Анализ работы систем сбора и транспортирования продукции скважин на промыслах НГДУ

Потенциал защищаемой конструкции, измеренный по отношению к электролиту, при котором ток коррозии практически равен нулю, называют защитным потенциалом. Минимальный защитный потенциал имеет значение, равное начальному потенциалу анодных участков при разомкнутой электрической цепи коррозионной пары.

5.6 Применение труб с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием

Одним из самых эффективных способов снижения аварийности в системе нефтесбора является своевременная замена труб, с уменьшенной толщиной стенок до критического уровня в результате коррозии металла, на новые. Но до 1996 года на месторождениях НГДУ замена устаревших труб производилась на трубы, в основном, без антикоррозионного покрытия или с незначительным наружным антикоррозионным покрытием (нанесение на трубы праймера). Природно-климатические условия Западной Сибири (расположение трубопроводов на болотах), а также перекачка по нефтепроводу агрессивной среды ограничивают срок службы промыслового трубопровода, в связи с чем амортизационный срок службы трубопроводов систем сбора нефти не достигает 20-летнего нормативного срока.

Мировая практика показывает, что наиболее экономичным методом защиты трубопроводов является их антикоррозионная изоляция с использованием современных технологий.

На внутреннюю поверхность труб наносится слой эпоксидной краски без растворителя (это позволяет избежать вредных выбросов). Толщина этого слоя - не менее 300 микрон. Он выдерживает любые коррозионные и абразивные воздействия водо- газо- нефтяных сред. Гладкая поверхность такого покрытия уменьшает гидравлическое сопротивление и парафино- солеулавливающие, что значительно сокращает затраты по перекачке нефти. Внутреннее антикоррозионное покрытие труб сохраняет физико-механические и защитные свойства металла в температурном диапазоне от -40 градусов С до +60 градуслв С при относительной влажности 100%.

Для наружной изоляции труб предусмотрено несколько типов полимерных ленточных покрытий (в том числе на основе термоусаживающихся полимерных лент толщиной до 2 мм). Покрытие из термоусаживающихся лент обладает исключительно высокими защитными свойствами, повышенной теплостойкостью, устойчивостью к растрескиванию и к воздействию ультрофиолетового излучения.

5.7 Методика расчета параметров антикоррозионных режимов

Настоящая методика устанавливает порядок и критерии определения антикоррозионного режима на основе исходных данных о физико-химических свойствах перекачиваемых сред и гидродинамических параметрах транспорта при проектировании и эксплуатации трубопроводов систем нефтегазосбора.

Исходные данные

Для определения режима работы нефтесборной сети необходимы исходные данные, делящиеся на две группы: данные, относящиеся ко всей нефтесборной сети, и данные по участкам. Для участков сети, на которых имеется несколько коллекторов, исходные данные указываются для каждого коллектора.

К общим исходным данным относятся:

н - динамическая вязкость безводной дегазированной нефти, Па*с;

г - динамическая вязкость газа, К;

Т - температура перекачки, К;

г - плотность газа, кг/м3;

в - плотность воды, кг/м3;

но - плотность нефти, кг/м3;

воз - плотность воздуха, кг/м3;

Рнас - давление насыщения, Па;

- поверхностное натяжение на границе нефть-вода, Н/м.

К данным по участкам сети относятся:

Q - массовый расход жидкости, т/сут;

Рн - давление в начале участка, Па;

Рк - давление в конце участка, Па;

D - внутренний диаметр, м;

n - доля воды весовая;

Гф - газовый фактор, м3/м3.

Существование антикоррозионного режима.

Условие существование антикоррозионного режима выполняется при скорости смеси выше критической скорости перехода от расслоенного режима к эмульсионному, определяемой в зависимости от свойств перекачиваемойсреды по следующим формулам:

а) при н 25 мПа*с, n< 0,3

Vкр = Frкр g D , (5.7)

где:

Frкр = 0,159/(1 - n)2 при 0 < ?/(1 - ?) < 2,72 , (5.8)

Алгоритм расчета.

Рассчитываем среднее давление на участке, Па,

Рср = (Рн + Рк)/2 (5.13)

Находим условный газовый фактор. При совместной транспортировке нефтей с различным газовым фактором Гф средние величины рассчитываются по аддитивным зависимостям:



1

Гу = ----------

(Гф1 Q1 + Гф2 Q2 + ...) , (5.14)

ni=1 Qi

где индексы относятся к нефти каждого вида. В случае газлифтного способа эксплуатации скважин рассчитывается условный газовый фактор по формуле:

Гу + Гф + Qг/Qн , (5.15)

где:

Qг - расход газа на газлифт, м3/сут;

Qн - расход нефти, м3/сут.

Определяем объем растворенного газа Гр при Рср, м3/м3,

Гр = 1,3 Гу Рср/Рнас (5.16)

Находим плотность безводной дегазированной нефти при температуре перекачки, кг/м3:

н = но - (1,825 - 0,00135но)(Т - 293), (5.17)

где:

но - плотность безводной дегазированной нефти при температуре 293К;

Т - температура перекачки, К.

Определяем объемный расход жидкости в коллекторе, м3/с:

Определяем коэффициент объемного расширения нефти:

Вн = аГр н 10-3 + bt + c , (5.19)

где:

а = 0,00273 + 0,00035( - 1);

b = 0,0008658 + 0,0002623( - 1);

t = (Т - 293)/100;

c = 0,9837 - 0,01858( - 1);

Коэффициент сжимаемости газа

z = 1 - Рср 10-5 - 6)(0,00345 - 0,00446) + 0,0151,3 - 0,0144(Т - 283), (5.20)

при г = 0 или при Рст < 6*105 Па принимаем z = 1.

Объемный расход газа в рабочих условиях, м3/с:

Qжр = Qж (1 - n)(Вн - 1) + 1 (5.21)

Объемный расход газа в рабочих условиях, м3/с,

Р0 z Т

Qгр = (1 - n) Qж--------- (Гу - Гр) (5.22)

РсрТ0

Объемный расход смеси в рабочих условиях, м3/с,

Qсм = Qжр + Qгр (5.23)

Скорость течения смеси, м/с,

Vсм = 4Qсм/D2 (5.24)

Расходное газосодержание

Динамическая вязкость нефти в рабочих условиях, Па*с,

пр = d/(Грq + f) (5.26)

q = 0,0029 - 0,008922lg lg(н/d),

f = 100,002096 - 1,00698 lg(н/d) ,

н > 0,11 Па*с d = 10-3,

если Гр = 0, то пр = н.



6. Организационно-экономическая часть

6.1 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели предприятия

Основной причиной отказов трубопроводов в НГДУ является низкая коррозийная стойкость трубопроводов. Наряду с применением ингибиторов коррозии, для снижения коррозийных процессов в трубопроводах в НГДУ осуществляется замена старых стальных труб на трубы с антикоррозийным покрытием завода “ЮКОРТ”.

Трубы завода “ЮКОРТ” имеют внутреннюю защиту осуществляемую порошковой эпоксидной краской с применением, в качестве подслоя, специального праймера. Толщина этого слоя не менее 300 микрон. Он выдерживает любые коррозионные и абразивные воздействия водо- газо- нефтяных сред. Гладкая поверхность такого покрытия уменьшает гидравлическое сопротивление и парафино- солеулавливающие, что значительно сокращает затраты по перекачке нефти. Внутреннее антикоррозионное покрытие труб сохраняет физико-механические и защитные свойства металла в температурном диапазоне от -40 градусов С до + 60 градусов С при относительной влажности 100%.

В качестве варианта для сравнения при экономической оценке использования трубы завода “ЮКОРТ” принят трубопровод из стальных труб диаметром 325 мм с толщиной стенки 7 мм (табл. 6.1).

6.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости от проведения мероприятия

Важной задачей экономического анализа замены стальной трубы на трубу завода “ЮКОРТ” является расчет будущих денежных потоков. Только поступающие денежные потоки смогут обеспечить реализацию данного мероприятия. Поэтому именно поступающие денежные потоки, а не прибыль становятся центральным фактором в анализе. Иначе говоря, экономический анализ внедрения мероприятия по замене труб должен быть основан на исследовании доходов и расходов, выраженных в форме денежных потоков.

Поток денежной наличности (ПДН) рассчитывается по формуле:

ПДН = В - И - К - Н, (6.1)

где:

В - выручка от реализации;

И - текущие затраты;

К - капитальные затраты;

Н - налоги.

В нашем расчете выручкой от реализации при внедрении данного мероприятия будет снижение затрат от предотвращения экономического ущерба, текущего обслуживания трубопровода и стоимости сохраненных нефтепродуктов (табл.6.3). Текущие затраты равны стоимости сооружения трубы завода “ЮКОРТ” без амортизационных отчислений. Уменьшение стоимости сооружения “ЮКОРТ” в результате удлинения срока службы влечет за собой уменьшение налогооблагаемой базы и увеличения денежного потока наличности.

После определения денежных потоков переходим к расчету чистой текущей стоимости (ЧТС), которую можно определить следующим образом: текущая стоимость денежных притоков за вычетом текущей стоимости денежных оттоков. Т.е. данный метод предусматривает дисконтирование денежных потоков с целью определения эффективности от проведения мероприятия НТП. Очевидно, что при ЧТС > 0 проект следует принять; ЧТС < 0 - проект должен быть отвергнут; ЧТС=0 - проект не прибылен, но и не убыточен.

В нашем расчете наблюдается такая закономерность: чем больше стальной трубы мы заменяем на трубу завода “ЮКОРТ”, тем выше ЧТС.

6.3 Анализ эффективности затрат на проведение мероприятия

Срок окупаемости - один из наиболее часто применяемых показателей для анализа эффективности затрат на проведение мероприятия НТП. Это число лет, необходимых для возмещения стартовых капитальных затрат. По графику (рис.6.1), где изображена динамика накопленного денежного потока и чистой текущей стоимости определяем срок окупаемости нашего проекта. Он составляет 2 года 9 месяцев. На показатель срока окупаемости влияют определенные соотношения между поступлениями и размером капиталовложений, поэтому показатель срока окупаемости не должен служить критерием выбора, а может использоваться лишь в виде ограничения при принятии решения.

В качестве показателя эффективности капитальных вложений целесообразно применять коэффициент отдачи капитала, который показывает размер дохода на 1 рубль инвестиций, вложенных в проект. Коэффициент отдачи капитала рассчитывается по формуле:

ЧТС

КОК = ------------------------ + 1, (6.2)

К11 + К22 + ...

где:

ЧТС - чистая текущая стоимость;

К - капитальные затраты;

- коэффициент дисконтирования.

Коэффициент отдачи капитала для нашего мероприятия равен 1,36 (табл. 6.4).

Еще одним широко используемым при анализе экономической эффективности проведения мероприятий НТП является показатель внутренней нормы доходности. Чтобы обеспечить доход от инвестированных средств или, по крайней мере, их окупаемость, необходимо добиться такого положения, когда чистая текущая стоимость будет больше нуля или равна ему. Для этого необходимо подобрать такую процентную ставку для дисконтирования членов потока платежей, которая обеспечит получение выражения:

ЧТС = ПДНt * (1 + e)tp-t = 0 , (6.3)

где:

ПДНt - поток денежной наличности в текущем году;

е - норма дисконта;

tp- расчетный год;

t - текущий год.

Такая ставка должна отражать усредненный уровень ссудного процента на финансовом рынке с учетом фактора риска. Поэтому под внутренней нормой доходности понимают ставку дисконтирования, использование которой обеспечивает равенство текущей стоимости ожидаемых денежных оттоков и текущей стоимости ожидаемых денежных притоков. Т.е. при начислении на сумму инвестиций процентов по ставке, равной внутренней норме доходности, обеспечивается получение распределенного во времени дохода.

Практическое применение данного метода сводится к последующей операции, с помощью которой находится дисконтирующий множитель, обеспечивающий равенство ЧТС = 0.

Срок окупаемости нашего проекта 3 года, поэтому необходимо определить процентную ставку кредита на первом этапе внедрения мероприятия. Возьмем произвольно два значения процентной ставки для коэффициента дисконтирования i1 = 15 % и i2 = 20 % (табл. 6.5), при которых ЧТС меняет свое значение с “+” на “-”, или наоборот. Наилучшая точность достигается в случае, когда длина интервала принимается минимальной (1 %). Поэтому уточняем ставки i1 = 16 % и i2 = 17 %. Для нашего проекта ВНР = 16,72 %. Это значит, что ВНР = 16,72 % является верхним пределом процентной ставки, при которой НГДУ может окупить кредит для финансирования инвестиционного кредита. Для получения прибыли НГДУ должно брать кредит по ставке не менее 16,72 %.

Каждый проект имеет различную степень риска. С точки зрения финансового менеджмента риск - это вероятность неблагоприятного исхода финансовой операции. По определению рисковость проекта выражается в отклонении потока денежных средств для данного проекта от ожидаемого. Чем отклонение больше, тем проект считается рисковым.

В нашем мероприятии чистая текущая стоимость является функцией следующих факторов:

количество заменяемых труб, км - Q;

стоимость сооружения, тыс. руб. - С;

величины налогов - Н;

капитальных вложений - К.

Каждый из этих факторов подвержен изменению. Задаем наиболее вероятные интервалы изменения факторов и рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значениях каждого фактора (табл. 6.6). Изображаем графически полученные зависимости (рис. 6.2). Из графика видно, что изменение ЧТС находится в положительной области. Следовательно, проведение мероприятия имеет невысокую степень риска.



БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Основными функциональными задачами управления и его цехов является добыча и подготовка нефти и газа, перекачка нефти в магистральные нефтепроводы, а попутного газа потребителям города, на Сургутскую ГРЭС и газокомпрессорные станции. Под разработкой нефтяных месторождений понимается осуществление процесса движения жидкостей (нефть, вода) и газа в пластах к эксплутационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимов работы скважин и балансом пластовой энергии.

На 8 месторождениях нефти эксплуатируются 3070 нефтяных и 80 нагнетательных скважин.

Нефтедобывающее оборудование состоит из наземных и подземных сооружений - скважин, нефтепроводов, водоводов, емкостей, находящихся в соприкосновении с влажными грунтами, грунтовыми водами, а также с протекающими в них газами и жидкостями. Эти сооружения, контактируя с окружающей средой, подвергаются постоянному разрушению вследствии коррозии. Процесс разрушения металла под воздействием окружающей среды для объектов нефтегазодобывающего управления, как и в целом для нефтяных районов Западной Сибири, наносит серьезный экологический и экономический ущерб.

Коррозия подземного оборудования (нефтепроводов, водоводов) вызывается в основном сильно минирализованной пластовой водой, извлекаемой с недр вместе с нефтью. Особую опасность вызывают нефтепроводы Усть-Балыкского и Южно-Сургутского месторождений нефти, где обводненность добываемой жидкости составляет 80-90%.

По месторождениям нефти управлением эксплуатируется свыше 4 тыс. км трубопроводов различного диаметра, в том числе 2095 км - нефтепроводов. Около 700 км нефтепроводов эксплуатируются по 15-20 лет, которые представляют опасность для окружающей среды, под воздействием внутренней и наружной коррозии металла на этих трубопроводах зачастую происходят повреждения и нарушения исправного состояния линейной части трубопровода сопровождаемого выбросами в окружающую среду нефтепродуктов.

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Характеристика условий труда

В 1989 году в нефтегазододывающем управлении был создан цех по техническому обслуживанию трубопроводов и ликвидации последствий аварий (ЦТОРТ и ЛПА). В обязанности данного цеха входят такие работы как:

контроль за состояние трубопроводов методом диагностирования;

капитальный ремонт трубопроводов различного диаметра и назначения;

ликвидация аварий (порывов трубопроводов);

ликвидация последствий аварий.

Все работы, которые выполняет цех ТОРТ и ЛПА непосредственно связаны с добычей нефти и газа и являются неотъемлемой частью деятельности НГДУ. Поэтому состояние травматизма, профессиональных заболеваний и причин их вызывающих, а также степень риска мы берем по НГДУ в целом.

За 2014 год в НГДУ “Юганскнефть” зарегистрирован 1 несчастный случай. Профессиональных заболеваний в 2014 году зарегистрировано не было.

Оценка риска ( R ) определяется по формуле:



Сn

R = ------ , (7.1)

Nр

где:

Сn - число смертельных или других несчастных случаев на производстве за

год;

Nр - число работающих в сфере производства.

1

R = ------ = 0,0004 (7.2.)

2600

В процессе своей работы по ликвидации аварий и их последствий рабочим цеха ТОРТ и ЛПА приходится подвергаться вредному воздействию нефтепродуктов, характеристика которых представлена в таблице 7.2.

7.1.2 Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах

Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах должны выполняться аварийно-восстановительными бригадами (АВБ), входящими в цех ТОРТ и ЛПА.

В подразделениях НГДУ должны быть разработаны и утверждены главным инженером планы ликвидации аварий в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России. В планах должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.

В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:

вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет выхода нефти или газа с поврежденного участка;

мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода нефти или газа, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий;

действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности;

мероприятия по тушению нефти в случае ее загорания;

места нахождения служб и средства для ликвидации аварий;

распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

список должностных лиц и учреждений, которые должны быть оповещены об аварии, и порядок оповещения;

порядок сбора аварийной бригады;

очередность выезда специальных машин;

перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планами ликвидаций аварий.

При возникновении отказа диспетчер цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) или центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) должен немедленно сообщить об этом своему руководству и начальнику смены ЦИТС, отключить поврежденный участок и принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответствии с планом ликвидации отказов, затем проинформировать начальника смены центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) о принятых мерах по ликвидации отказа и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину отказа, принятые меры.

Прибывший первым к месту аварии на ПТ руководитель работ обязан:

установить предупредительные знаки для ограждения места аварии;

принять меры к предупреждению дальнейшего растекания нефти, исключив попадание ее в водоемы и населенные пункты;

разместить технические средства и персонал аварийно-восстановительной бригады на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности;

предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники, при возникновении аварии вблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта;

уточнить место и размеры аварии;

выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделения, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и другие сведения;

при возникновении аварии вблизи ЛЭП, железных и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.

Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной ликвидации или локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающей аварийный участок трубопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайного или самопроизвольного переключения запорной арматуры на границах отключенного участка.

После определения характера отказа и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с планом ликвидации возможных отказов и конкретно сложившейся обстановкой.

Все аварийно-восстановительные работы должны выполняться с соблюдением действующих норм и правил по технической эксплуатации, технике безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии. Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения аварийно-восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Закрепленную для этих целей технику использовать не по назначению запрещается. Техническое оснащение аварийно-восстановительных бригад устанавливается РД 39-0147103-376-86.

Количество и специальности персонала аварийной бригады должны соответствовать действующим нормативам на выполнение ремонтных работ, а также количеству водителей, машинистов и мотористов, необходимых для эксплуатации транспортных и ремонтных технических средств. При определении численности персонала предусматривается возможность замены рабочих при выполнении несложных работ и совмещения профессий работниками высокой квалификации.

7.1.3 Охрана труда

Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственности административно-технического персонала по охране труда и технике безопасности на объектах систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды определяются следующими документами: “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности”, “Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности” и “Единой системой работ по созданию безопасных условий труда”.

Основным направлением работ по охране труда должно быть планомерное осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержания порядка на производстве. Общее руководство по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии в целом по НГДУ возлагается на начальника и главного инженера управления.

Во всех подразделениях, занимающихся эксплуатацией и ремонтом трубопроводов, руководство по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии возлагаются на руководителей этих подразделений. Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им участков должны обеспечить выполнение организационных и технических мероприятий для создания безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инструкциями, а рабочие места - необходимыми плакатами.

Организация работ по охране труда и контроль за состоянием трубопроводов осуществляются работниками службы охраны труда и техники безопасности НГДУ.

При организации и производстве работ на объектах системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды должна учитываться специфика производства, определяемая опасными свойствами транспортируемых компонентов: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью и т.д. Все работники систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей правила техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности. Каждый работник и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента, утечках нефти и газа, нарушениях правил техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

Работники цехов и участков должны быть обеспечены, согласно установленным перечням и нормам, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецпитанием, мылом и другими средствами; ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия и контроль за их использованием возлагаются на заместителя начальника НГДУ по общим вопросам, а также на руководителей объектов, цехов и участков.

В каждом цехе, на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню. Весь производственный персонал должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

Весь персонал должен иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве. Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на руководителя предприятия.

Для рассмотрения вопросов охраны труда, осуществления плановых проверок состояния условий труда на объектах, в цехах создаются постоянно действующие комиссии (ПДК) по безопасности труда. ПДК предприятия организуется приказом по предприятию под председательством главного инженера. В состав комиссии включаются заместители начальника, главные специалисты, начальники отделов, служб, председатель профсоюзного комитета, председатель комиссии охраны труда. ПДК по безопасности труда НГДУ не реже одного раза в квартал осуществляют выборочную проверку состояния условий труда. Результаты проверок оформляются актом. При необходимости по результатам проверок издается приказ.

За состоянием условий труда на объектах промыслового сбора и транспорта нефти и газа должен быть организован ведомственный контроль, осуществляемый непосредственно руководителями работ и организаторами производства согласно “Положению о ведомственном (оперативном) контроле за состоянием условий труда”.

На предприятии по каждому объекту должен быть разработан перечень работ повышенной опасности, в котором раздельно должны быть указаны работы, выполняемые с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с регистрацией последних перед их началом в специальном журнале, что вызвано необходимостью ликвидации аварийных ситуаций и аварий. На выполнение работ повышенной опасности оформляется наряд-допуск в двух экземплярах и хранится в течение одного года у руководителя работ и руководителя, разрешившего работы.

На проведение огневых работ оформляется разрешение по форме, утвержденной вышестоящей организацией; наряд-допуск не оформляется.

На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за состоянием воздушной среды, который должен осуществляться согласно “Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности” ИБТВ 1-087-81. Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора. Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допустимых концентраций (ПДК) по санитарным нормам.

При проведении сварочных работ на трубопроводе по санитарным нормам ПДК углеводородов С1-С10 в пересчете на углерод равна 300 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеводородами С1-С5 -3 мг/м3. Перед началом проведения огневых работ на трубопроводах необходимо проветрить открытую траншею, из траншеи взять анализ воздуха для определения возможности ведения в ней огневых работ. Места проведения огневых работ должны быть обеспечены средствами пожаротушения. Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются, если концентрация горючих паров и газов в пробах, взятых из ремонтируемого участка, не превышают предельно допустимой взрывобезопасной концентрации (ПДВК) - 5% от величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе при отсутствии в трубопроводах жидкой фазы и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту огневых работ. Если во время ремонта будет обнаружено появление горючего продукта, работы, связанные с применением открытого огня, должны быть немедленно прекращены, а люди удалены на безопасное расстояние. Ремонт можно возобновить только после проверки, если она выявит отсутствие опасной концентрации продукта.

Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утечка газа или нефти, необходимо прекратить работу и сообщить об этом руководителю.

При работе в колодцах, траншеях следует применять шланговый противогаз (конец шланга должен находиться на поверхности земли с наветренной стороны от колодца, котлована) и спасательный пояс с крестообразными лямками и сигнально-спасательной веревкой, конец ее должен держать рабочий, находящийся на поверхности земли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м. Если радиус загазованной зоны превышает 20 м, следует применять шланговые противогазы с принудительной подачей воздуха.

На поверхности земли должны находиться не менее двух человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося в котлован. Срок единовременного пребывания в шланговом противогазе не должен превышать 15 мин с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

Котлованы при вскрытии для ремонта должны быть открытыми и иметь размеры, позволяющие свободно работать в нем двум рабочим. В котловане или траншее, где проводятся ремонтные работы, для спуска и подъема рабочих должно быть не менее двух устройств, расположенных с противоположных сторон.

При разработке траншей землекопы должны находиться друг от друга на расстоянии не менее 1,8-2 м. В случае появления продольных трещин в стенках траншеи (котлована) землекоп во избежание травм должен покинуть ее и сообщить об этом мастеру или бригадиру. При спуске (подъеме) в траншею следует пользоваться стремянкой шириной 0,6 м с перилами и лестницей, а при переходе через траншею - мостками шириной не менее 0,6 м с перильным ограждением высотой не менее 1,0 м.

Запрещается находиться от крана-трубоукладчика, экскаватора и других подъемных механизмов во время их работы на расстоянии ближе, чем расстояние, равное длине стрелы плюс 5 м. При движении кранов-трубоукладчиков, экскаваторов, бульдозеров, тягачей в темное время суток, при густом тумане и сильном снегопаде машинисты должны включать осветительные приборы как при движении, так и на стоянках; при вынужденной остановке на дороге ограждать машины днем красным флажком, ночью - фонарями с красным светом. При установке, передвижении и работе кранов-трубоукладчиков у траншеи машинист во избежание обрушения грунта обязан выдерживать расстояние от бровки траншеи с вертикальными стенками до ближайшей опоры гусеницы крана-трубоукладчика в соответствии с данными, приведенными в таблице 7.3.

Таблица 7.3.

Безопасное расстояние приближения трубоукладчика к бровке траншеи

Глубина	Расстояние от бровки до ближайшей гусеницы крана-
траншеи, м	трубоукладчика для грунтов, м
	песчаного	супесчаного	суглинистого	глинистого	лесового, сухого
1	1,5	1,25	1,00	1,00	1,00
2	3,0	2,40	2,00	1,50	2,0
3	4,0	3,6	3,25	1,75	2,5
4	5,0	4,4	4,0	2,0	3,0
5	6,0	5,3	4,75	2,25	3,5

При невозможности соблюдения этих расстояний стенка или откос должны быть укреплены. Для траншей с откосами расстояние уменьшается на величину заложения откоса.

7.1.4 Электробезопасность

При выполнении работ по капитальному ремонту трубопроводов, ликвидации аварий и их последствий применяется оборудование напряжением 12-24 В. Во избежание попадания в данные приборы влаги и грязи, приборы должны быть герметично закрыты.

Особое внимание при выполнении вышеперечисленных работ необходимо обратить при работе под проводами воздушной линии электропередачи. Производство работ кранами на расстоянии ближе 30 м от подъемной части крана в любом ее положении, а также от груза до вертикальной плоскости, образуемой проекцией на землю ближайшего провода воздушной линии электропередачи, находящейся под напряжением 42 В и более, должно производиться по наряду-допуску, определяющему безопасные условия работы. Порядок организации производства работ вблизи линий электропередачи, выдачи наряда-допуска и инструктажа рабочих должен устанавливаться приказами владельца крана и производителя работ. Условия безопасности, указываемые в наряде-допуске, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.013. Время действия наряда-допуска определяется организацией, выдавшей наряд.

7.1.5 Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей

При работе с вредными веществами рабочие должны пользоваться средствами индивидуальной защиты. К средствам индивидуальной защиты относятся спецодежда, спецобувь, противогазы, резиновые перчатки, спасательные пояса и т.п.

В работе по ликвидации аварий и их последствий из цеха ТОРТ и ЛПА участвуют слесаря по ремонту нефтепромыслового оборудования и сооружений и электрогазосварщики. Нормы обеспечения данных рабочих спецодеждой указаны в таблице 7.4.

Кроме спецодежды при работе используются средства индивидуальной защиты:

Противогаз шланговый ПШ-1 (ТУ 6-16-2053-76) - представляет собой прибор изолирующего типа, служащий для защиты дыхания человека, находящегося а атмосфере с недостатком кислорода и при наличии в ней вредных газов, паров, пыли. Воздух для дыхания поступает под шлем-маску самовсасыванием через фильтрующую коробку, находящуюся в зоне чистого воздуха с температурой не выше +50?С. Фильтрующая коробка снабжена противопыльным фильтром. В комплект противогаза входят: а) коробка фильтрующая - 1; б) рукав резиновый длиной 10 м в сборе с соединительными деталями - 1; в) трубка гофрированная - 2; г) лицевая часть ШМП, рост 1, 2, 3 - 3; д) веревка сигнальная диаметром 9,6 мм, длиной 15 м; е) пояс спасательный - 1; ж) штырь - 1; з) чемодан (МРТУ 17-127-66) со шлангом и фильтрующей коробкой с сопротивлением дыханию не более 20 мм вод. ст.

Противогаз шланговый ПШ-2 (ТУ 6-16-2054-76) - подача воздуха под шлем-маску осуществляется при помощи воздуходувки, которая приводится в движение электромотором или ручным приводом. В комплект шлангового противогаза ПШ-2 входят: а) рукав резинотканевый длиной 20 м - 2 компл. или длиной 10 м по согласованию с заказчиком; б) установка подачи воздуха - 1; в) лицевая часть ШМП, рост 1, 2, 3 - 3; г) трубка гофрированная - 4; д) пояс спасательный - 2; е) веревка сигнально-спасательная диаметром 9,6 мм длиной 25 м - 2.

Очки защитные закрытые с непрямой вентиляцией ЗНР1-80 (ГОСТ 12.4.013-75) - предназначены для защиты глаз от слепящей яркости видимого излучения, ультрафиолетового и инфракрасного излучения, от пыли, твердых частиц, неразъедающих жидкостей, брызг расплавленного металла.

Очки защитные с прямой вентиляцией ЗП3-80 (ГОСТ 12.4.013-75) - предназначены для защиты глаз от твердых частиц.

Щитки и маски для защиты электросварщика (ГОСТ 12.4.035-78) -предназначены для защиты глаз и лица электросварщика от прямых излучений электрической сварочной дуги, брызг расплавленного металла и искр.

Пояс спасательный (ТУ 17 РСФСР 16-4662-76) - предназначен для обеспечения безопасности при работе в цистернах, различных емкостях, колодцах, котлованах.

Ежегодно работникам, занятым на производстве с вредными условиями труда, предоставляется дополнительный отпуск. К этой категории работников относится и персонал, занятый на ликвидации аварий и их последствий. Кроме того им выдается бесплатно по установленным нормам молоко или другие равноценные пищевые продукты.

7.2 Оценка экологичности проекта

Оценку экологичности проекта разберем на примере рабочего проекта предусматривающего строительство нефтепровода ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения - ППН-1.

Нефть с ДНС-2 ЮС предполагается подавать на установку УПСВ (установка предварительного сброса воды) и далее по существующим нефтепроводам на УПН (установка подготовки нефти) Усть-Балыкского месторождения.

Трасса проектируемого нефтепровода состоит из двух участков. Выбор трассы произведен комиссией, оформлен соответствующим актом и утвержден, на основании технических условий и материалов изысканий.

Нефтепровод пересекает протоки, озера и автомобильные дороги. Для предупреждения всплытия нефтепровода в период строительства и при ремонтных работах проектом предусматривается балластировка на всем протяжении трассы. При пересечении с автодорогами прокладка нефтепровода предусматривается в защитном кожухе диаметром 630*6 мм.

По всей трассе нефтепровода в соответствии с техническими условиями и с учетом отключения нефтепровода при пересечении его с водными преградами устанавливается отключающая арматура. Изоляция нефтепровода - усиленная полимерной пленкой типа “Полилен”.

Категория нефтепровода - I в соответствии со СНИП 2.05.06-85 “Магистральные трубопроводы”.

Проектом предусматриваются узлы подключения к площадкам ДНС-2. Характеристика проектируемого нефтепровода показана в таблице 7.5.

Таблица 7.5.

Характеристика проектируемого нефтепровода

Параметры	Ед. измерения	Количество
Производительность по жидкости	тыс. м3/сут	16,0
Давление	кг/см2	63,0
Диаметр	мм	426
Толщина стенки	мм	8
Протяженность	км	29,25
Количество отключающей арма-туры, в том числе в узлах подклю- чения	шт.	20

7.2.1 Характеристика источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха на проектируемом нефтепроводе в рабочем режиме являются фланцевые соединения задвижек, размещаемых по трассе и в узлах подключений. В аварийных случаях - порыв трубопровода.

В атмосферу через фланцевые соединения выбрасываются углеводороды: метан, этан, пропан, бута, пентан, гексан. Количество выбросов загрязняющих веществ от фланцевых соединений задвижек произведен согласно РД 39-0148306-413-88 “Методика расчета неорганизованных выбросов газоперерабатывающих установок”, 1988 год. Перечень выбрасываемых вредных веществ и величины предельно-допустимых концентраций приведены в таблице 7.6.



Таблица 7.6.

Перечень выбрасываемых вредных веществ и величины предельно-допустимых концентраций

Наименование	Предельно-допустимые концентрации, мг/м3
загрязняющего вещества	максимальная разовая в воздухе населенных мест	максимальная разовая в воздухе рабочей зоны	класс опасности
Углеводороды	1	300	4

Характеристика источников выбросов и количество выбрасываемых веществ в рабочем режиме приведены в таблице 7.7.

Данные, характеризующие валовые выбросы загрязняющих веществ приведены в таблице 7.8.

Основными критериями качества атмосферного воздуха при установлении ПДВ для источников загрязнения атмосферы приняты ПДК вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов и воздуха рабочей зоны в соответствии с таблицами 7.6. и 7.7.

В нашем проекте загрязнение атмосферы в рабочем режиме проектируемого нефтепровода ниже предельно-допустимого, поэтому согласно ОНД-86 значение выбросов принимаются в качестве ПДВ исходные значения, приведенные в таблице 7.9.

В случае превышения предельно-допустимых выбросов разрабатываются мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу, которые максимально сократят или полностью исключат превышение предельно-допустимых выбросов. Мероприятия включают в себя:

применение герметизированной системы транспорта нефти;

автоматизация технологического процесса, предусматривающая аварийные ситуации;

100%-й контроль сварных соединений;

применение арматуры и труб на давление, превышающее расчетное;

в целях предотвращения повреждения трубопровода при пересечении автомобильных дорог, предусматривается прокладка в кожухе;

строгое соблюдение временных и постоянных норм отвода земель;

предотвращение повреждений и порывов нефтепровода;

контроль за количеством и составом выбросов загрязняющих веществ.

В данном проекте необходимо отметить, что строительство нефтепровода осуществляется на территории, уже насыщенной существующими нефтепроводами и газопроводами, поэтому его эксплуатация существенно не меняет экологическую обстановку района.

7.2.2 Расчет платы за выбросы вредных веществ в атмосферный воздух

За выбросы вредных веществ от нефтепровода необходимо производить плату в соответствии с “Базовыми нормативами платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов”. Расчет платы за выбросы вредных веществ в атмосферный воздух производится по формуле:

У = Кэ * Рi * Mi , руб., (7.3)

где:

Кэ - коэффициент, учитывающий экологическую значимость района,

Кэ=2,4;

Рi - норматив платы за единицу i-го загрязняющего вещества, руб./тн.;

Мi - фактическая масса выброса i-го вещества, тн.



Таблица 7.10.

Расчет платы за выбросы вредных веществ в атмосферный воздух

Наименование загрязняющего вещества	Фактическая масса выброса загрязняющего вещества, тн.	Норматив платы за 1 тн. загрязняющего вещества, руб.	Плата за выбросы загрязняющего вещества, руб.
Углеводороды	0,0946	450	43

При строительстве заданного проектом нефтепровода сточные воды и отходы не образуются, а значит нет необходимости предусматривать вопросы утилизации стоков и отходов.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что данный проект выполнен в соответствии с экологическими требованиями.

7.3 Чрезвычайные ситуации

7.3.1 Список чрезвычайных ситуаций для проектируемого Производства

Современная система сбора нефти имеет разветвленную сеть трубопроводов различного назначения. Многие из них проложены в сложных природно-климатических условиях. В нашем районе добычи нефти заболоченность и обводненность территории составляет около 70%. Эффективная работа промысловых трубопроводов может быть обеспечена при поддержании их надежности на достаточно высоком уровне.

В наших суровых природно-климатических условиях при эксплуатации нефтепроводов могут возникнуть следующие чрезвычайные ситуации:

Природного характера

паводковые наводнения;

лесные и торфяные пожары;

ураганы;

сильные морозы (ниже -40?С);

метели и снежные заносы.

Техногенного характера

разливы нефти;

пожары.

7.3.2 Определение поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций и их воздействие на элементы объекта

В ОАО “Юганскнефтегаз” ежегодно, в зависимости от времени года, ведется подготовительная работа по предупреждению возникновения поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций природного характера. Разрабатываются мероприятия по работе предприятий в весенне-летний и осенне-зимний периоды года. Поэтому чрезвычайные ситуации природного характера на деятельность предприятия не оказывают большого воздействия.

Чрезвычайные ситуации техногенного характера спрогнозировать, практически, не возможно. Поражающим фактором аварии на нефтепроводе является загрязнение окружающей природной среды.

В результате разлива нефти может произойти загрязнение как рельефа местности, так и водоема.

7.3.3 Определение глубины распространения нефтепродуктов при авариях

В качестве примера мы используем порыв нефтепровода ДНС “ВС” - ППН-2 Южно-Сургутского месторождения диаметром 426 мм и с толщиной стенок - 9 мм. В результате аварии произошло загрязнение болотистой местности на площади 6,53 га (площадь загрязнения определена топографической съемкой маркшейдерской группой НГДУ).

Расчет количества разлитой нефти производился по площади загрязнения и толщине нефтяной пленки.

Исходные данные:

площадь загрязнения - 6,53 га;

плотность разлитой нефти - 0,85;

средняя толщина разлитой нефтяной пленки - 0,01 м.

Расчет количества разлитой нефти производим по формулам:

Vн = Sзам. * hн , (7.4)

Qн = Vн * , (7.5)

где:

Vн - объем разлитой нефти, м3;

Sзам. - площадь загрязненная нефтью, м2;

hн - средняя толщина нефтяной пленки, м;

Qн - количество разлитой нефти, тн.;

- плотность разлитой нефти.

Vн = 65300 * 0,01 =653 м3 , (7.6)

Qн = 653 * 0,85 = 555,05 тн. (7.7)

Заключение: выводы и рекомендации

Состояние промысловой территории и суровые природно-климатические условия Западной Сибири предъявляют жесткие требования к выбору промысловой системы сбора и подготовки нефти: минимальные капитальные затраты и металлоемкость, минимальные затраты на обслуживание, высокая надежность.

Применение закачки ингибиторов коррозии, катодной защиты трубопроводов, снижающих коррозионную активность металла, сведет степень риска возникновения аварийных ситуаций, связанных с разливами нефтепродуктов, в нашем регионе к минимуму, а следовательно и чрезвычайные ситуации техногенного характера практически исчезнут.

Размещено на Allbest.ru

...