Где Пвал. – прирост прибыли от реализации дополнительной добычи

Налоги - - 24 % от реализации.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ΔНПДН) определяется за все годы расчетного периода:

 

ΔНПДН = ПДНк

 

где t -тек. год

t Т

Т - расчетный период по мероприятиям НТП.

К - годы, предшествующие текущему году включительно

ΔПДНк-прирост потока денежной наличности в к-том году, тыс.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени,то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования производится по формуле указанной выше. Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ΔДПДНt) и чистой текущей стоимости (ΔЧТСt) определяются по следующим формулам:

 

ΔДПДНt =ΔПДНt * at

ЧТСt= ДПДНк

 

Исходные данные для расчетов НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.1.

Согласно этой методике все расчеты представлены в таблице 6.2.

 

Таблица 6.2 Расчет экономической эффективности от проведения оптимизации в НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1
№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,3	1561,952	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	290,68	285,31	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	920,5	903,49	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30
	НПДН	тыс.руб.	920,5	1823,99	2824,29	3792,31	4792,61	5760,64	6760,94	7761,23	8729,26	9729,56	10697,59	11697,88
	Коэф.дисконтирования		1,0	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	920,5	901,69	994,29	958,35	985,29	948,67	970,29	960,28	919,63	945,28	909,95	930,28
	ЧТС	тыс.руб.	920,5	1822,18	2816,48	3774,83	4760,12	5708,79	6679,07	7639,36	8558,99	9504,27	10414,21	11344,49

 

 

Рисунок 6.1 Профиль накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

 

6.2 Анализ чувствительности проекта к риску

 

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными, то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта.

Для анализа чувствительности выбираем интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:

- дополнительная добыча (-30%; +10%),

- цены на нефть (-20%; +20%),

- текущие затраты (-10%; +10%),

- налоги (-20%; +20).

Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТС(Qд.д.); ЧТС(Ц); ЧТС(И); ЧТС(Н). Результаты расчетов приведены в таблицах 6.3 – 6.10.

 

 

Таблица 6.3 Изменение ЧТС от дополнительной добычи -30 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	0,825	0,745	0,825	0,798	0,825	0,798	0,825	0,825	0,798	0,825	0,798	0,825
	Прирост выручки	тыс.руб.	1210,51	1093,37	1210,51	1171,46	1210,51	1171,46	1210,51	1210,51	1171,46	1210,51	1171,46	1210,51
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	394,19	261,20	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	289,19	261,20	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	195,92	199,72	221,12	213,99	221,12	213,99	221,12	221,12	213,99	221,12	213,99	221,12
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	620,41	632,45	700,21	677,62	700,21	677,62	700,21	700,21	677,62	700,21	677,62	700,21
	НПДН	тыс.руб.	620,41	1252,85	1953,06	2630,68	3330,89	4008,51	4708,72	5408,92	6086,54	6786,75	7464,37	8164,58
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	620,41	631,18	696,01	670,84	689,70	664,07	679,20	672,20	643,74	661,70	636,96	651,19
	ЧТС	тыс.руб.	620,41	1251,59	1947,59	2618,44	3308,14	3972,21	4651,41	5323,61	5967,35	6629,05	7266,01	7917,20

 

Таблица 6.4 Изменение ЧТС от дополнительной добычи +10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,296	1,170	1,296	1,254	1,296	1,254	1,296	1,296	1,254	1,296	1,254	1,296
	Прирост выручки	тыс.руб.	1902,23	1718,15	1902,23	1840,87	1902,23	1840,87	1902,23	1902,23	1840,87	1902,23	1840,87	1902,23
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	559,44	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	454,44	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	322,27	313,85	347,47	336,26	347,47	336,26	347,47	347,47	336,26	347,47	336,26	347,47
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	1020,53	993,84	1100,33	1064,83	1100,33	1064,83	1100,33	1100,33	1064,83	1100,33	1064,83	1100,33
	НПДН	тыс.руб.	1020,53	2014,37	3114,69	4179,53	5279,85	6344,68	7445,01	8545,34	9610,17	10710,49	11775,33	12875,65
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	1020,53	991,86	1093,72	1054,18	1083,82	1043,53	1067,32	1056,31	1011,59	1039,81	1000,94	1023,30
	ЧТС	тыс.руб.	1020,53	2012,38	3106,11	4160,29	5244,11	6287,64	7354,96	8411,27	9422,86	10462,67	11463,61	12486,92

 

Таблица 6.5 Изменение ЧТС от цены -20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	1383,44	1249,56	1383,44	1338,82	1383,44	1338,82	1383,44	1383,44	1338,82	1383,44	1338,82	1383,44
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	207,68	210,34	232,88	225,36	232,88	225,36	232,88	232,88	225,36	232,88	225,36	232,88
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	657,64	666,08	737,44	713,65	737,44	713,65	737,44	737,44	713,65	737,44	713,65	737,44
	НПДН	тыс.руб.	657,64	1323,72	2061,16	2774,81	3512,26	4225,91	4963,35	5700,79	6414,45	7151,89	7865,54	8602,99
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	657,64	664,74	733,02	706,52	726,38	699,38	715,32	707,94	677,97	696,88	670,83	685,82
	ЧТС	тыс.руб.	657,64	1322,39	2055,40	2761,92	3488,30	4187,68	4903,00	5610,95	6288,92	6985,80	7656,63	8342,46

 

Таблица 6.6 Изменение ЧТС от цены +20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	2075,16	1874,34	2075,16	2008,22	2075,16	2008,22	2075,16	2075,16	2008,22	2075,16	2008,22	2075,16
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	373,69	360,29	398,89	386,02	398,89	386,02	398,89	398,89	386,02	398,89	386,02	398,89
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	1183,35	1140,91	1263,15	1222,40	1263,15	1222,40	1263,15	1263,15	1222,40	1263,15	1222,40	1263,15
	НПДН	тыс.руб.	1183,35	2324,26	3587,41	4809,82	6072,97	7295,37	8558,52	9821,67	11044,07	12307,22	13529,63	14792,78
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	1183,35	1138,63	1255,57	1210,18	1244,20	1197,96	1225,26	1212,62	1161,28	1193,68	1149,06	1174,73
	ЧТС	тыс.руб.	1183,35	2321,98	3577,55	4787,73	6031,93	7229,89	8455,15	9667,77	10829,05	12022,73	13171,79	14346,52

 

Таблица 6.7 Изменение ЧТС от текущих затрат -10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,30	1561,95	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	466,31	335,83	371,81	359,82	371,81	359,82	371,81	371,81	359,82	371,81	359,82	371,81
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	303,12	294,27	325,80	315,29	325,80	315,29	325,80	325,80	315,29	325,80	315,29	325,80
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	959,87	931,85	1031,69	998,41	1031,69	998,41	1031,69	1031,69	998,41	1031,69	998,41	1031,69
	НПДН	тыс.руб.	959,87	1891,73	2923,42	3921,83	4953,53	5951,94	6983,63	8015,33	9013,74	10045,44	11043,85	12075,54
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	959,87	929,99	1025,50	988,43	1016,22	978,45	1000,74	990,43	948,49	974,95	938,51	959,48
	ЧТС	тыс.руб.	959,87	1889,86	2915,37	3903,80	4920,01	5898,46	6899,20	7889,63	8838,12	9813,07	10751,58	11711,06

 

Таблица 6.8 Изменение ЧТС от текущих затрат +10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,30	1561,95	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	569,94	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	278,25	276,36	305,97	296,10	305,97	296,10	305,97	305,97	296,10	305,97	296,10	305,97
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	881,12	875,13	968,90	937,64	968,90	937,64	968,90	968,90	937,64	968,90	937,64	968,90
	НПДН	тыс.руб.	881,12	1756,25	2725,15	3662,80	4631,70	5569,34	6538,24	7507,14	8444,78	9413,68	10351,32	11320,22
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	881,12	873,38	963,09	928,27	954,37	918,89	939,83	930,14	890,76	915,61	881,39	901,08
	ЧТС	тыс.руб.	881,12	1754,50	2717,59	3645,86	4600,22	5519,11	6458,94	7389,09	8279,85	9195,46	10076,84	10977,92

 

Таблица 6.9 Изменение ЧТС от налогов -20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,3	1562,0	1729,3	1673,5	1729,3	1673,5	1729,3	1729,3	1673,5	1729,3	1673,5	1729,3
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	232,55	228,25	252,71	244,55	252,71	244,55	252,71	252,71	244,55	252,71	244,55	252,71
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	978,63	960,56	1063,47	1029,17	1063,47	1029,17	1063,47	1063,47	1029,17	1063,47	1029,17	1063,47
	НПДН	тыс.руб.	978,63	1939,19	3002,66	4031,83	5095,30	6124,47	7187,94	8251,42	9280,58	10344,06	11373,22	12436,70
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	978,63	958,64	1057,09	1018,88	1047,52	1008,58	1031,57	1020,93	977,71	1004,98	967,42	989,03
	ЧТС	тыс.руб.	978,63	1937,27	2994,36	4013,24	5060,76	6069,34	7100,91	8121,84	9099,55	10104,53	11071,95	12060,98

 

Таблица 6.10 Изменение ЧТС от налогов +20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	Фонд скважин	Скв.
	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,30	1561,95	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30	1729,30	1673,52	1729,30	1673,52	1729,30
	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
	Налог на прибыль	тыс.руб.	348,82	342,38	379,06	366,83	379,06	366,83	379,06	379,06	366,83	379,06	366,83	379,06
	Поток денежной наличности	тыс.руб.	862,36	846,43	937,12	906,89	937,12	906,89	937,12	937,12	906,89	937,12	906,89	937,12
	НПДН	тыс.руб.	862,36	1708,79	2645,91	3552,80	4489,92	5396,81	6333,93	7271,05	8177,94	9115,06	10021,95	10959,07
	Коэф.дисконтирования		1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
	ДПДН	тыс.руб.	862,36	844,74	931,50	897,82	923,06	888,75	909,01	899,63	861,55	885,58	852,48	871,52
	ЧТС	тыс.руб.	862,36	1707,10	2638,59	3536,42	4459,48	5348,23	6257,24	7156,87	8018,42	8904,00	9756,47	10627,99

 

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображены на рисунке 6.2. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединены между собой, образуя фигуру, напоминающего «паука».

Изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, то есть проект риска не имеет.

 

 

Рисунок 6.2 Диаграмма ПАУК

 

 

ВЫВОД

 

Внедрение мероприятий научно-технического прогресса имеет большое значение для рационального использования сырьевых, топливно–энергетических и других материальных ресурсов.

Результаты расчета накопленного потока денежной наличности (НПДН) и чистой текущей стоимости (ЧТС) показали, что внедрение такого мероприятия как оптимизация режима работы скважины экономически выгодно, поскольку:

Прирост добычи нефти составил 13,87 тыс.тонны.

Накопленный поток денежной наличности 11697,88 тыс.руб.

Чистая текущая стоимость составила 11344,49 тыс.руб.

 

Срок окупаемости от внедрения данного мероприятия составляет 0,5 – месяца.

Эти показатели отражены на графике накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости. Так же на графике хорошо заметно период окупаемости (Ток).

Вышеизложенные результаты показали, что внедрение такого мероприятия, как оптимизация режима работы скважины экономически выгодно.

 

7 ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

 

Всякая деятельность происходит из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Деятельность – активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По различным причинам только в России на производстве травмируются ежегодно 650-700 тысяч человек, плюс 15-16 тысяч с летальным исходом. Шесть миллионов человек работает во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий не отвечает требованиям безопасности, в среднем ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров. Основными причинами этих негативных явлений являются недостаточный уровень обучения и квалификации персонала, несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности, недостаточное оснащение производств системами очистки выбросов, устаревшее оборудование. Эксплуатация, обслуживание и меры по технике безопасности при работе с оборудованием в цехах добычи нефти должны выполняться в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной промышленности».

На основе этого документа на предприятии разрабатываются мероприятия по обеспечению безопасности труда.

При оценке экологичности руководствуются правилами и нормами, предложенными в санитарных предохранительных законодательных документах.

Наиболее объективным критерием, используемым при оценке экологичности проекта является ущерб, наносимый народному хозяйству загрязнением окружающей среды.

Рассчитывается ущерб трех видов:

- фактический ущерб

- возможный ущерб

- предотвращенный ущерб

Критерием экологичности объекта, новой техники, технологического процесса производства служит количество отходов, образующихся при производстве готовой продукции с учетом их токсичных свойств.

Технологический процесс считается безопасным, экологическим и рекомендованным к внедрению, если количество выбросов при эксплуатации новой техники, меньше чем при эксплуатации старой.

 

7.1 Обеспечение безопасности работающих

 

7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства

Все работы в нефтяной промышленности связаны с высокой энерговооруженностью, механизацией, химизацией и т.д., которые представляют большую опасность для обслуживающего персонала.

В процессе добычи нефти промышленно–производственный персонал низшего производственного звена – операторы по добыче нефти подвергаются воздействию неблагоприятных метеорологических условий, выделяющихся в атмосферу легких фракций нефти и попутных газов. При выбросе в атмосферу большого количества попутного газа содержание кислорода в воздухе резко снижается, атмосфера насыщается парами нефти и сопутствующих веществ. Такое загрязнение воздушной среды может привести к интоксикации организма. Парафин, содержащийся в нефти, вызывает раздражение кожи и ряд серьезных кожных заболеваний.

 

Таблица 7.1 Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе на рабочих местах (согласно СН-245-71)

ВЕЩЕСТВО	ПДК, мг/м3
Углеводороды
Пары соляной кислоты
Н 2S с углеводородами

 

Большое значение имеет герметизация оборудования, исключающая загрязнение рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений. Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействием, коррозии, низким температурам, что приводит к нарушению прочностных характеристик конструкций и их преждевременному разрушению.

Технологическим процессам присущи высокие давления, в них используются большие массы горючих жидкостей, агрессивные и токсичные вещества.

В условиях Западной Сибири, кроме технологических факторов, на работу оператора в первую очередь влияют специфические климато-географические условия. К ним относятся низкие температуры, болотистая местность, а также отравления, взрывы, пожары.

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН обслуживающий персонал подвержен следующим опасностям:

Поражение электрическим током.

Отравление газом.

Поражение в результате взрыва.

Поражение в результате аварийной утечки нефти.

Высокий уровень электрификации промыслов и жесткие условия эксплуатации электрооборудования (влажность, перепад температур, наличие горючих, взрывчатых и агрессивных веществ) могут привести к электротравмам, возникающим при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нормально токонепроводящих частях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов. Основными источниками высокого напряжения на месторождении являются установки ЭЦН и ШГН, оборудование по подготовки нефти. Вероятность того или иного поражения и его исход зависит от сочетания многих факторов: силы тока, пути тока в организме, времени действия, электрического сопротивления и состояния человека. Смертельно опасным являются переменный ток промышленной частоты силой более 100 мА. Электробезопасность может быть обеспечена только строгим выполнением требований действующих электротехнических нормативов. Все токоведущие части изолированы или помещены на достаточной высоте для защиты от возможного поражения электрическим током.

Опасность поражения человека взрывом, либо отравление газами или поражение при выбросе нефти возможны из-за неисправности арматуры скважины или сборного коллектора. Также возникновению взрыва может предшествовать искра, образовавшаяся в результате замыкания кабеля.

Таким образом, из проведенного анализа основных опасностей при эксплуатации скважин с ЭЦН наиболее опасным является поражение электрическим током.

 

7.1.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

 

На основании проведенного анализа и расчета заземления для безопасного обслуживания скважин с УЭЦН нами предусмотрены следующие мероприятия:

Все рабочие, ИТР, работающие на кустовых площадках могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по ТБ, пожарной безопасности, газобезопасности, стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний.

Обслуживающий персонал должен быть обучен и аттестован на соответствующую квалификацию.

Кроме того, работники, обслуживающие кустовые площадки должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, которые должны выдаваться по установленным нормам. Регулярно должны обеспечиваться молоком, моющими средствами. Раз в два года работники должны проходить медосмотр.

Станция управления скважинами, при установке наземного оборудования, на площадке обслуживания должна размещаться с расчетом обеспечения свободного входа и выхода наружу. Дверцы станций управления должны запираться на замок.

Бронированный кабель к устью скважины прокладывается по специальным опорам. По трассе, через каждые 50 м устанавливаются предупредительные знаки. Работы по монтажу, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станциях управления, а также переключений ответвлений в трансформаторах осуществляются двумя лицами электротехнического персонала при выключенной установке, блоке-рубильнике и со снятым предохранителем.

Замена блока рубильник-предохранитель и его ремонт непосредственно на станции управления могут выполняться при отключении напряжения сети 380 В от станции управления.

Во время работы установки и пробного ее пуска запрещается прикосновение к кабелю, не допускается проведение каких-либо работ на кабеле при спуско-подъемных операциях. В случае длительных перерывов в эксплуатации скважин с нее должно быть полностью снято напряжение.

Во избежании отравления газами необходимо следить за герметичностью устьевой арматуры, сборных коллекторов.

Для предотвращения взрыво- и пожароопасности необходимо следить за исправностью электрооборудования.

Необходимо строгое соблюдение графиков ППР приборов.

Строгое соблюдение норм технологического режима.

Осуществление систематического контроля выполнения должностных инструкций, о соблюдении правил безопасности.

Своевременное выполнение мероприятий по подготовке к весеннему паводку.

Соблюдение мер по пожарной безопасности при эксплуатации, проведении пожаро – взрывоопасных работ.

Таким образом, намеченные мероприятия по охране труда обеспечивают и будут способствовать безопасному обслуживанию скважин, оборудованных УЭЦН.

Основные показатели по охране труда и технике безопасности по НГДУ «Когалымнефть» приведены в таблице 7.2

 

Таблица 7.2 Показатели охраны труда по НГДУ «Когалымнефть» за 2001 год

Показатели	Количество
Производственный травматизм и аварийность
Несчастные случаи, связанные с производством	-
Количество пострадавших	-
Коэффициент частоты	-
Коэффициент тяжести	-
Установлено случаев профессиональных заболеваний дни нетрудоспособности по общей заболеваемости	-
Аварий
Ущерб аварий, неполадок, тыс.руб	-
Состояние условий труда
Обеспеченность санитарно-бытовыми помещениями, гардеробные (мест), %
Работа постоянно-действующей комиссии
Комплексные проверки
Целевые проверки
Выявлено нарушений
Устранено
в стадии исполнения
Издано приказов по От и ТБ

 

7.1.4 Средства индивидуальной защиты

Средства защиты применяют для предотвращения или уменьшения воздействия на работающих опасных и вредных факторов.

К средствам индивидуальной в ТПП «Когалымнефтегаз» предъявляются очень высокие требования. Проводятся тендерные комиссии по определению поставщика СИЗ, проводится входной контроль поступающих СИЗ, разрабатываются модели спецодежды в расчете на удобство эксплуатации, с учетом требований ОАО «ЛУКОЙЛ».

К средствам индивидуальной защиты работающих на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» относятся спецодежда, спец обувь, головные уборы, рукавицы, перчатки, приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки, антифоны).

Защитные свойства спецодежды определяются тканями, из которых они изготовлены. К тканям предъявляются такие требования, как хорошие теплозащитные свойства, воздухопроницаемость, малая влагоёмкость.

Спецобувь предназначена для предохранения ног от механических повреждений и от действия кислот, щелочей, воды. Кроме того, она должна иметь хорошие теплоизоляционные свойства.

Защитные очки предохраняют глаза от механических повреждений и от попадания пыли, кислот, щелочей, лучистой энергии, вредных испарений.

Респираторы предназначены для очистки вдыхаемого человеком воздуха от пыли и капель жидкостей посредством фильтрации. Противогазы защищают человека от пыли, капель жидкости и вредных газов.

 

Таблица 7.3 Перечень СИЗ, рекомендуемых для рабочих основных профессий предприятия НГДУ «Когалымнефть»

Профессия рабочего	Рекомендуемые средства индивидуальной защиты из ассортимента	Сроки исполнения месяцы
Оператор по добыче	Костюм брезентовый (ГОСТ12.4.098-78) Костюм хлопчатобумажный (ГОСТ12.4.109-82) Костюм нефтяника зимний (ТУ1708.124-80) Комплект мужской одежды для операторов (ТУ17-08-136-81) Сапоги резиновые (ГОСТ17.4.137-84) Сапоги утеплённые (ГОСТ17.4.137-84) Рукавицы брезентовые (ГОСТ12.4.109-82)	дежурный
Оператор по исследованию скважин	Костюм брезентовый (ГОСТ12.4.098-78) Костюм хлопчатобумажный (ГОСТ12.4.109-82) Костюм нефтяника зимний (ТУ1708.124-80) Комплект мужской спецодежды для операторов (ТУ 17-08-136-81) Сапоги резиновые (ГОСТ 17.4.137-84) Сапоги утепленные (ГОСТ 17.4.137-84) Рукавицы брезентовые (ГОСТ 12.4.109-82)

 

7.2 Оценка экологичности проекта

 

7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

В соответствии с Федеральным Законом от 10 января 2002 года во всех проектах требуется планировать мероприятия по охране окружающей среды. Поэтому нами предусмотрены соответствующие мероприятия.

Основной целью природоохранной деятельности является снижение отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду. Принцип комплексности в управлении включает вопросы определения источников и масштабов загрязнения окружающей среды; оценки экономического ущерба; внедрения природоохранных мероприятий и определения их экономической эффективности; общей оценки природоохранной деятельности управления; разработки эффективных путей снижения отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду.

Опасность загрязнения водоемов, земель и воздушного бассейна на значительных территориях и нанесения ущерба большому числу предприятий, расположенных на территории нефтегазодобывающего района усиливает специфика нефтегазодобывающего предприятия. Территориальная разбросанность промысловых объектов, большая протяженность нефтепроводов и водоводов, создают экологическую опасность применяемых материалов и химреагентов, нефтепромысловых сточных вод и отходов производства для окружающей среды.

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН возможны опасности для природной среды. При аварийных разливах нефти она проникает в почву. В лесной местности от нефти сохнут корни деревьев, кустарников и травяного покрова. В результате этого образуется сухость и сухая трава, что ведет к пожароопасной ситуации.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов и их утечках через неплотности и негерметичности в промысловом оборудовании.

Загрязнение больших площадей почвы возможно при аварийном фонтанировании нефти.

---

⇐ Предыдущая123456

Поделиться с друзьями:

---

Дата добавления: 2017-02-28; Мы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 366 | Нарушение авторских прав

---

Лучшие изречения:

© 2015-2024 lektsii.org - Контакты - Последнее добавление