового типа:

1. проницаемостью, мкм² менее 0,05

2. глубиной залегания, м не более 3600

3. эффективной толщиной, м не менее 3

4. пористостью, % 10-20

Основными критериями подбора скважин под КГРП являются:

1. Пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, неоднородны по разрезу скважины).

2. Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с потенциальным (проектным).

Скважины должны быть технически исправными, качество цементирования должно гарантировать надежное разобщение пласта, подвергаемого ГРП, с выше и ниже залегающими объектами.

Этим условиям удовлетворяет скважина №413 залежи нефти пласта Фм. По состоянию на 01.01.2012 г. она находится в освоении, при апробировании дала 8,7 т/сут.

По данным геофизических исследований скважины №413 и лабораторных исследований керна известны:

— проницаемость ПЗП — 0.024 мкм²;^.

— эффективная нефтенасыщенная толщина — 6,3 м;

— глубина залегания -1850 м;

— пористость — 10,4%.

Перед проведением процесса КГРП необходимо оценить добывные возможности скважины и величину скин-эффекта путем проведения промысловых гидродинамических исследований.

Перед проведением КГРП рекомендуется провести тест-разрыв для уточнения параметров жидкости разрыва и технологии процесса.

В отличие от традиционного ГРП с проппантом, в КГРП поочередно (за 3-4 цикла) в пласт под давлением закачиваются высоковязкая жидкость (полисахаридный гель) и кислотный состав (20%-ный раствор HCl). Поскольку высокопроницаемые зоны (активные каналы фильтрации) заполняются высоковязким составом, то маловязкая кислота начинает проникать в низкопроницаемые участки ПЗП. Этим создаются новые каналы фильтрации либо «возрождаются» старые, неактивные в данный момент каналы. Таким образом, достигается равномерная глубокопроникающая обработка коллектора и повышается гидродинамическое совершенство скважины.

Технологические параметры КГРП:

1. устьевое давление закачки, МПа до 70

2. темп закачки, м³/мин 1,5-3,0

3. суммарный объем закачиваемой жидкости, м³ до 80

КГРП проводить не рекомендуется:

4. В нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков или горизонтов ближе 20м.

5. В скважинах, зонах, достигших проектной выработки.

6. При наличии межпластовых перетоков.

Технология КГРП позволяет вывести малопродуктивные скважины из бездействия (перевести их в разряд рентабельных), расширить возможности добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из низкопроницаемых залежей и тем самым увеличить добычу нефти, а также прирастить извлекаемые запасы нефти.

Процесс КГРП может осуществляться в скважинах, как с перфорированной обсадной колонной, так и с открытым стволом.

Гидроразрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего наземное и подземное оборудование, а также технологические жидкости и материалы для образования и крепления трещин ГРП.

Схема обвязки оборудования приведена на рис.3.4.

Наземное оборудование:

Наземное оборудование включает: насосные установки для закачки рабочих жидкостей, обвязку устья скважины, блок манифольдов для обвязки устья скважины с наземным оборудованием, станцию контроля и управления, емкости для технологических жидкостей, блендер, вспомогательный насосный агрегат типа ЦА-320, пожарный машина.

Рисунок 3.4 — Схема расстановки оборудования при проведении операции КГРП

Назначение и технические характеристики оборудования:

* Насосный агрегат (АНА-105М) предназначен для закачки в скважину рабочей жидкости (смеси) под давлением и с производительностью, обеспечивающей процесс гидроразрыва пласта, а также для осуществления гидравлического, гидропескоструйного или химического воздействия на призабойную зону нефтяных и газовых скважин.

Насосный агрегат АНА-105М представляет собой мобильное средство, в котором технологическое оборудование, состоящее из плунжерного насоса, энергетической установки и обслуживающих систем, смонтировано на автомобильном шасси марки МАЗ 6303-41P с усиленной задней тележкой.

* Установка насосная 4АН — 700 (УН1 — 630X700А) предназначена для нагнетания различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации и других продавочно-промывочных работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах.

Установка состоит из закрепленных на общей монтажной раме силового агрегата, коробки передач 3КПМ, трехплунжерного насоса 4Р — 700 укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров, трубопровода обвязки насоса и системы управления.

* Автоцистерна АЦНП-21-5523А используется для транспортирования неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидроразрыве пластов и гидропескоструйной перфорации скважин.

* В случае больших потребностей рабочих жидкостей целесообразно на скважине монтировать емкости объемом до 50 м³ на суммарный объем до 100м³.

* В качестве вспомогательных используют агрегаты ЦА-320М или 3ЦА-400А.

* Блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С, а также ММ-105, предназначены для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при гидроразрыве и нагнетании жидкости в скважину при других методах воздействия. В районах с умеренным климатом используют 1БМ-700, в районах с умеренным и холодным (при температуре до -50°С) климатом — 1БМ-700С.

Блоки манифольдов смонтированы на автошасси ЗИЛ-131 и состоят из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями. Блоки манифольдов укомплектовываются датчиками давления.

* Пожарная машина должна обеспечивать площадь тушения возгорания нефтепродуктов не менее 600 м².

* Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров. Для использования станции контроля в осуществлении процесса ГРП необходимо устанавливать специальные датчики давления, расхода и плотности в зависимости от вида применяемых жидкостей разрыва.

* Арматура устья 2АУ-700 (1050) или 2АУ-700 (1050) СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидропескоструйной перфорации, гидравлическом разрыве пласта, цементировании при капитальном ремонте, промывке песчаных пробок, кислотных обработках и других процессах

Техническая характеристика 2АУ-700 и 2АУ-700СУ:

Трубная головка

1. Рабочее давление, МПа — 70

2. Число присоединяемых линий — 2

3. Условный проход присоединяемых линий, мм — 25

Подземное оборудование:

При гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм. Могут быть использованы также трубы типа N-80 и Р-105 по стандарту API (Американский нефтяной институт).

Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении процесса гидроразрыва, диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре. Могут также использоваться импортные пакеры, предназначенные для работы с высокими давлениями.

Далее рассмотрим технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта.

Рисунок 3.5 — Технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта

Подготовка скважин:

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанный с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием ее технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению осуществления процесса.

Непосредственно процесс подготовки скважины включает следующие операции:

— планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основного и вспомогательного оборудования гидроразрыва — подъемного сооружения, основных и вспомогательных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей;

— оснастку подъемного сооружения или монтажа передвижной подъемной установки для осуществления спускоподъемных операций; тип подъемной установки принимают в соответствии с глубиной залегания объекта и типоразмерами подземного оборудования, определяющими грузоподъемность комплекта;

— подъем из скважины фонтанного, или компрессорного лифтов, или же насосной установки, замер забоя скважины, а при наличии пробки — промывку ее;

— шаблонирование и скребкование эксплуатационной колонны для спуска пакера; спуск в скважину подземного оборудования — насосно-компрессорных труб с пакером и якорем; (пакер должен устанавливаться в интервале 30-50 м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ на скважину);

— опрессовка колонны НКТ (давление опрессовки 60-70 МПа) и затрубного пространства (давление опрессовки 12-15 МПа);

— оборудование устья скважины (при давлениях разрыва, превышающих допустимые для арматуры, которой оборудована скважина при эксплуатации, она заменяется специальным устьевым оборудованием для гидроразрыва типа АУ-700 (1050)).

Одновременно с подготовкой скважины готовится необходимое оборудование, жидкости и расклинивающий агент для процесса ГРП.

Жидкости для разрыва пласта предпочтительно готовить на специализированных растворных узлах или химических базах и доставлять их на скважину в подготовительный период. Допускается приготовление жидкостей разрыва непосредственно у скважины с использованием специальных емкостей.

Рабочие и вспомогательные агрегаты перед гидроразрывом должны пройти детальный осмотр и профилактический ремонт с заменой изношенных деталей или узлов.

Расстановка техники на кусту производится в соответствии с утвержденной схемой.

Монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины производится трубами диаметром 89 мм с помощью БРС. Трубы укладываются на специальные подставки. В нагнетательную линию последовательно устанавливают, начиная от блока манифольда к устью скважины, тройник для датчика давления, обратный клапан и тройник для сброса давления. Перед сборкой все БРС должны быть осмотрены, очищены от грязи, изношенные и дефектные резиновые уплотнения заменяются.

Смеситель соединяется с емкостями и насосными агрегатами через блок манифольда или напрямую гибкими шлангами, оборудованными 4-х дюймовыми БРС.

Затрубное пространство скважины соединяется с насосным агрегатом (ЦА-320) 2-х дюймовыми трубами с БРС. В мерном баке ЦА-320 должно быть в запасе не менее 1 м³ раствора или воды. На другом стволе затрубного пространства последовательно устанавливается кран высокого давления в открытом положении и предохранительный клапан, срабатывающий при 15 МПа, свободный конец которого соединяется линией из 2-х дюймовых труб с емкостью. Для контроля давления в затрубном пространстве на устьевой арматуре устанавливается датчик давления.

Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют двумя кабелями с датчиками давления и двумя кабелями со смесителем для контроля плотности и скорости закачки жидкости. Для управления насосными агрегатами со станции контроля агрегаты пронумеровываются и соединяются кабелями с соответствующей панелью управления на станции контроля. При проверке управления насосными агрегатами со станции контроля одновременно проверяется оборудование для записи процесса ГРП.

Под руководством бригадира комплексом ГРП производится заполнение рабочей жидкостью насосов, блока манифольда, смесителя и нагнетательных линий.

Руководителем работ производится осмотр всех линий, коммуникаций и запорной арматуры. Членам бригады комплекса ГРП выдаются рации, и проверяется их работоспособность. Все люди, не задействованные в процессе ГРП, удаляются в безопасное место в радиусе, не ближе 25 метров от устья скважины.

Осуществление процесса и заключительные работы:

Процесс разрыва пласта начинается с подробного инструктажа обслуживающего персонала по осуществлению ГРП на данной скважине. Руководителем ГРП проводится инструктаж по безопасному ведению работ, включающий:

1. порядок проведения опрессовки нагнетательной линии;

2. порядок работы при ГРП, проектные параметры ГРП;

3. вопросы пожарной безопасности;

4. порядок действий при аварийной ситуации или пожаре;

5. указания путей эвакуации людей и техники при чрезвычайной ситуации;

6. сообщения количества присутствующих на ГРП людей;

7. уточнение расположения рабочих мест и ответственность за объекты;

8. уточнение возникших вопросов.

Затем осуществляется проверка герметичности манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине, то есть опрессовка линий нагнетания.

Запуск нагнетательных насосов производится поочередно через равные промежутки времени. По мере роста давления наблюдают за состоянием линии нагнетания, арматурой устья и агрегатами. При наличии пропусков насосные агрегаты останавливают и устраняют дефекты, после чего закачку продолжают.

Свидетельством достижения разрыва или точнее образования в пласте трещин необходимого размера является трех-, четырехкратное увеличение коэффициента приемистости скважины.

После достижения разрыва в скважину нагнетается от 10 до 50 м³ чистой жидкости — песконосителя, вслед за которой подается полисахаридный гель. Темп нагнетания геля в скважину должен быть не менее 1,0-1,5 м³/мин. Трещины закрепляются расчетным количеством полисахаридного геля.

После спада давления из скважины извлекается подземное оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится ее промывка.

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы :

Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями.

1) Нарушение проницаемости пласта

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из — за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.

2) Нарушение проницаемости песчаной пробки

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

3) Пластовые жидкости

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Стоимость.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента. В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью (таблица 3.2).

Таблица 3.2 — Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары США)

Наименование жидкости разрыва	Стоимость 1 куб.м.	Стоимость 1 куб.м. гелеообразующего компонента	Стоимость в сумме
ЗАГУЩЕННАЯ ВОДА	—	66,00	66.00
ПОЛИМЕРСШИТНАЯ ВОДА	—	126,00	126,00
ЗАГУЩЕННЫЙ РЕФОРМАТ	250,00	94,00	344,00
ДВУХФАЗНАЯ ЖИДКОСТЬ	50,00	66,00	116,00
МЕТАНОЛ+СО2	350,00	150,00	500,00
ПОЛИМЕРСШИТЫЙ МЕТАНОЛ	400,00	210,00	610,00
ЖИДКИЙ СО2	300,00	—	300,00
КИСЛОТА 15%	380,00	200,00	580,00
КИСЛОТА 28%	750,00	250,00	1000,00

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе.

1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент — вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.

4.Жидкости на водной основе легко доступны.

5. Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена — гуаровый клей — это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованы в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м3 гуарового соединителя с баритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х, начале 1970-х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработано новое поколение соединителей. Полимерные молекулы соединителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретизирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дерсперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описаны ниже :

1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

3. Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

4.Соеденительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и гидроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и продана. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ — 31 $ за м3. Использование эмульсий типа «нефть в воде» направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва :

Жидкости на основе пен, энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

На основе экспертного мнения выбираем жидкость загущенную нефть с добавкой асфальтита.

Составим показатели эксплуатационной скважины (таблица 3.3).

Таблица 3.3 — Показатели эксплуатационной скважины

ПОКАЗАТЕЛЬ	ОБОЗНАЧЕНИЕ	ВЕЛИЧИНА	РАЗМЕРНОСТЬ
Глубина скважины	L	2100	м
Диаметр по долоту	D	0,25	м
Вскрытая толщина пласта	H	13,5	м
Средняя проницаемость	K	9,8*10-8	м2
Модуль упругости пород	E	2*1010	Па
Коэффициент Пуассона	n	0,25
Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом	rп	2385,2	кг/м3
Плотность жидкости разрыва	rн	930	кг/м3
Вязкость жидкости разрыва	m	0,2	Па*с
Концентрация песка	С	1200	кг/м3
Темп закачки	Q	1,2*10-2	м3/с

1.Вертикальная составляющая горного давления:

Ргв = rgL = 2385,6*9,81*2100*10-6 = 46,75 МПа

2.Горизонтальная составляющая горного давления:

Рг = Ргв*n/(1-n) = 46,75*0,25/(1-0,25) = 15,58 МПа

Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтита, плотность и вязкость даны в справочных данных. Для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (данные в таблице 4.), что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин.

При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м3, которая одновременно является и жидкостью разрыва.

Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П. Желтова.

3.Определим давление на забое скважины в конце гидроразрыва:

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*m/((1-n2)2*Рг2*Vж)=

=5,25*(2*1010)2*12*10-3*0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4

Рзаб = 49,4*106 = 49,4МПА

4.Определяем длину трещины :

l = (VжE/(5,6(1-n2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*

*13,5*(49,4 — 15,58)*106))1/2 = 31,7 м

5.Определяем ширину (раскрытость) трещины:

w = 4(1-n2)*l*(Рзаб-Рг)/E = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 =

= 0,0158 м =1,58 см

6.Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине:

l1=0,9*l = 0,9*31,7 = 28,5 м

7.Определим остаточную ширину трещины, принимая пористость песка после ее закрытия m=0,2:

w1 = wno/(1-m) = 1,58*0,107/(1-0,3) = 0,73 см

8.Определяем проницаемость трещины такой ширины:

kт = w21/12 = 0,00732/12 = 4,44*10-6 м2

Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром d = 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим параметры ГРП.

1.Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ.

rж = rн(1-no)+rпес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3

Число Рейнольдса

Re = 4Qrж/(pdmж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9

Коэффициент гидравлического сопротивления

l = 64/Re = 64/633,7 = 0,124

По Ю.В. Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re=516.9 и no = 0,324 возрастают в 1,52 раза:

16Q2L = 1,52*0,124*16*(12*10-3)2*2100*1439

Рт = 1,52lѕѕѕ rж = ѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕ = 26 МПа

2p2d5 = 2*3,142*0,0765

2.Давление, которое нужно создать на устье при ГРП:

Ру = Рзаб-rжgL + Рт = 49,4-1439*9,81*2100*10-6 + 26 = 45,9 МПа

3.Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 3.4.)

Таблица 3.4 — Показатели закачки жидкости

Скорость	Подача, л/с	давление, мПа
1	6,0	70
2	8,3	51
3	11,6	36
4	14,6	29

Необходимое число насосных агрегатов:

N=РуQ/(РаQakтс) +1 = 45,9*12/(29*14,6*0,8) +1= 3

Где Ра- рабочее давление агрегата;

Qa- подача агрегата при этом давлении

kтс — коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы kтс = 0,5 — 0,8

4.Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя :

Vп = 0,785*d2L = 0,785*0,0762*2100 = 9,52 м3

5.Продолжительность гидроразрыва :

t = (Vж+Vп)/Qа = (7,6+6,37)/(14,6*10-3*60) = 19,5 мин.

Выводы по третьей главе

Для увеличения темпов отбора нефти в настоящее время запасы, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным карбонатным коллекторам практикуется вовлекать по средствам кислотного гидроразрыва пласта — одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Который в данном дипломном проекте подробно рассмотрен и рекомендован к проведению на предприятии.

Данное мероприятие проведено на скважине 66 Гагаринского месторождения. По прогнозному дебиту проведен расчет добычи нефти по месяцам и накопленной добычи нефти, что позволило оценить предполагаемый технологический эффект от кислотного ГРП. Так за первый год после ГРП прогнозируемая дополнительная добыча нефти составит за первый год 5965 т., за два года — 10259 т., за три года — 13490 т., за 43 месяца — 15047 т.

Процесс КГРП осуществляется на нефтяных залежах для вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов порового типа: проницаемостью, менее 0,05 мкм², глубиной залегания не более 3600 м, эффективной толщиной, не менее 3 м, пористостью 10-20%. Основными критериями подбора скважин под КГРП являются: пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, неоднородны по разрезу скважины), скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с потенциальным (проектным).

Скважины должны быть технически исправными, качество цементирования должно гарантировать надежное разобщение пласта, подвергаемого ГРП, с выше и ниже залегающими объектами.

Этим условиям удовлетворяет скважина №413 залежи нефти пласта Фм. По состоянию на 01.01.2012 г. она находится в освоении, при опробировании дала 8,7 т/сут. Поэтому рекомендуем проведение данного мероприятия на скважине №413. Технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта состоит из следующих этапов: подготовка скважин, детальный осмотр и профилактический ремонт рабочих и вспомогательных агрегатов перед гидроразрывом с заменой изношенных деталей или узлов, расстановкой техники на кусту, монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины, соединение смесителя емкостями и насосными агрегатами, соединение затрубного пространства скважины с насосным агрегатом, создание системы контроля параметров, осуществление процесса и заключительные работы.

4.1 Расчет капиталовложений

Проект: проведение кислотного гидроразрыва пласта — одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Проведем его на скважине №413.

Увеличение добычи нефти после кислотного гидроразрыва пласта составит:

за первый гол 5965 т.,

за два года — 10259 т.,

за три года — 13490 т.,

за 43 месяца — 15047 т.

Оборудование для проекта следующее:

* Насосный агрегат (АНА-105М)

* Установка насосная 4АН — 700 (УН1 — 630X700А)

* Автоцистерна АЦНП-21-5523А

* агрегаты ЦА-320М или 3ЦА-400А.

* Блоки манифольдов 1БМ-700

* Блоки манифольдов ММ-105,

*Автошасси ЗИЛ-131

* Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров

* Арматура устья 2АУ-700 (1050)

* Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм.

Часть данного оборудования для проекта на предприятии есть в наличии (таблица 4.1).

Таблица 4.1 — Оборудование для проекта

Наименование	Цена, руб.	Кол-во	Комментарий
Насосный агрегат (АНА-105М)	5000000	3	Купить
Установка насосная 4АН — 700 (УН1 — 630X700А)	5500000	3	есть на предприятии
Автоцистерна АЦНП-21-5523А	2650000	1	Купить
Агрегаты ЦА-320М или 3ЦА-400А.	500000	2	есть на предприятии
Блоки манифольдов 1БМ-700	3400000	1	можно взять в аренду
Блоки манифольдов ММ-105	3000000	1	можно взять в аренду
Автошасси ЗИЛ-131	300000	1	можно взять в аренду
Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров	25000	1	купить
Арматура устья 2АУ-700 (1050)	143913	1	купить
Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм	6000	1	купить

Капитальные затраты на проект представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Капитальные затраты на проект

Наименование	Цена, руб.	Кол-во	Итого, руб.
Насосный агрегат (АНА-105М) 5 000 000	5500000	1	5500000
Автоцистерна АЦНП-21-5523А 2 280 000 — 2 650 000	2650000	1	2650000
Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров 15000	25000	1	25000
Арматура устья 2АУ-700 (1050) 143913.00	143913	1	143913
Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм 16000 ценна за тонну	6000	10	60000
итого			8378913

Таким образом, капиталозатраты на внедряемый проект составят 8 378 913 руб.

4.2 Расчёт доходов и расходов от проекта

В начале рассчитаем доходы (таблица 4.3.) первый год 5965 т., за два года — 10259 т., за три года — 13490 т., за 43 месяца — 15047 т.

Рисунок 4.1 — Цены на нефть

Рост цен на нефть составляет около 0,5% в год (рисунок 4.1). Стоимость тонны нефти составляет 355 доллара в 2012 году.

Таблица 4.3 — Доходы от проекта

Год	Увеличение добычи нефти, тонн	Стоимость одного тонны нефти, руб.	Итого, тыс.руб.
1	5965	10767	64226
2	4294	10875	46696
3	3231	10984	35488
4	1557	11093	17272
итого	15047		163683

Операционные расходы показаны в таблице 4.4.

Таблица 4.4 — Операционные расходы

Наименование	Количество	в месяц, руб.	В год, руб.
Аренда блоков манифольдов 1БМ-700	1	15000	180000
Аренда блоков манифольдов ММ-105	1	18000	216000
Аренда автошасси ЗИЛ-131	1	10300	123600
Затраты на оплату труда рабочих	10	350000	4200000
Затраты на оплату труда инженеров	10	300000	3600000
Социальные отчисления на оплату труда	—	199550	2394600
Жидкость (загущенная нефть с добавкой асфальтита)	9,52	10702	128424
итого			10842624

Расчет амортизации показана в таблице 4.5.

Таблица 4.5 — Амортизация

Наименование	Первоначальная стоимость, руб.	Срок полезного использования, лет	Годовая норма амортизации, руб.
Насосный агрегат (АНА-105М)	5500000	10	550000
Автоцистерна АЦНП-21-5523А	2650000	10	265000
Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров 15000	25000	4	6250
Арматура устья 2АУ-700 (1050)	143913	10	14391,3
Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм 16000 ценна за тонну	60000	5	12000
итого	8378913		847641,3

При проекте расходы увеличатся. За счет транспортировка нефти из скважины до НПЗ оценивается в 5% от стоимости нефти. Все расходы представлены в таблице 4.6., по данным предприятия операционные расходы ежегодно увеличиваются на 10%.

Таблица 4.6 — Расходы от проекта

Год	Транспортировка нефти, тыс.руб.	Операционные расходы, тыс.руб.	Амортизация, тыс.руб.	Итого, руб.
1	3211	10843	8414	22468
2	2335	11927	8414	22676
3	1774	13120	8414	23308
4	864	14432	8414	23709
итого	8184	15875	33656	92160

2. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

с 1 января 2007 г в размере 419 руб. за 1 тонну,

с 1 января 2012 г в размере 446 руб.

с 1 января 2013 г — в размере 470 руб. за 1 тонну добытой нефти (таблица 4.6).

Таблица 4.7 — Налог на добычу полезных ископаемых

Год	Увеличение добычи нефти, тонн	Налог на добычу полезных ископаемых, руб.	Итого, тыс.руб.
1	5965	446	2660
2	4294	470	2018
3	3231	470	1519
4	1557	470	732
итого	15047		6929

Далее рассчитаем налог на имущество:

Остаточная стоимость на конец первого года = 8379 — 848 = 7531 тыс.руб.

На конец второго года = 7531 — 848 = 6683 тыс.руб.

На конец третьего года = 6683 — 848 = 5835 тыс.руб.

и т.д.

За первый год налог на имущество составил (8379 + 7531)*2,2% = 175 тыс.руб.

За второй год налог на имущество составил (7531 + 6683)*2,2% = 156 тыс.руб.

Расчета увеличения налога на имущество в таблице 4.7.

Таблица 4.8 — Расчет налога на имущество, тыс.руб.

Показатель	Шаг расчета
	0	1	2	3	4
Стоимость имущества	8379	7531	6683	5835	4987
Среднегодовая стоимость имущества	7955	7107	6259	5411	4563
Налог на имущество	175,01	156,36	137,70	119,05	100,39

Отчет о прибылях и убытках сформирован в таблице 4.9. Для Пермского Края налог на прибыль составляет 15,5%.

Таблица 4.9 — Отчет о прибылях и убытках, тыс.руб.

Показатели	Шаг расчета
	0	1	2	3	4
Выручка	0	64226	46696	35488	17272
Затраты	0	14902	15109	15742	16143
Валовая прибыль	0	49324	31587	19746	1130
налог на полезные ископаемые	0	2660	2018	1519	732
налог на имущество	0	175	156	138	119
Прибыль до выплаты налогов	0	46489	29413	18090	279
Налогооблагаемая прибыль	0	46489	29413	18090	279
Налоги и платежи из прибыли	0	7206	4559	2804	43
Чистая прибыль	0	39283	24854	15286	236

4.3 Оценка эффективности проекта

Для начала определяем норму дисконта.

Норма дисконта

(4.1)

где r — ставка рефинансирования Центрального Банка Российской Федерации 7,5%;

i — темпы инфляции;

р — поправка на риск 10%, (3-5% освоенная техника, 8-10% — увеличение объема продаж, 13-15% — новый продукт, 18-20% — исследование и инновации), так как у предприятия большой опыт кислотным гидровзрывом пласта.

Темпы инфляции составил 2% в год.

Коэффициент дисконтирования

(4.2)

где t — номер шага расчёта (t = 0,1,…,Т)

Отчет о движении денежных средств (коммерческая эффективность проекта) в таблице 4.10.

Таблица 4.10 — Отчет о движении денежных средств (коммерческая эффективность проекта), тыс.руб.

Показатели	Шаги расчета
	0	1	2	3	4
Выручка от продаж	0,0	64226,0	46696,5	35487,9	17272,4
Затраты	0,0	14901,6	15109,4	15741,6	16142,8
Налоги	0,0	10041,2	6733,5	4460,2	894,1
Сальдо потока от операционной деятельности	0,0	39283,3	24853,6	15286,1	235,6
Затраты на приобретение активов	8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Сальдо потока от инвестиционной деятельности	-8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Собственный (акционер) капитал	8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Выплаты дивидендов (25% из прибыли)	0,0	-9820,8	-6213,4	-3821,5	-58,9
Сальдо потока от финансовой деятельности	8378,9	-9820,8	-6213,4	-3821,5	-58,9
Общее сальдо потока	0,0	29462,5	18640,2	11464,6	176,7
Сальдо потока нарастающим итогом	0,0	29462,5	48102,7	59567,2	59743,9
Дисконтированные инвестиции	-8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0

Расчет чистого дисконтированного дохода в таблице 4.11.

Таблица 4.11 — Расчет чистого дисконтированного дохода, тыс.руб.

Показатели	Шаги расчета
	0	1	2	3	4
Эффект по шагам (из последних двух строк таблицы 4.9)	-8379	29462	18640	11465	177
Дисконтированный эффект по шагам (при Е=15%)	-8379	25620	14095	7538	101
Чистый дисконтированный доход (при Е=15%)	-8379	17241	31335	38873	38974
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,870	0,756	0,658	0,572

Дисконтированный эффект за первый год = 29462*0,870 = 25620 тыс.руб.

Дисконтированный эффект за второй год = 18640*0,756 = 14095 тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход за первый год = -8379 + 25620 = 17241 тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход за второй год = 17241 + 14095 = 31335 тыс.руб.

Рисунок 4.2 — Чистый дисконтированный доход за пять лет

Из анализа таблицы 4.2. следует, что чистый дисконтированный доход составляет 38974 тыс.руб.

Рассчитаем ИДД =(38974 + 8379)/ 8379 = 5,65

Рассчитаем внутреннюю норму доходности с помощью уравнения: берем два значения коэффициента дисконтирования, чтобы функция NPV=f(k) меняла свое значение с «+» на «-»

(4.3)

При A₁= 310%, NPV = 83 тыс.руб.

При A₂ = 315%, NPV = -36 тыс.руб.

То проект выгоден.

По данным показателям следует, что проект эффективен.

Выводы по четвертой главе

скважина кислотный гидроразрыв нефть

Капиталовложения на проект составляют 8379 тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход составляет 38974 тыс.руб., индекс доходности дисконтированных инвестиций 5,65, внутренняя норма доходности — 313,5%, окупаемость на первом году проекта. По данным показателям следует, что проект эффективен.

В данном разделе предусматривается организация безопасного обслуживания технологической установки ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти» с целью минимизации рисков и предотвращения угроз возникновения производственного травматизма и профессиональных заболеваний.

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 93% от общего объема транспортировки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти — 40,3%, нефтепродуктов — 4,3%.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но и сопровождаются загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

В связи с этим, проблемам безопасного ведения технологического процесса на установке транспортировки нефти необходимо уделять исключительное внимание. Нефть и попутный нефтяной газ характеризуются высокой взрыво- и пожароопасностью, пары нефти и попутный газ ядовиты как для человека, так и для окружающей среды. Неправильное выполнение технологических операций может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к авариям и несчастным случаям.

Кроме того, одним их вредных и наиболее опасных факторов для производственного персонала является клещевой энцефалит, поскольку условия работы протекают в лесном массиве.

Цель данного раздела — повышение контроля над технологическим процессом для обеспечения безопасности обслуживающего персонала.

Анализ условий труда

Характеристика рабочего места

Рабочее место — насосная станция, располагающаяся на трассе нефтепровода (как правило, через каждые 100-120 км магистрали).

Насосная станция предназначена для сообщения перекачиваемой нефти энергии в виде напора, которая впоследствии расходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления трубопровода.

На магистральных нефтепроводах существует три разновидности нефтеперекачивающих станций:

— головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС) или НПС с резервуарным парком;

— промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС);

— конечные пункты магистрального нефтепровода.

В данной работе будет рассмотрена головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) магистрального нефтепровода, которая служит для сбора нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту (смешивание и разделение ее по сортам) и учета принятой нефти.

Головная НПС состоит из основных комплексов сооружений:

— резервуарный парк;

— подпорная насосная станция;

— основная насосная станция.

Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

— узел учета нефти;

— узел предохранительных клапанов на линии приема НПС;

— узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и подпорной насосной;

— узел регулирования давления;

— узел подключения НПС к нефтепроводу (узел приема и пуска СОД).

Технологическая схема ГНПС предусматривает следующие технологические операции:

— прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;

— отбор нефти из резервуарного парка и подачи ее в нефтепровод;

— одновременное ведение приема нефти и подачи ее в нефтепровод.

Режим работы станции осуществляется по следующим схемам:

— перекачка через резервуарный парк;

— перекачка порезервуарно, т.е., в один резервуар нефть поступает, а из другого идет перекачка нефти;

— перекачка с подключенной емкостью, что позволяет компенсировать равномерность подключения нефти и ее откачки.

Основное назначение резервуарного парка — выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами (предшествующими объектами магистрального нефтепровода) и объектами магистрального транспорта нефти (последующими объектами магистрального нефтепровода). Резервуарный парк компенсирует дисбаланс производительности промыслов и магистралей.

Вторая роль, отводимая резервуарному парку — роль аварийной емкости, в которую принимается нефть при аварии на объектах нефтепровода.

Третье назначение парка — подготовка нефти для транспорта по нефтепроводу (отстаивание воды и механический примесей, смешивание и др.)

Суммарный полезный объем резервуарных парков составляет:

— для ГНПС магистрального нефтепровода — 2-3 суточного объема перекачки;

— для ГНПС эксплуатационного участка — 0,3 — 0,5 суточного объема перекачки;

— для ГНПС эксплуатационного участка, где проводятся приемо-сдаточные операции, 1-1,5 суточного объема перекачки;

Резервуары в резервуарном парке располагаются группами. Каждая группа резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом шириной по верху не менее 0,5 м. Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования должен быть равен емкости наибольшего резервуара в группе.

На территории резервуарного парка предусматривается производственно-дождевая канализация для приема:

— подтоварных вод из резервуаров;

— дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка, где эти воды могут быть загрязнены нефтью;

— воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5 м.

Анализ микроклимата

При транспортировке нефти и нефтепродуктов возможно влияние на работника следующих факторов:

1. Наличие легковоспламеняющейся жидкости (нефти) и горючих (попутных нефтяных) газов;

2. Способность паров нефти и нефтяного газа образовывать вместе с воздухом взрывоопасные смеси;

3. Способность нефти и попутных газов действовать отравляюще на организм человека;

4. Наличие в попутном газе сероводорода — сильно ядовитого газа;

5. Способность нефти образовывать на воздухе самовоспламеняющиеся пирофорные соединения. При воздействии сернистой нефти на стенки оборудования, образуется пирофорное железо (пирофорные отложения), которые на воздухе самовоспламеняются;

6. Способность нефти при своем движении по трубопроводам и в емкостях образовывать статическое электричество;

7. Наличие на установке электрооборудования.

Основные причины, которые могут привести к аварии на установке:

- несвоевременная ревизия и ремонт оборудования, арматуры, трубопроводов;

- производство огневых работ на территории установки при нарушении условий их выполнения, предусмотренных «Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности»;

- несоблюдение противопожарного режима на установке;

- некачественная подготовка трубопроводов, оборудования к ремонту.

Основные нарушения технологического режима, которые могут привести к авариям и несчастным случаям:

- перелив емкостного оборудования;

- неправильные операции по пуску и остановке оборудования;

- неправильное включение трубопроводов в работу, вызвавшее гидравлический удар;

- работа без применения газозащитных средств в газоопасных местах;

- пропуски нефти, через неплотности фланцевых соединений;

- неправильная подготовка коммуникаций в зимний период, включение в схему работы замороженного трубопровода.

При эксплуатации оборудования, входящей в состав установки, имеются следующие опасные производственные факторы, проявление которых возможно при не соблюдении персоналом правил и норм промышленной безопасности:

- наличие нефти в буллитах, технологической обвязке, в насосах обуславливает риск загрязнения окружающей среды и возникновения пожара при разгерметизации соответствующего оборудования;

- наличие попутного газа в буллитах обуславливает риск появления загазованности углеводородами нефти на территории, до концентрации выше предельно-допустимой для здоровья персонала, а так же возникновения взрывоопасной концентрации (внутри оборудования). Эти опасности так же связаны с разгерметизацией оборудования.

Источники потенциально опасных и вредных факторов

При использовании и транспортировке нефти трансформации подвергаются все компоненты окружающей природной среды (атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, рельеф, почвенно-растительный покров, животный мир).

Также работа с нефтепродуктами является источником потенциально опасных и вредных факторов, воздействующих на работников.

Данные факторы можно подразделить на 4 раздела:

1)Физические:

— пыль: особо вредное воздействие на организм человека оказывают токсические пыли. Характер воздействия на пыли зависит от ряда факторов: формы пылинок, ее дисперсности, химического состава. Дисперсность играет большую роль при гигиенической оценке пыли. Размер пыльных частиц существенно влияет на длительность пребывания их во взвешенном состоянии в воздухе, глубину проникновения в дыхательные пути, физико-химическую активность и другие свойства. Пыль обладает способностью удерживаться долгое время во взвешенном состоянии. В спокойном воздухе значительно быстро оседают пылинки размером 10 мкм и более. Пылинки размером менее 10 мкм оседают медленно и вместе с вдыхаемым воздухом попадают на слизистую оболочку дыхательных путей и частично оседают там. А пылинки размером до 5 мкм попадают в легкие, Частицы пыли размером менее 0.1 мкм в большей степени удаляются из легких вместе с выдыхаемым воздухом, Более крупные пылинки удаляются медленно и накапливаются в легких, приводя их к поражению. В развитии патологических изменений в организме человека большое значение имеет как химический состав пыли, так и количество, содержащееся в воздухе. При попадании пыли в легкие развивается заболевание, носящее общее название — пневмокониоз. Сущность данного заболевания заключается в развитии фиброза, то есть в замещении легочной ткани соединительной тканью. В зависимости от характера вдыхаемой пыли различают следующие виды пневмокониоза: силикоз, вызываемый воздействием пыли, содержащей двуокись кремния — SiO₂; антракоз — при вдыхании угольных пылей, асбестоз (пыль асбеста); талькоз (пыль талька) и т.п. Наиболее распространенное и тяжелое заболевание — силикоз. Проявляется он не сразу, а через 5?10, порой через 15 лет работы, связанной с вдыханием пыли кремнезема. Тяжесть заболевания еще усугубляется тем, что оно оказывает влияние на организм в целом (нарушение сердечно-сосудистой системы, центральной нервной системы и др.). При длительном вдыхании пыли может наблюдаться также поражение верхних дыхательных путей (катар, бронхит, бронхиальная астма). Пыль, оседая на коже и слизистых оболочках глаз, может вызвать их раздражение и воспалительные процессы (экземы и т.п.).

— шум: шум определяют как всякий нежелательный для человека звук. Другими словами, это звук, оцениваемый негативно и наносящий вред здоровью. С физической точки зрения шум — это беспорядочное сочетание звуков различной частоты и интенсивности (силы), возникающих при механических колебаниях в твердых, жидких и газообразных средах. Проявление вредного воздействия шума на организм весьма разнообразно. К настоящему времени накоплены многочисленные данные, позволяющие судить о характере и особенностях влияния шумового фактора на слуховую функцию. Течение функциональных изменений может иметь различные стадии.

Помимо действия шума на органы слуха установлено его вредное влияние на многие органы и системы организма, в первую очередь на центральную нервную систему, функциональные изменения в которой происходят раньше, чем диагностируется нарушение слуховой чувствительности; привести к заболеваниям желудочно-кишечного тракта, сдвигам в обменных процессах (нарушение основного, витаминного, углеводного, белкового, жирового, солевого обменов), нарушению функционального состояния сердечно-сосудистой системы. Звуковые колебания могут восприниматься не только органами слуха, но и непосредственно через кости черепа (так называемая костная проводимость). Воздействие шума может привести к сочетанию профессиональной тугоухости (неврит слухового нерва) с функциональными расстройствами центральной нервной, вегетативной, сердечно-сосудистой и других систем, которые могут рассматриваться как профессиональное заболевание — шумовая болезнь.

— вибрация: воздействие производственной вибрации на человека вызывает изменения как физиологического, так и функционального состояния организма человека. Изменения в функциональном состоянии организма проявляются в повышении утомляемости, увеличении времени двигательной и зрительной реакции, нарушении вестибулярных реакций и координации движений. Все это ведет к снижению производительности труда. Изменения в физиологическом состоянии организма — в развитии нервных заболеваний, нарушении функций сердечно-сосудистой системы, нарушении функций опорно-двигательного аппарата, поражении мышечных тканей и суставов, нарушении функций органов внутренней секреции. Все это приводит к возникновению вибрационной болезни.

В последнее время принято различать три формы вибрационной болезни: периферическую — возникающую от воздействия вибрации на руки (спазмы периферических сосудов, приступы побеления пальцев рук на холоде, ослабление подвижности и боль в руках в покое и ночное время, потеря чувствительности пальцев, гипертрофия мышц); церебральную — от преимущественного воздействия вибрации на весь организм человека (общемозговые сосудистые нарушения и поражение головного мозга); смешанную — при совместном воздействии общей и локальной вибрации.

Вредность вибрации усугубляется одновременным воздействием на работающих пониженной температуры воздуха рабочей зоны, повышенного уровня шума, охлаждения рук рабочего при работе с ручными машинами, запыленности воздуха, неудобной позы и др.

2)Химические: в данном разделе будет рассмотрен один из факторов влияния — нефть: углеводороды, входящие в состав нефтяных газов способны оказывать сравнительно слабое наркотическое действие. Значительно сильнее действуют пары менее летучих (жидких) составных частей нефти. Именно они определяют характер действия сырых нефтей. Нефти, содержащие мало ароматических углеводородов, действуют так же, как и смеси метановых и нафтеновых углеводородов — их пары вызывают наркоз и судороги. Высокое содержание ароматических соединений может угрожать хроническими отравлениям, главную роль при этом играет сероводород. Воздействие паров нефти на кожные покровы может приводить к раздражениям, возникновению сухости, шелушению кожи, появлению трещин. Многие химические соединения, содержащиеся в нефти, могут оказывать канцерогенное действие.

3)Биологические (микробы, споры, микроорганизмы…)

4)Психофизиологические (нервные перегрузки, стрессы, утомления…)

5.2 Мероприятия по созданию безопасных условий труда

Общие требования безопасности

В целях обеспечения минимального уровня влияние опасных производственных факторов при эксплуатации установки и достижения оптимальных условий труда для работников, необходимо планомерно реализовывать комплекс технических, технологических и организационных мероприятий по:

- замене и модернизации оборудования, предохранительных устройств, средств автоматики и автоматизации;

- проведению текущего и капитального ремонта;

- пожарной, экологической безопасности и промышленной санитарии;

- контролю состояния воздушной среды в рабочей зоне;

- организации и безопасному проведению огневых и газоопасных работ;

- контролю за выполнением регламентных работ, осмотру и гидравлическим испытаниям оборудования.

К работающему на данном объекте персоналу, с целью снижения опасности возникновения аварийной ситуации, предъявляются следующие требования:

- к работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения, безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ;

- соблюдать требования охраны труда, установленные законом и иными нормативными правовыми актами и инструкциями по охране труда, разработанными работодателем в установленном порядке;

- правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты;

- проходить обучение безопасным методам выполнения работ по охране труда, оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте, проверку знаний требований охраны труда;

- немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя в любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае на производстве, или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе проявления признаков профессионального заболевания (отравления);

- проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования);

- в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

- своевременно должны осуществлять профилактические мероприятия по обеспечению работы установки обессоливания в осенне-зимний период;

- один раз в квартал проходить повторный инструктаж по охране труда;

- ежегодно проходить очередную проверку знаний по своей профессии.

Не допускается эксплуатировать электрооборудование при неисправных средствах взрывзащиты, блокировках, нарушении схем управления и защиты.

Для предотвращения попадания под напряжение обслуживающего персонала, производящего включение и отключение электроустановок, выполняется комплекс специальных организационных и технических мероприятий. Перед пуском в работу установки с электроприводом рабочему необходимо убедиться:

– в наличии и исправности защитного заземления;

– в отсутствии оголенных токоведущих частей;

– в наличии поверенных защитных средств;

– в исправности механической части оборудования;

– в наличии ограждения токоведущих и вращающихся, частей.

Перед каждым использованием защитных средств персоналу необходимо:

– проверить его исправность и отсутствие внешних повреждений; резиновые диэлектрические перчатки проверять на отсутствие проколов;

– проверить по штампу, до какого напряжения допустимо применение данного средства и не истек ли срок его периодического испытания.

При обнаружении неисправностей использование защитного средства не допустимо.

К обслуживающему данный объект персоналу, с целью снижения опасности возникновения аварийных ситуации, предъявляются следующие требования:

- работы по наладке, ремонту и испытанию оборудования, систем контроля, управления, противоаварийной автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения должны исключать искрообразование,

- на проведение работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и проведения работ;

- эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывзащиты, блокировках, нарушение схем управления и защиты не допускается;

- к работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по охране труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ;

- осмотр аппаратов производить при естественном освещении или при помощи светильников во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12 В; запрещается применять для освещения факелы, спички и другие источники открытого огня;

- отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы разрешается только паром или горячей водой; использование для этих целей паяльных ламп и других способов с применением открытого огня запрещается;

- скашивание и уборка травы в пределах обвалования установки, содержание территории и проездов в чистоте, ликвидация замазученности оборудования и территории;

- упорядочивание складирования горючих материалов и легко воспламеняющихся жидкостей;

- курение в специально отведенном месте.

Требования безопасности перед началом работы

К безопасности перед началом работы в насосных предъявляются следующие требования:

— включение общеобменной вентиляции

— проверка состояния рабочего места, исправности инструмента, приспособлений, механизмов, наличия СИЗ и первичных средств пожаротушения, при этом запрещается пользоваться неисправным инструментом, приспособлениями, механизмами, СИЗ

— проверка состояния заземления насосов, электродвигателей, электроаппаратуры, трубопроводов и другого оборудования насосной, при этом корпусы насосов, перекачивающих нефтепродукты должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами

— перед проведением ремонтных работ, связанных с разборкой насосного агрегата или другого оборудования насосной, необходимо отключить электроэнергию с помощью коммутационной арматуры и убрать предохранители, на щит управления вывесить плакат «не включать — работают люди!», отсоединить насос от трубопроводов закрытием задвижек.

Требования безопасности во время работы

Во время работы в насосной необходимо соблюдать следующие меры безопасности:

— во время работы в насосной должна быть обеспечена надежная работа естественной и принудительной приточно-вытяжной вентиляции; запрещается пускать в работу насосные агрегаты при неработающей вентиляции, а также со снятыми ограждениями и предохранительными кожухами, с неисправными манометрами

— при эксплуатации насосных должен быть установлен надзор за герметичностью насосов и трубопроводов, необходимо регулярно через каждые 30 минут производить осмотр оборудования, определять степень нагрева отдельных узлов

— все трущиеся части насоса должны регулярно смазываться, но при смазке не должно быть растекания и разбрызгивания смазочных материалов

— в случае обнаружения нарушений в режиме работы насоса (шум, повышенная вибрация, перегрев подшипников, подтекание сальников, трещины и дефекты отдельных частей и т.п.) насос должен быть остановлен.

— температуру подшипников и сальников следует проверять не реже одного раза в час. Перегрев подшипников выше 60°С не допускается, запрещается охлаждение подшипников или вала холодной водой, льдом и т.п.

— при остановке насоса для ремонта необходимо: отключить электродвигатель от источника питания и на пусковом устройстве вывесить плакат «Не включать — работают люди!», отключить насос от трубопроводов путем закрытия задвижек и установкой заглушек, оставшийся продукт удалить из насоса, сделать запись в журнале эксплуатации с указанием времени остановки агрегата для ремонта.

— разборка и ремонт насоса должны производиться по распоряжению руководителя предприятия с оформлением наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.

— ремонт насосов, перекачивающих этилированный бензин, допускается только после внутренней и внешней промывки корпуса и всех узлов и деталей насоса керосином.

— после промывки корпус и детали насоса необходимо насухо протереть обтирочным материалом.

— при ремонте насосов и других работах в помещении насосной должен применяться инструмент, изготовленный из материала, исключающего искрообразование при ударе.

— не допускается нахождение людей напротив выбиваемых или впрессовываемых деталей.

— работники, пользующиеся электрическим инструментом, должны иметь группу по электробезопасности не ниже II и соответствующее удостоверение.

— смена электроламп и предохранительных колпаков в насосных проводится электромонтером.

— во время работы насосных агрегатов запрещается: производить крепление и ремонт каких-либо деталей и оборудования, находящихся под давлением, удалять ограждение или отдельные его части, тормозить движущиеся части руками или при помощи других предметов (лом, труба и т.д.), класть на горячие части насосов и трубопроводов обтирочный материал или какие-либо другие предметы, пропитанные нефтепродуктами, оставлять насосный агрегат без присмотра, при отсутствии средств автоматического контроля и сигнализации.

Требования безопасности в аварийных ситуациях

При эксплуатации насосных установок возможны аварийные ситуации, в том числе:

— значительные утечки нефтепродуктов на работающем агрегате;

— внезапное прекращение подачи электроэнергии или пара;

— сильная вибрация насосного агрегата, перегрев и появление дыма подшипников, уплотнений, сальников в разделительной стене, загорание;

— повышенная загазованность.

В случае аварийной ситуации, а также при обнаружении какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы насоса или создающей угрозу работникам, необходимо остановить насос, задвижки на входных и выходных линиях закрыть. Известить руководство организации об аварийной остановке насоса.

Не допускается запуск насоса в работу до устранения всех неисправностей.

При несчастном случае пострадавшему оказать первую помощь, вызвать скорую медицинскую помощь, сообщить руководству организации.

В случае возгорания или взрыва в помещении насосной станции остановить все виды перекачки, вызвать пожарную охрану, сообщить руководству организации, действовать согласно плану ликвидации аварий.

5.3 Разработка рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

Как указывалось выше, на магистральном нефтепроводе производственные рабочие подвергаются влиянию многих вредных и опасных факторов. В данном разделе будет рассмотрен наиболее вредный фактор головной нефтеперекачивающей станции, отрицательно влияющий на организм — вибрация.

При работе в условиях вибраций производительность труда снижается, растет число травм. На некоторых рабочих местах вибрации превышают нормируемые значения, а в некоторых случаях они близки к предельным. Обычно в спектре вибрации преобладают низкочастотные вибрации отрицательно действующие на организм. Некоторые виды вибрации неблагоприятно воздействуют на нервную и сердечно-сосудистую системы, вестибулярный аппарат. Наиболее вредное влияние на организм человека оказывает вибрация, частота которой совпадает с частотой собственных колебаний отдельных органов.

Производственная вибрация, характеризующаяся значительной амплитудой и продолжительностью действия, вызывает у работающих раздражительность, бессонницу, головную боль, ноющие боли в руках людей, имеющих дело с вибрирующим инструментом. При длительном воздействии вибрации перестраивается костная ткань: на рентгенограммах можно заметить полосы, похожие на следы перелома — участки наибольшего напряжения, где размягчается костная ткань. Возрастает проницаемость мелких кровеносных сосудов, нарушается нервная регуляция, изменяется чувствительность кожи. При работе с ручным механизированным инструментом может возникнуть акроасфиксия (симптом мертвых пальцев) — потеря чувствительности, побеление пальцев, кистей рук. При воздействии общей вибрации более выражены изменения со стороны центральной нервной системы: появляются головокружения, шум в ушах, ухудшение памяти, нарушение координации движений, вестибулярные расстройства, похудение.

Методы борьбы с вибрацией базируются на анализе уравнений, описывающих колебания машин и агрегатов в производственных условиях. Эти уравнения сложны, т.к. любой вид технологического оборудования (так же как и его отдельные конструктивные элементы) является системой со многими степенями подвижности и обладает рядом резонансных частот.

Для простоты анализа будем считать, что на систему воздействует переменная возмущающая сила, изменяющаяся по синусоидальному закону. Тогда уравнение колебаний этой системы будет иметь вид:

, (5.1)

где m — масса системы;

q — коэффициент жесткости системы;

Х — текущее значение вибросмещения;

— текущее значение виброскорости;

— текущее значение виброускорения;

— амплитуда вынуждающей силы;

— угловая частота вынуждающей силы.

Общее решение этого уравнения содержит два слагаемых: первый член соответствует свободным колебаниям системы, которые в данном случае являются затухающим из-за наличия в системе трения; второй — соответствует вынужденным колебаниям. Главная роль — вынужденные колебания.

Выражая вибросмещение в комплексном виде и подставив соответствующие значения и в формулу (5.1) найдем выражения для соотношения между амплитудами виброскорости и вынуждающей силы:

(5.2)

Знаменатель выражения характеризует сопротивление, которое оказывает система вынуждающей переменной силе, и называется полным механическим импедансом колебательной системы. Величина составляет активную, а величина — реактивную часть этого сопротивления. Последняя состоит из двух сопротивлений — упругого и инерционного — .

Реактивное сопротивление равно нулю при резонансе, которому соответствует частота

(5.3)

При этом система оказывает сопротивление вынуждающей силе только за счет активных потерь в системе. Амплитуда колебаний на таком режиме резко увеличивается.

Таким образом, из анализа уравнений вынужденных колебаний системы с одной степенью свободы следует, что основными методами борьбы с вибрациями машин и оборудования являются:

1. Снижение виброактивности машин: достигается изменением технологического процесса, применением машин с такими кинематическими схемами, при которых динамические процессы, вызываемые ударами, ускорениями и т. п. были бы исключены или предельно снижены.

В данном случае рекомендовано:

· замена клепки сваркой;

· динамическая и статическая балансировка механизмов;

· смазка и чистота обработки взаимодействующих поверхностей;

· применение кинематических зацеплений пониженной виброактивности, например, шевронных и косозубых зубчатых колес вместо прямозубых;

· замена подшипников качения на подшипники скольжения;

· применение конструкционных материалов с повышенным внутренним трением.

2. Отстройка от резонансных частот: заключается в изменении режимов работы машины и соответственно частоты возмущающей вибросилы; собственной частоты колебаний машины путем изменения жесткости системы.

В данном случае рекомендовано:

· установка ребер жесткости или изменение массы системы путем закрепления на машине дополнительных масс.

3. Вибродемпфирование: метод снижения вибрации путем усиления в конструкции процессов трения, рассеивающих колебательную энергию в результате необратимого преобразования ее в теплоту при деформациях, возникающих в материалах, из которых изготовлена конструкция.

В данном случае рекомендовано:

· нанесение на вибрирующие поверхности слоя упруговязких материалов, обладающих большими потерями на внутреннее трение: мягких покрытий (резина, пенопласт ПХВ-9, мастика ВД17-59, мастика «Анти-вибрит») и жестких (листовые пластмассы, стеклоизол, гидроизол, листы алюминия);

· применение поверхностного трения (например, прилегающих друг к другу пластин, как у рессор);

· установка специальных демпферов.

4. Виброизоляция: уменьшение передачи колебаний от источника к защищаемому объекту при помощи устройств, помещаемых между ними. Эффективность виброизоляторов оценивают коэффициентом передачи КП, равным отношению амплитуды виброперемещения, виброскорости, виброускорения защищаемого объекта, или действующей на него силы к соответствующему параметру источника вибрации. Виброизоляция только в том случае снижает вибрацию, когда КП < 1. Чем меньше КП, тем эффективнее виброизоляция.

В данном случае рекомендовано:

· применение виброизолирующих опор типа упругих прокладок, пружин или их сочетания.

5. Виброгашение — увеличение массы системы. Виброгашение наиболее эффективно при средних и высоких частотах вибрации. Этот способ нашел широкое применение при установке тяжелого оборудования (молотов, прессов, вентиляторов, насосов и т. п.).

В данном случае рекомендовано:

· установка агрегатов на массивный фундамент.

6. Индивидуальные средства защиты.

Поскольку методы коллективной защиты нерационально применять в связи с их большой затратоемкостью (для этого необходимо полностью пересмотреть планы модернизации оборудования предприятия), то в данном разделе рассмотрим и проведем расчеты по использованию средств индивидуальной защиты для уменьшения влияния вибраций на организм производственного персонала, обслуживающего насосные системы головной нефтеперекачивающей станции.

В качестве средств защиты от вибрации при работе выберем антивибрационные рукавицы и специальную обувь.

Таким образом, чтобы уменьшить влияние вибрации рабочему необходимо применять следующие средства индивидуальной защиты:

— Антивибрационные рукавицы. Хорошо зарекомендовала себя продукция Ansell ВИБРА ГАРД — выпускаемые ими антивибрационные перчатки обеспечивают защиту от вибрации.

Отличительные характеристики: уникальные виброзащитные перчатки от самого широкого спектра низкочастотных и высокочастотных колебаний. Манжеты: водительская крага с «липучкой». Особая стойкость к истиранию, разрыву. Маслобензоотталкивающие. Отличный сухой и влажный (промасленный) захват. Антистатичные. Антибактериальная обработка. Подкладка: наполнитель «Гельформ». Снижение вибрации в процентном соотношении до безопасного уровня (снятие синдрома вибрации системы кисть-предплечье): низкочастотные колебания от 8 до 31,5 Гц — на 83%, среднечастотные колебания от 31,5 до 200 Гц — на 74%, высокочастотные колебания от 200 до 1000 Гц — на 38%. Работа при температуре от +40°С до -20°С. ГОСТ 12.4.002-97, ГОСТ 12.4.124-83. Модель 7-112

Материал покрытия: бутадиеновый каучук (нитрил). Длина: 240 мм

Размеры: 10, 11. Цена — 610,0 рублей за пару.

— Антивибрационные полусапоги имеют многослойную резиновую подошву. Такие, например, как Сапоги РАНГ КЛАССИК, которые рекомендуются для предприятий нефтегазового комплекса и производств, где используются агрессивные вещества. Верх выполнен из качественной натуральной водоотталкивающей кожи. Износоустойчивая МБС, КЩС подошва. Метод крепления подошвы Goodyear. Боковые петли для удобного надевания. Металлический подносок ударной прочностью 200 Дж защищает стопу от ударов и сдавливания. Светоотражающие элементы на голенище визуально обозначают присутствие человека при работах в условиях плохой видимости или темного времени суток. ГОСТ 12.4.137-84, ГОСТ 28507-90, EN ISO 20345:2004. Материал верха: натуральная лицевая кожа, ВО. Подошва: монолитная многослойная резина. Цена — 3800,0 за пару.

Таким образом, используя данные средства индивидуальной защиты, можно сократить влияние вибрации на организм рабочего. Если выдавать на один год 4 пары перчаток и одну пару антивибрационных сапог, то предприятие будет дополнительно тратить на каждого работника ориентировочно 2000,0 рублей в месяц. Данные расходы можно считать экономически обоснованными, поскольку они являются профилактикой профессиональных заболеваний. Таких, как, например, вибрационная болезнь, являющаяся причиной для постановки работника на инвалидность.

Кроме того, рационально также соблюдать режим рабочего времени. Так, длительность работы с вибрирующим оборудованием не должна превышать 2/3 рабочей смены. Операции распределяют между работниками так, чтобы продолжительность непрерывного действия вибрации, включая микропаузы, не превышала 15…20 мин. Рекомендуется делать перерывы на 20 мин через 1…2ч после начала смены и на 30 мин через 2 ч после обеда.

Во время перерывов следует выполнять специальный комплекс гимнастических упражнений и гидропроцедуры — ванночки при температуре воды 38 °С, а также самомассаж конечностей.

Если вибрация машины превышает допустимое значение, то время контакта работающего с этой машиной ограничивают.

Для повышения защитных свойств организма, работоспособности и трудовой активности следует использовать специальные комплексы производственной гимнастики, витаминную профилактику (два раза в год комплекс витаминов С, В, никотиновую кислоту), спецпитание.

Комплексно применяя вышеперечисленные методы, можно снизить влияние такого вредного фактора, как вибрация и предотвратить его переход из разряда вредных в разряд опасных факторов.

Выводы по пятому разделу

Таким образом, в данном разделе рассмотрены условия труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти».

Наиболее опасными и вредными факторами на данном рабочем месте являются: шум, вибрация, испарения нефтепродуктов, возможность заражения энцефалитом и боррелиозом в весеннее-летний период. Наиболее опасным из них является воздействие вибрации. В связи с этим, были выполнены рекомендации, направленные на устранение негативного влияния данного фактора. Для этого рационально на период 12 месяцев обеспечить рабочий состав индивидуальными средствами защиты в количестве (из расчета на одного человека) 4 пар антивибрационных перчаток и одной пары антивибрационных сапог, что позволит в несколько раз снизить влияние указанного фактора.

Для исследования выбрано ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».

При анализе основных показателей деятельности следует, что рентабельность продаж в 2009 году составляет 1,42%, в 2010 — 1,45%, в 2011 — 1,38%, что также свидетельствует о снижении эффективности деятельности предприятия, а так же об этом свидетельствует то, что валовая прибыль и чистая прибыль уменьшилась за анализируемый период. Баланс предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» за анализируемый период является неликвидным. Таким образом, необходимо разрабатывать мероприятия по повышению показателей деятельности, и улучшению ликвидности баланса предприятия.

Конкурентная позиция выше Лукойла, по сравнению Сургутнефтегаз и ОАО «СЗМН». Но важно отметить, что позиции нашего предприятия выше, чем у Сургутнефтегаз. Например, на предприятии ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» качество и технологии хуже, чем у ЛУКОЙЛа.

У предприятия есть огромное количество потенциальных потребителей. Но деятельность компании ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» влияют выросшие требования к качеству продукции.

У предприятия ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» существует множество сильных и слабых сторон, а также возможности и угрозы. Например, снижение объема производимой продукции, поэтому рекомендуем искать резервы для повышения производительности для добычи нефти.

Второе место по производству мировой нефти занимает Россия 9,5 млн. баррелей в день. На территории России нефть добывается на 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений, крупнейшие из которых находятся на шельфе Сахалина, Баренцева, Карского и Каспийского морей. Большая часть разведанных запасов нефти страны сосредоточена в Западной Сибири и на территории Уральского федерального округа, одним из которых является Гагаринское месторождение.

Основная проблема предприятия — новые технологии есть, но недропользователи их не используют. Причина, как правило, заключается в том, что применение новых технологий связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения. На предприятии существует недоинвестирование, из чего происходит снижение добычи нефти. Поэтому необходимо совершенствовать технологии добычи нефти.

Для увеличения темпов отбора нефти в настоящее время запасы, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным карбонатным коллекторам практикуется вовлекать по средствам кислотного гидроразрыва пласта — одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Который в данном дипломном проекте подробно рассмотрен и рекомендован к проведению на предприятии.

Данное мероприятие проведено на скважине 66 Гагаринского месторождения. По прогнозному дебиту проведен расчет добычи нефти по месяцам и накопленной добычи нефти, что позволило оценить предполагаемый технологический эффект от кислотного ГРП. Так за первый год после ГРП прогнозируемая дополнительная добыча нефти составит 5965 т., за два года — 10259 т., за три года — 13490 т., за 43 месяца — 15047 т.

Процесс КГРП осуществляется на нефтяных залежах для вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов порового типа: проницаемостью, менее 0,05 мкм², глубиной залегания не более 3600 м, эффективной толщиной, не менее 3 м, пористостью 10-20%. Основными критериями подбора скважин под КГРП являются: пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, неоднородны по разрезу скважины), скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с потенциальным (проектным).

Скважины должны быть технически исправными, качество цементирования должно гарантировать надежное разобщение пласта, подвергаемого ГРП, с выше и ниже залегающими объектами.

Этим условиям удовлетворяет скважина №413 залежи нефти пласта Фм. По состоянию на 01.01.2012 г. она находится в освоении, при опробировании дала 8,7 т/сут. Поэтому рекомендуем проведение данного мероприятие на скважине №413.

Технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта состоит из следующих этапов: подготовка скважин, детальный осмотр и профилактический ремонт рабочих и вспомогательных агрегатов перед гидроразрывом с заменой изношенных деталей или узлов, расстановкой техники на кусту, монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины, соединение смесителя емкостями и насосными агрегатами, соединение затрубного пространства скважины с насосным агрегатом, создание системы контроля параметров, осуществление процесса и заключительные работы:

В работе сделали экономическое обоснование. Капиталовложения на проект составляют 8379 тыс.руб. Чистый дисконтированный доход составляет 38974 тыс.руб., индекс доходности дисконтированных инвестиций 5,65, внутренняя норма доходности — 313,5%, окупаемость на первом году проекта. По данным показателям следует, что проект эффективен.

Размещено на