В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.
Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика – с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.
При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.
Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м3/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакеp и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.)
Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.
В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.
На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.
После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30–35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.
Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.
Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах.
Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.
Основная часть загрязнителей атмосферы – газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях, в газе которых содержится сероводород (Астраханское – до 30%; Саратовское – до 6,1%; Оренбургское – до 4,7% и др.). К основным таким мероприятиям относят:
правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и арматуры;
герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки газа и газоконденсата;
применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;
применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку;
применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.
Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.
Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание, системы улавливания паров и др.
Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питание растений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные заграждения.
Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникации одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование наклонно-направленного бурения. На участках временного пользования, например, прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складируют и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.
9. Технико-экономическое обоснование проекта
Для того, чтобы определить экономическую эффективность производства модели, необходимо определить стоимость работ. Для расчета стоимости материалов и комплектующих изделий составим смету.
Таблица 1. Расчет материалов и комплектующих изделий
| Наименование материала | Ед.изм. | Количество | Цена | Сумма |
| КранКрестовинаТройникПер. КатушкаМанометрПатрубокФланцевые соединения(дерево)БуферОснование (1/6 листа ДСП)Переходник | Шт.Шт.Шт.Шт.Шт.Шт.Шт.Шт.Шт.Шт. | 1222129241115 | 300 руб.500 руб.150 руб.100 руб.700 руб.60 руб.50 руб.135 руб.110 руб.175 руб. | 2760 руб.1000 руб.300 руб.100 руб.1400 руб.540 руб.1200 руб.135 руб.110 руб.2625 руб. |
| ИТОГО | 10170 руб. |
Производим расчет расходов на заработную плату и начисление на нее.
Расходы на заработную плату определяем по формуле:
Рзп = ЗПосн+ ЗПдоп + ЗПсоц.страх = 6480+712,8+1499,47 = 8692,27, руб.
где ЗПосн – основная заработная плата.
ЗПдоп – дополнительная заработная плата.
ЗПсоц.страх – отчисления на социальное страхование.
Определяем основную заработную плату по формуле:
ЗПосн = Тст*Фд*R*S = 30*18*2*6 = 6480, руб.
где Тст – часовая тарифная ставка разряда данного рабочего.
Тст = 30 руб. Фд – действительный фонд времени, дни.
R– количество рабочих, R=2.
S– продолжительность смены, S = 6 часов.
Действительный фонд времени определяется по формуле:
Фд = Фк – ДВ/П = 21–3/1 = 18 дней
где Фк – календарные дни.
ДВ/П – выходные и праздничные дни.
Определяем дополнительную заработную плату по формуле:
ЗПдоп = (ЗПосн*11)/l00 = (6480*11)/100 = 712,8, руб.
Определяем отчисления на социальное страхование по формуле:
ЗПсоц.страх = (ЗПосн + ЗПдоп)*26% = (6480–712,8)*26% = 1499,47, руб.
Производим расчет накладных расходов по формуле:
Рн= ЗПосн*1,75% = 6480*1,75% = 113,4, руб.
Определяем производственную себестоимость по формуле
С=Рм+Рзп+Рн = 10170+8692,27+113,4 = 18975,67, руб.
Где Рм – расходы на материалы.
Рзп - расходы на заработную плату.
Рн – накладные расходы.
Находим процент от прибыли по формуле
П=С*20% = 18975,67*20% = 3795,13, руб.
Определим себестоимость с учетом прибыли по формуле
С'=С+П = 18975,67+3795,13 = 22770,8, руб.
Производим расчет экономической эффективности от производства работ по формуле:
Э=С'-МВ-Рм = 22770,8 – 0 – 10170 = 12600,8, руб.
Где С' – себестоимость с учетом прибыли.
МВ – материальное вознаграждение.
Рм – расходы на материалы.
10. Обслуживание фонтанных скважин
В процессе обслуживания фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом, производить проверку действия, осмотр, профилактический, а в необходимых случаях п текущий ремонт оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.
Текущий контроль за работой скважины осуществляется по величине дебита, а также наблюдением за величиной буферного и затрубного давления. Обычно дебит замеряют один или два раза в неделю по специальному графику (на многих промыслах эта работа выполняется под руководством геологической службы промысла замерщиками дебитов), но во многих случаях, когда возникает сомнение в соответствии дебита скважины установленному режиму, оператор должен делать контрольные замеры большей или меньшей продолжительности. Основанием для выполнения внеочередного контрольного замера дебита может быть изменение буферного или затрубного давления, всякое нарушение характера работы скважины или замена штуцера.
По графику, утвержденному мастером по добыче или начальником участка, оператор производит проверку штуцеров. На промыслах, где добывается нефть с песком, эта операция выполняется с целью проверки степени износа штуцера под действием песка, а на промыслах, где добывается парафинистая нефть, проверкой определяется (ориентировочно) количество отложений парафина около штуцера. В случае необходимости оператор должен самостоятельно принимать необходимые меры по исправлению работы скважины и сообщать об обнаруженных неисправностях мастеру или диспетчеру.