Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отчет по производственной практике

Техносферная безопасность

«Инженерная защита окружающей среды»



Оглавление

Введение

1. Основная часть

1.1 Общие сведения об объекте

1.1.1 Физико-географические характеристики района расположения объекта

1.1.2 Природно-климатические характеристики района расположения предприятия

1.2 Краткая характеристика предприятия как источника загрязнения

1.2.1 Характеристика технологического производства и технологического оборудования

1.3 Виды и источники загрязняющих веществ

1.3.1 Загрязнение атмосферы

1.3.2 Загрязнение почв отходами бурения

1.3.3 Воздействие на водные ресурсы

1.3.4 Воздействие на растительный мир

1.3.5 Воздействие на социальную среду обитания местного и коренного населения

1.4 Существующие мероприятия по снижению загрязнения

1.5 Методы и средства контроля за состоянием природных объектов

1.5.1 Организация контроля

1.5.2 Периодичность контроля

1.5.3 Методы и средства контроля

Заключение



Введение

Критическое состояние в экологической сфере вызвало необходимость в обучении специалистов, которые смогут профессионально корректировать деятельность промышленных предприятий, ограничивая их работу в случае неконтролируемого загрязнения окружающей среды, а также изменения отношения гражданского общества к защите окружающей природной среды.

Основной целью, которую я поставила перед собой в период прохождения практики, закрепление теоретических знаний, а также практических умений и навыков, которые необходимы для последующей работы над экологическими проблемами, которые встанут перед инженером - экологом на производстве, также особо важным для меня было овладение практическими навыками работы специалиста в сфере экологии. К таким навыкам можно отнести:

· научно-исследовательскую работу;

· работу по созданию проектов;

· контрольно-экспертную деятельность.

Производственная практика является составной частью подготовки квалифицированных специалистов в условиях производственной деятельности. Настоящий отчет написан по материалам, собранным мной во время прохождения практики в городе Ноябрьск, Ямало-Ненецким автономный округ, в нефтесервисной компании АО «Нафтагаз-бурение».

Вместе с руководителями практики я определила для себя главное при прохождении своей первой практики - познакомиться с:

· областью применения полученных теоретических знаний в практической работе;

· организацией и постановкой природоохранной деятельности на предприятии;

· методикой обработки экологических материалов.



1. Основная часть

Совместная производственная и учебная практика является составной частью основной профессиональной образовательной программы высшего образования (ВО), обеспечивающей реализацию Федерального государственного образовательного стандарта (ФГОС) ВО и проводится для закрепления теоретических знаний полученных студентами в процессе обучения на основе практического применения их в практической деятельности, целенаправленного формирования профессиональных навыков, необходимых для последующего выполнения должностных обязанностей в области охраны окружающей среды. Практика имеет целью комплексное освоение всех видов профессиональной деятельности по направлению подготовки ВО, формирование общих и профессиональных компетенций, а также приобретение необходимых знаний и опыта практической работы.

В соответствии с ФГОС ВО по направлению подготовки 20.03.01 «Техносферная безопасность» обучающиеся проходят производственную практику.

Основной целью совместной производственной и учебной практики бакалавров является закрепление теоретических знаний и получение практических навыков.

Основные задачи совместной производственной и учебной практики:

· изучение структуры промышленных предприятий, предприятий строительной индустрии, а также транспортных сельскохозяйственных объектов, водоочистных сооружений, предприятий теплоэнергетики;

· изучение источников негативного воздействия на окружающую среду, устройства и работы технологического оборудования, средств аналитического контроля;

· ознакомление с требованиями охраны труда и техники безопасности на предприятиях, а также с нормативной и другой документацией по охране окружающей среды;

· ознакомление с организацией осуществления технологического и аналитического контроля выбросов и сбросов загрязняющих веществ;

· ознакомление с мероприятиями и современными технологиями для защиты окружающей среды;

· сбор информации для составления отчёта по практике

В результате прохождения производственной практики обучающийся должен

Знать:

· технологическую схему предприятия и основные технологические процессы;

· источники загрязнения окружающей среды;

· опасные производственные факторы на предприятии и меры безопасности при эксплуатации технологического оборудования и измерительных приборов;

· состав выбросов в атмосферу, сточных вод и твёрдых отходов, образующихся на предприятии;

· назначение, структуру и основные направления службы охраны окружающей среды предприятия;

· основные обязанности инженера-эколога предприятия.

Уметь:

· выявлять опасные и вредные производственные факторы;

· принимать технические решения по снижению выбросов и сбросов вредных веществ в производственном процессе;

· использовать законодательную и научно-техническую документацию при оценке источников негативного воздействия на окружающую среду;

· составлять карту-схему с указанием стационарных и передвижных источников на предприятии с описанием технологического процесса;

· обобщать и анализировать информацию по концентрациям загрязняющих веществ.

Иметь практический опыт:

· правил внутреннего распорядка на рабочем месте;

· проведения анализа концентраций загрязняющих веществ на предприятиях в сравнении с нормативными значениями;

· проведения расчетов выбросов и сбросов загрязняющих веществ;

· проведение расчетов образования отходов на предприятиях.

1.1 Общие сведения об объекте

«НафтаГаз» - российская нефтесервисная компания. Основными направлениями деятельности являются бурение нефтяных и газовых скважин и полный цикл вышкомонтажных услуг. Компания работает преимущественно в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, Красноярском крае, Тюменской и Томской областях.

В группу помимо управляющей компании АО «НафтаГаз» входят два производственных подразделения - ООО «Нафтагаз-Бурение» и ООО «Нафтагаз-Сервис».

Компания планомерно наращивает активность на рынке, обновляя парк оборудования и увеличивая проходку, прежде всего, за счёт приобретения новых клиентов и выхода на новые для нас месторождения. С 2015 по 2017 годы объёмы бурения выросли более чем в четыре раза. В 2017 году достигнуты два значительных показателя - пробурен первый миллион метров с начала работы, и проходка за год превысила 600 000 метров.



1.1.1 Физико-географические характеристики района расположения объекта

ООО "Нафтагаз-Бурение" расположен в Ямало-Ненецком Автономном Округе, город Ноябрьск. Предприятие находится на Западно-Сибирской равнине, в центральной части Сибирских Увалов, на водоразделе рек Обь и Пур. Нефтесервисная компания находится в природной зоне тайги.

Рельеф - наполовину равнина, возможность задымления площадки отсутствует. Почвы солонцы, черноземы солонцеватые обыкновенные и неразвитые. Растительный покров - сосны, ели, лиственницы, березы, осины, ивы, таёжные травы, ягоды. Речная сеть представлена реками Вынгапур и Иту-Яха, озера Ханто и Тету-Мамонтотяй. Предприятие граничит с промышленными зонами, возвышенностями, транспортными магистралями.

Существующее состояние атмосферного воздуха.

Состояние атмосферного воздуха в районе размещения объекта характеризуется следующими фоновыми концентрациями загрязняющих веществ, согласно справке №МАВ-88 от 6.05.2011 выданной Ноябрьским филиалом ФГУ «Салехардский ЦГМС» для разработки санитарно защитной зоны для «Нафтагаз-бурение»:

- Оксид углерода - 1,8 мг/м3;

- Диоксид серы - 0,011 мг/м3;

- Диоксид азота - 0,056 мг/м3.

Фоновые концентрации не превышают установленных гигиенических нормативов, что в соответствии с п. 3.1.2 СанПиН 2.1.6.1032-01 подтверждает возможность размещения объекта на данной территории.

1.1.2 Природно-климатические характеристики района расположения предприятия

ООО "Нафтагаз-Бурение" располагается на севере умеренного климатического пояса. Климат Ноябрьска -- континентальный. Число солнечных дней колеблется в пределах 230--250 дней, а суммарное количество осадков не превышает 550 мм в год.

Зимы морозные и продолжительные с холодными ветрами, длятся, как правило, с середины октября по середину апреля. Самый морозный месяц -- январь. Февраль -- самый сухой месяц, однако для него характерны метели.

Весна холодная и короткая, обычно длится с середины апреля по первую декаду июня.

Лето тёплое и непродолжительное, нередко в июне и июле воздух может прогреваться до +30 °C. Самый тёплый месяц -- июль. Для августа характерна дождливая погода. Лето, как правило, длится по конец августа, но нередко в первые дни сентября наблюдается «бабье лето».

Осень холодная и быстротечная. Деревья сбрасывают листву обычно к концу сентября, а уже к середине октября устанавливается снежный покров и наблюдается ледостав.

Абсолютная максимальная температура воздуха: +33.6 °C

Абсолютная минимальная температура воздуха: -58.9 °C

Среднегодовая температура воздуха: -3,4 °C

Средняя относительная влажность воздуха: 79 %

Средняя скорость ветра: 3,6 м/с

Глубина промерзания почвы составляет 110-150 см. Начало промерзания почвы - первая декада октября, а к 15 маю снег обычно сходит. На территории района возможны неблагоприятные явления природы: метели, туманы, грозы, град.

1.2 Краткая характеристика предприятия как источника загрязнения

АО «НафтаГаз» и предприятия под его управлением (далее - компания «НафтаГаз»), признают, что операции по бурению скважин и их обслуживанию представляют потенциальную угрозу для природы и осознают свою ответственность перед обществом и будущими поколениями за сохранность окружающей среды, бережное отношение к флоре и фауне, рациональное использование природных ресурсов.

Предприятие «Нафтагаз-Бурение» является пагубным источником загрязнения для окружающей среды, так как это предприятие относится к нефтянной промышленности.

Производственная деятельность по добыче нефти, концентрируя в себе колоссальные запасы энергии и вредных веществ в виде нефтяных углеводородов, является постоянным источником техногенной опасности и возникновения аварий, сопровождающихся чрезвычайными ситуациями и загрязнением природной среды.

Как я узнала на практике, геохимический техногенез свойственен всем этапам освоения месторождений углеводородов: бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, разработки и эксплуатации месторождения, ликвидации промысловых сооружений. Угроза экологического стресса территорий и водоемов под техногенным воздействием в зонах влияния нефтегазовых технологических объектов усугубляется моральным и физическим старением производственных фондов.

Воздействие «Нафтагаз-Бурение» на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также все возрастающим объемом добычи нефти и газа, их подготовки, транспортировки, хранения, переработки и широкого разнообразного использования.



1.2.1 Характеристика технологического производства и технологического оборудования

Общая характеристика основных технологических процессов, реализуемых в наземном технологическом оборудовании объектов добычи газа и подготовки газа к транспорту в ООО "Нафтагаз-бурение":

Технологические процессы, используемые на объектах подготовки газа, должны быть отработаны в лабораторных условиях и на опытно-промышленных установках или иметь опыт успешного использования на аналогичных объектах, работающих в сходных условиях.

Преимущественное применение должны иметь непрерывные процессы, обеспечивающие повышенную надежность (срок службы), стабильность целевых технологических показателей, благоприятные условия для применения средств измерений и автоматизации управления.

Периодические технологические процессы рекомендуется применять при их безальтернативности.

Технологические процессы должны осуществляться с минимально необходимым потреблением материальных и энергетических ресурсов, с использованием энергосберегающих технологических и технических решений.

Основные характеристики технологического процесса сепарации газа.

Процесс сепарации газа должен обеспечивать отделение от газа сконденсированной жидкой фазы, твердых включений или механических примесей. Эффективность процесса сепарации, являющегося основным головным процессом на установках подготовки газа к транспорту, должна быть достаточной для качественной дальнейшей подготовки товарного газа, повышения надежности и срока службы основных аппаратов установок подготовки газа.

Основные характеристики технологического процесса снижения давления газа при обеспечении безгидратной эксплуатации оборудования.

Процесс снижения давления природного газа на технологическом оборудовании объектов добычи газа и его подготовки к транспорту должен осуществляться для обеспечения возможности реализации последующих технологических процессов (например, низкотемпературной сепарации), проводимых при давлении более низком, чем располагаемое давление на входе установки подготовки газа.

Процесс снижения давления природного газа должен выбираться среди альтернативных (оптимальных по режимам эксплуатации трубопроводов и оборудования, обеспечивающих минимальные гидравлические потери и минимальные затраты на ввод ингибитора гидратообразования) вариантов его реализации, эффективно обеспечивающих возможность безгидратной эксплуатации технологических трубопроводов и оборудования при заданных термобарических характеристиках.

Для минимизации ресурсов энергопотребления, при одновременном учете надежности (времени наработки на отказ) эксплуатации должны быть сопоставлены (на основе технико-экономического сравнения) следующие альтернативные варианты снижения давления:

· детандирование;

· дросселирование.

При равенстве показателей технико-экономического сравнения в качестве предпочтительного рекомендуется выбирать вариант детандирования, позволяющий при снижении давления газа полезно использовать для технологических целей энергию перепада давления, вырабатываемую в детандере.

Основные характеристики технологического процесса осушки газа от водяных паров.

Процесс осушки газа от водяных паров является основным целевым процессом на установках подготовки газа к транспорту, осуществляемым одновременно с извлечением из товарного газа конденсирующихся углеводородов. Эффективность осушки газа должна обеспечивать бесперебойную, надежную (без образования газовых гидратов и жидкостных пробок) работу газотранспортной системы, к которой подключены объекты добычи газа.

Эффективность процесса осушки (допустимое остаточное влаго и конденсатосодержание осушенного товарного газа) должна соответствовать требованиям СТО "Нафтагаз-Бурение" 089.

Эффективность осушки газа от водяных паров согласно СТО "Нафтагаз-Бурение" 089 необходимо характеризовать с помощью такого показателя, как точка росы по воде. Кроме точки росы по водяным парам необходимо указывать давление газа, для которого эта точка росы определена.

Эффективность осушки газа от конденсирующихся углеводородов согласно СТО "Нафтагаз-Бурение" 089 необходимо характеризовать с помощью такого показателя, как точка росы по углеводородам. Точка росы по углеводородам является температурой, выше которой при определенном давлении (например, при рабочем давлении в магистральном газопроводе) не происходит конденсация паров углеводородов из газа. Таким образом, кроме точки росы по углеводородам необходимо указывать давление газа, для которого эта точка росы определена.

Процесс осушки газа от водяных паров (и конденсирующихся углеводородов) должен обеспечивать стабильно высокое качество, исключение возможности превышения (в отдельных временных интервалах) концентрацией водяных паров (конденсирующихся углеводородов) в товарном газе уровня, заданного СТО "Нафтагаз-Бурение" 089 или специальными техническими условиями, согласованными в установленном порядке.

Основные характеристики технологического процесса очистки газа от сероводорода.

Процесс очистки газа от сероводорода и меркаптановой серы является определяющим целевым процессом на установках подготовки серосодержащего газа к транспорту. Эффективность сероочистки товарного газа должна улучшать его потребительские свойства и снижать коррозионную активность транспортируемого потока с целью обеспечения безаварийной, надежной в течение проектного срока эксплуатации работы газотранспортной системы, к которой подключены объекты добычи серосодержащего газа.

Эффективность процесса сероочистки и допустимая концентрация сероводорода и меркаптановой серы в товарном газе должна соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1 СТО "Нафтагаз-Бурение" 089. Концентрации в товарном газе не должны превышать соответственно для сероводорода 0,007 г/м3 и для меркаптановой серы 0,016 г/м3. (Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.)

Процесс сероочистки газа должен обеспечивать стабильно высокое качество товарного газа, исключение возможности превышения (в отдельных временных интервалах) концентраций сероводорода и меркаптановой серы в товарном газе уровня, заданного СТО "Нафтагаз-Бурение" 089 или специальными техническими условиями, согласованными в установленном порядке.

Основные характеристики технологического процесса компримирования газа.

Процесс компримирования газа является наиболее энергозатратным процессом на установках подготовки газа к транспорту. Эффективность компримирования газа должна обеспечивать удельные энергозатраты на сжатие потока газа, не превышающие технически возможные для достигнутого уровня развития техники.

Основные характеристики технологического процесса нагрева (охлаждения) газа и технологических теплоносителей.

Процессы нагрева (охлаждения) целевых теплоносителей (технологических потоков) и обеспечивающих теплоносителей должны реализовываться в максимально возможной степени на основе энерготехнологического комбинирования (рационального использования температурных потенциалов и тепловых ресурсов целевых теплоносителей и окружающей среды) и обеспечивать удельные энергозатраты на передачу теплоты в теплообменном оборудовании, не превышающие технически возможные для достигнутого уровня развития техники.

Общие требования и характеристики к основному технологическому оборудованию в ООО "Нафтагаз-бурение".

Современные и перспективные установки подготовки газа к транспорту, а также входящие в их состав установки регенерации абсорбента и метанола должны комплектоваться основными аппаратами и технологическим оборудованием, выбранным на основе сопоставительного анализа показателей лучших отечественных и зарубежных образцов и обеспечивающим повышение технологической эффективности и эксплуатационной надежности объектов добычи и подготовки газа к транспорту.

Аппараты, блоки и комплектные установки должны быть безопасными при испытаниях (в том числе приемочных испытаниях, проводимых в соответствии с СТО "Нафтагаз-бурение" 2-1.16-055), монтаже, эксплуатации и ремонте, соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003, ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ Р 53672, ГОСТ 12.2.085, ПБ 08-624-03, ПБ 03-576-03, комплектоваться арматурой, соответствующей требованиям СТО Газпром 2-4.1-212, поставляемой на объекты ООО "Нафтагаз-бурение", площадками обслуживания, люками-лазами, соответствующими подъемными механизмами и приспособлениями, предусмотренными технической документацией и нормативными документами, в том числе ГОСТ 28775, ГОСТ Р 51364, СТО "Нафтагаз-бурение" 2-3.5-138, ОСТ 26.260.18.

Исполнение аппаратов, укрытий (легкосборных зданий, контейнеров) для них и их арматуры, блоков и систем автоматического управления и средств для механизации их обслуживания должно соответствовать требованиям устойчивости, проектным нагрузкам по СНиП 2.01.07-85 [4] и параметрам климата по СНиП 23-01-99 в заданных условиях эксплуатации, должно быть исполнения ХЛ1 или УХЛ1 (в соответствии с ГОСТ 15150), категории размещения 1, позволять их размещение и эксплуатацию на открытой площадке (открытых технологических этажерках) в условиях соответственно холодного или умеренного и холодного климата.

Аппараты и комплектные технологические установки и их укрытия должны обладать метео-, гидро устойчивостью и не должны терять работоспособность в заданных проектом условиях эксплуатации, в том числе при скоростном напоре ветра до 0,30 кПа включительно по СНиП 2.01.07-85.

Аппараты и комплектные технологические установки должны быть герметичными и не должны превышать (по критериям взрывопожароопасности) категорийности, определенной для них СТО "Нафтагаз-бурение" 2-1.1-094.

Аппараты и комплектные технологические установки должны быть полностью заводского изготовления, при блочно-комплектной поставке - соответствовать требованиям ОСТ 26.260.18 и ВНТП 01/87/04-84.

Аппараты и комплектные технологические установки по производительности, рабочему давлению и концентрации сероводорода в сырьевом газе должны соответствовать основным типоразмерам.

Верхний диапазон рабочего регулирования аппаратов и установок при параллельном их подключении и при отсутствии резервных линий должен обеспечивать возможность нормальной работы установки на номинальном режиме при отключении одной из технологических линий на ремонт.

При изготовлении аппаратов и комплектных технологических установок должны использоваться только сертифицированные в установленном порядке (для изделий, подведомственных Ростехнадзору, - имеющие разрешение Ростехнадзора на применение на опасных производственных объектах) покупные и комплектующие изделия.

Пожарно-технические характеристики строительных материалов, покупных и комплектующих изделий и оборудования) и действующим нормам и правилам Российской Федерации в области пожарной безопасности, подлежат обязательной сертификации, должны подтверждаться действующими сертификатами соответствия установленного образца.

Объем работ по монтажу оборудования и установок на месте постоянной эксплуатации должен быть минимальным.

Транспортная упаковка аппаратов и комплектных технологических установок должна позволять их хранение на открытых складских площадках, условия хранения по ГОСТ 15150. Условия хранения технических средств САУ должны соответствовать условиям ГОСТ 15150 или требованиям изготовителей САУ. Транспортная упаковка аппаратов должна иметь схему строповки.

Аппараты и комплектные технологические установки должны иметь возможность транспортироваться любым видом транспорта: на железнодорожных платформах, полувагонах, контейнерах, палубах судов, специальным автотранспортом, открытых автомашинах в соответствии с правилами перевозки, регламентируемыми на указанных видах транспорта. Условия транспортирования в части воздействия климатических факторов должны соответствовать условиям для открытого подвижного состава 8 (ОЖЗ) по ГОСТ 15150.

Аппараты и комплектные технологические блоки должны быть ремонтопригодными, обслуживание их и ремонт должны быть удобными и осуществимыми силами персонала или сервисными службами объектов ГДП при поставке ремонтных комплектующих и запчастей изготовителями указанного оборудования в течение общего срока его эксплуатации. В составе блочно-модульных конструкций (модулей, блоков, зданий и т.п.), поставляемых комплектно с технологическим оборудованием, должны быть предусмотрены грузоподъемные устройства и средства механизации для демонтажа и монтажа сменных узлов и электроприводов весом 50 кг и более, обеспечивающие демонтаж электроприводов с мест их установки за пределы блочно-модульной конструкции и обратно.

В случае необходимости при использовании сложного технологического оборудования и комплектующих его средств САУ должно быть предусмотрено и организовано сервисное обслуживание указанного оборудования силами и средствами изготовителей или специализированных подрядных организаций при контроле и приемке сервисных работ силами персонала объектов ГДП и СПХГ.

САУ, поставляемые комплектно с технологическим оборудованием, должны обеспечивать возможность взаимодействия с верхним уровнем управления объекта (АСУ ТП, АСУ ПБ или АСПС, КЗ и ПТ, ИУС), комплектоваться измерительными аппаратными средствами и обладать возможностью контроля эффективности основного технологического процесса, а также самодиагностики исправного состояния и возможности автоматического включения резервного оборудования.

Взаимодействие комплектно поставляемых САУ с верхним уровнем должно обеспечиваться с помощью стандартных открытых протоколов. Реализация применяемого протокола обмена, а также перечень передаваемых входных и выходных данных должны быть подробно изложены в технической документации на САУ и в целом на технологическую установку.

САУ установки должна обеспечивать сохранение информации о технологических параметрах и режимах работы установки за период эксплуатации не менее 6 мес. и обеспечивать возможность обращения к указанной информации при необходимости.

Аппараты и комплектные технологические установки должны удовлетворять требованиям взрыво-, пожаро-, электробезопасности и промышленной эргономики.

Пожарная безопасность аппаратов и комплектных технологических установок должна подтверждаться в соответствии с порядком, установленным Федеральным законом.

Аппараты и установки должны комплектоваться заглушками поворотными (обтюраторами), размещаемыми между аппаратными фланцами основных технологических патрубков и ответными фланцами, к которым подключаются при монтаже технологические линии.

Общий срок эксплуатации аппаратов и комплектных технологических блоков должен составлять не менее 30 лет или указанного в проекте срока службы объектов добычи, хранения и подготовки к транспорту газа при условии своевременной замены комплектующих, имеющих меньший ограниченный срок службы и при условии своевременного капитального ремонта или модернизации САУ. Аппараты и комплектные технологические блоки должны обеспечивать возможность проведения модернизации (доработки), способствующей повышению технологической эффективности и эксплуатационной надежности (увеличению срока эксплуатации) в соответствии с изменяющимися условиями в процессе эксплуатации месторождений (снижение давления, увеличение содержания сконденсированной жидкой фазы, твердых включений и механических примесей). Агрегаты, имеющие меньший срок эксплуатации должны иметь возможность беспрепятственной замены.

Эксплуатационная документация на оборудование подготовки газа в соответствии с ГОСТ 2.601 должна содержать информацию о соответствующих показателях технологической эффективности и влиянии на них в рабочем диапазоне эксплуатации аппарата (установки) основных определяющих факторов. Указанная информация (основанная на экспериментальных данных, полученных на действующем оборудовании) должна быть использована при составлении алгоритма управления для локальной САУ, комплектующей данный технологический аппарат или технологический блок, или для цеховых САУ, АСУ ТП.

Эксплуатационная документация на импортное оборудование должна быть на русском языке. Оборудование, поставляемое комплектно в соответствии с требованиями ГОСТ 2.601 и ГОСТ 2.610, должно сопровождаться перечнем всех технических устройств, входящих в комплект этой установки. Агрегаты и технические устройства в составе установки, имеющие меньший срок эксплуатации, должны иметь комплект собственной документации, копии разрешений Ростехнадзора на применение на все технические изделия должны быть заверены нотариально. Применяемое импортное оборудование должно соответствовать требованиям ПБ 08-624-03.

Эксплуатационная документация на аппараты и технологическое оборудование подготовки газа должна включать раздел с информацией по объемам, методам и периодичности технических мероприятий (освидетельствование, неразрушающий контроль), обеспечивающих надежную и безаварийную эксплуатацию данного оборудования в течение не менее 30 лет, а также рекомендации по малоотходной или безотходной утилизации указанного оборудования при завершении эксплуатации и ликвидации газодобывающего предприятия.

Системы противопожарной защиты, входящие в состав систем обеспечения пожарной безопасности технологического оборудования, должны обеспечивать возможность интегрироваться в систему пожарной безопасности верхнего уровня (цеха, установки), передачу всего необходимого объема информации (тревога, пожар, неисправность, подача тушащего вещества) по физическим линиям связи.

Все электропроводящие части технологического оборудования должны иметь заземляющие зажимы в соответствии с ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.1.018 и ГОСТ 21130. В блочных установках должна быть обеспечена связь оборудования, входящего в состав установки, с заземляющими зажимами на внешних габаритных конструкциях установки (блока) для соединения с общеплощадочными устройствами заземления.

Конструкция выхлопных патрубков ГПА, дымовых труб трубчатых печей и огневых испарителей высотой 15 м и более должна обеспечивать непрерывность металлической связи по всей длине трубы и позволять использовать ее в качестве молниеприемника.

Поставляемое оборудование должно быть сертифицировано в установленном порядке, иметь действующий сертификат соответствия (декларацию о соответствии) согласно требованиям Постановления, разрешение Ростехнадзора на применение на опасных производственных объектах и в соответствии с требованиями Правил, Административного регламента, СТО "Нафтагаз-бурение" РД 5.2-093. Технические условия на оборудование, разрешенное к применению в ООО "Нафтагаз-бурение", должны быть согласованы постоянно действующими комиссиями ООО "Нафтагаз-бурение" в соответствии с СТО "Нафтагаз-бурение" 2-3.5-046.

1.3 Виды и источники загрязняющих веществ

Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения в больших количествах проникают в водоемы и другие экологические объекты:

1) при бурении и аварийном фонтанировании разведочных нефтяных и газовых скважин;

2) при аварии транспортных средств;

3) при разрывах нефте- и продуктопроводов;

4) при нарушении герметичности колонн в скважинах и технологического оборудования;

при сбросе неочищенных промысловых сточных вод в поверхностные водоемы.

Бурение скважин, их обслуживание загрязняет атмосферу, изменяет состояние водных ресурсов, загрязняет почву отходами бурения.

1.3.1 Загрязнение атмосферы

Около 90 % всех видов загрязнения атмосферы являются результатом разработки месторождений и утилизации энергетических ресурсов. Из-за низкого коэффициента использования добываемого минерального сырья значительная его часть безвозвратно теряется и поступает в виде отходов в окружающую среду. По ориентировочным оценкам, около 70 % всех отходов находится в атмосфере, причем основные источники загрязнения воздушного бассейна расположены в северном полушарии.

Современное промышленное производство «Нафтагаз-Бурение» с его многоотходной технологией ежегодно выбрасывает в атмосферу более 200 млн.т оксида углерода, 146 млн.т диоксида серы, 53 млн.т окислов азота, 50 млн.т углеводородов и других химических веществ и сложных соединений. Особенно высокая концентрация токсичных веществ отмечается вблизи химических и нефтехимических предприятий и местах добычи нефти. В местах бурения геологоразведочных и эксплуатационных скважин в атмосферу поступают выбросы газов и продуктов сгорания при работе двигателей и испарении легколетучих веществ. Повышается загазованность и запыленность воздуха за счет химических реагентов, тонкодисперсных порошков извести, цемента, глинопорошков, утяжелителей. Поскольку при бурении глубоких скважин расходуется 200-300 г барита, летучесть которого составляет 50 г/т, то в местах бурения в воздухе содержится токсичный продукт, вызывающий отравление и гибель растительных и живых организмов и поражающий дыхательные пути человека. Существенная опасность возникает при использовании тонкодисперсных отходов асбеста.

Большую опасность вызывает повышение концентрации окиси углерода в воздухе, предельно допустимая концентрация которой составляет всего 20 мг/м3. Уже при концентрации 600 мг/м3 отмечается легкое отравление, а при 3600 мг/м3 наступает смерть спустя 1-5 мин. При общем содержании в воздухе 4-5% двуокиси углерода имеет место раздражающее действие на органы дыхания, а при содержании 10% наступает отравление. Вредное влияние на организм человека оказывают соединения серы. При концентрации сероводорода 140-150 мг/м3 и действии в течение нескольких часов наблюдается раздражение слизистой оболочки, а при 1000 мг/м3 наступает отравление, при концентрации двуокиси серы 1,8-52 мг/м3 отмечается хроническое отравление растительности, а при 260 мг/м3 погибают хвойные деревья. Необходимо контролировать содержание в воздушной среде соединений азота. Значительно возрастает токсичность смесей окиси углерода и сернистого ангидрида. Во влажном воздухе под действием солнечной радиации образуются сернистая, серная и азотная кислоты, что усиливает опасность для окружающей среды.

В результате неполного сгорания нефти и нефтепродуктов образуются углеводороды. Из токсичных углеводородов следует отметить бутан и пентан, а также некоторые циклические углеводороды, обладающие концерогенными и мутагенными свойствами. ПДК предельных алифатических углеводородов в атмосфере составляет 300 мг/м3. Существенное загрязнение воздушного бассейна вызывает нефтяной газ, при старании которого в факелах имеет место угнетение растительности и нарушение фонового растительного покрова на расстоянии 4 км. Необходимо отметить высокую миграционную способность токсичных газообразных веществ максимальной миграционной способностью (до 15 км) обладают углеводороды и алканы, сероводород (5-10 км), окислы азота и сернистый газ (1-3 км).

1.3.2 Загрязнение почв отходами бурения

В процессе сооружения скважин при прокладке временных подъездных путей, строительстве отстойников, различных емкостей, земляных амбаров и т.п. нарушается поверхностный слой плодородных земель, растительный и лесной покров. При перемещении буровых вышек в неразобранном виде мощными тракторами перепахивается слой почвы и сдирается растительность на всем пути следования. Так, при транспортировке не разобранной вышки на расстояние 15 км на площади до 10 га гибнет растительность, появляются пески и т.п. Наибольшее загрязнение почв вызывают химические реагенты, ПАВ и нефтепродукты, а также концентрированные растворы солей. При наличии эмульгаторов (сульфанола, дисольвана и др.) нефтяные компоненты равномерно распределяются по всему объему бурового раствора. В процессе бурения нефтепродукты и ПАВ адсорбируются на стенках скважины, а также частицах выбуренной породы. Образующийся буровой шлам содержит частицы глины (до 10-30 мас %) выбуренной породы, химические реагенты, нефть и другие компоненты. Вместе со шламом сбрасывается 2-4 т нефти на 1000 м проходки нефтяных скважин. Серьезную опасность загрязнения почв и водоносных горизонтов представляют аварийные разливы жидких продуктов. Даже при наличии обваловок вокруг скважины, жидкие отходы бурения с вредными компонентами способны фильтроваться через обваловку и грунт и, попахав в ливневые, грунтовые и подземные воды распространяются на значительные расстояния. Наиболее стойкое загрязнение почвенных покровов происходит при воздействии нефти и нефтепродуктов, в этом случае отмечены существенные изменения физико-химических, морфологических и агрохимических свойств почв. Среднее содержание нефти в почве на территории буровой изменяется в пределах от 3 до 16 г на 100 г почвы. Нефть, особенно в присутствии ПАВ, обладает высокой миграционной способностью в горизонтальном и вертикальном направлениях. В процессе загрязнения почв нефтепродуктами происходит нарушение воздушного режима и водных свойств почв. При закупоривании капилляров почв нефтью и жидкими отходами бурения нарушается аэрация и создаются анаэробные условия в почвенных процессах. В результате воздействия на почвенный покров нефтепродуктов отмечается изменение населяющих почву живых микроорганизмов: снижается численность целлюлозоразлагакщих микроорганизмов и бактерий, усваивающих соединения азота. Происходит угнетение окислительно-восстановительных ферментативных процессов, что в конечном счете снижает биологическую активность и плодородие почв.

Буровые отходы и сточные воды в большинстве случаев имеют щелочную реакцию, в результате чего образуются легкорастворимые гуматы, которые вымываются из поверхностного слоя почв, снижая общее содержание гумуса. Вредное влияние нефти и нефтепродуктов отмечено для многих видов почв, а процессы самоочищения протекают медленно. Особенно заторможены процессы разложения нефтепродуктов на почвах дерново-подзолистых почвах тайги. Отрицательное воздействие на плодородие почв оказывают химические реагенты и минеральные соли, содержащиеся в жидких отходах бурения. Постепенно накапливаются в поверхностном слое почвы ионы тяжелых металлов: количество меди, цинка и марганца возрастает в 1,5-4 раза. Минерализованные сточные буровые воды вызывают сульфатно-хлоридное засоление почв. Загрязнение почв минерализованными нефтесодержащими жидкими отходами влияет на реакцию среды в течение 10 лет, а повышенное содержание натрия отмечено через 18 лет. Под влиянием химических реагентов, содержащихся в буровых растворах, резко меняется биологическая активность прежде всего тундровой почвы. Особую опасность вызывают жидкие сильноминерализованные отходы бурения, в которых на долю токсичных солей приходится 50-58% всей суммы солей. По составу солей отходы относятся к хлоридно-сульфатно-магниево-натриевым загрязнителям.

К воздействиям разработки нефтяного месторождения на почву относятся:

· эрозия в результате изменения наклона поверхности и запруживания воды;

· изменения условий стекания воды;

· изменения полигональных структур;

· загрязнение в результате сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов.

1.3.3 Воздействие на водные ресурсы

В результате промышленного и сельскохозяйственного производства и выполнения большого объема бурения разведочных и эксплуатационных скважин грунтовые и подземные воды, а также поверхностные водоемы подвергаются интенсивному загрязнению. Отсутствие обсадных труб приводит к тому, что после проводки скважин почти в 96% случаев отмечается некачественное разобщение пластов ж не обеспечивается надежная межпластовая изоляция, в связи с чем целые регионы страны уже лишились питьевой воды. Поэтому проблема охраны водных ресурсов при разведке недр и проведении горных работ имеет первостепенное значение.

Использование ПАВ в разведке и добыче нефти приводит к ускорению процесса бурения, увеличению нефтеотдачи пластов, очистке ствола скважины. ПАВ представляют собой сложные органические соединения с ассиметричной молекулярной структурой, содержащей в молекулах углеводородный радикал и активные функциональные группы: кислородсодержащие (эфирные, карбоксильные, гидроксильные, карбонильные) и азот-, серо-, фосфор-, серофосфорсодержащие группы. Наличие дифильной структуры ПАВ обусловливает их высокую, адсорбционную активность. Многие ПАВ обладают диспергирующей, эмульгирующей и пенообразующей способностью. Наряду с положительными факторами ПАВ имеют и недостатки - они легко проникают в водоемы, грунтовые и подземные воды, увеличивают степень загрязнения окружающей среды. Следует отметить способность ПАВ легко увлекать за собой жидкие и твердые загрязнения в смеси с другими веществами, значительно увеличивая токсичность, губительно воздействуют на живые организмы и повышают степень поражения окружающей среды. Так, при содержании ПАВ выше 0,5 мг/л увеличивается количество эмульгированной нефти. ПАВ легко поглощается флорой и фауной. При концентрации 1 мг/л происходит гибель планктона, а 5 мг/л - замор рыб. ПДК для анионактивных ПАВ достигают 0,5 мг/л, а для неионогенных - 0,1 мг/л. Серьезную опасность для сохранения водных ресурсов вызывают буровые растворы, содержащие химические реагенты, а также нефтеэмульсионные и инвертноэмульсионные составы. Загрязнение природных вод может происходить в результате перелива и выбросов из бурящихся скважин, сброса отработанных буровых растворов в овраги.

1.3.4 Воздействие на растительный мир

К возможным воздействиям разработки нефтяного месторождения на растительный мир относятся:

1. Уничтожение растительного покрова или изменения в его составе происходят при строительстве одиночных и кустов скважин, промысловых сооружений, дорог и вспомогательных объектов, факельном сжигании продукции скважин и выжигании разлитой на поверхность нефти, а также производстве земляных работ и загрязнений выбросами, отходами и разливами.

2. Изменения видового состава могут привести к изменению энергетического баланса и циркуляции питательных веществ.

Серьезность последствий зависит от структуры местообитания флоры. Неуправляемые пожары, пожирающие тайгу, наносят заметный ущерб окружающей среде и представляют угрозу человеческим жизням и оборудованию. Таежные экосистемы сильно страдают от пожаров, вследствие уничтожения растительного покрова и мест обитания, нарушения ландшафта и заиливания водоемов.



1.3.5 Воздействие на социальную среду обитания местного и коренного населения

Также разработка нефтяных месторождений оказывает воздействия на социальную среду обитания местного и, первую очередь, коренного населения. В моем случае это было коренное население Ямало-НенецкогоАвтономного округа - ханты и манси. При этом приходится иметь дело с изменениями жизненного уклада и другими культурно обусловленными ценностями, которые во многих отношениях являются чем-то неосязаемым. Этим ценностям трудно дать количественную оценку, но их игнорирование может вызвать озабоченность среди местного населения.

1.4 Существующие мероприятия по снижению загрязнения

АО «НафтаГаз» осознает свою ответственность перед обществом по соблюдению самых строгих стандартов по недопущению вредного воздействия на окружающую среду.

Целями компании являются:

1) Сохранение окружающей среды;

2) Соблюдение прав и интересов населения, проживающего в районах проведения работ.

Принципами компании в области охраны окружающей среды являются:

1. Соблюдение экологических норм и требований, установленных законодательством Российской Федерации, актами местных органов власти и международными правовыми актами в области охраны окружающей среды.

2. Внедрение безопасных и ресурсосберегающих технологий, нового оборудования и материалов, обеспечивающих повышение энергоэффективности и неуклонное снижение отходов и выбросов в окружающую среду.

3. Повышение компетентности и осознанного участия всех работников в мероприятиях по сохранению окружающей среды.

4. Повышение качества подготовки технической документации, обязательной экспертизы всех проектов для определения оптимальных вариантов их реализации с точки зрения экологической безопасности.

5. Приоритет предупредительных мер над мерами по ликвидации негативных последствий на окружающую среду.

6. Обязательности проведения предварительного экологического обследования площадок и участков работ с составлением фотоотчета.

7. Сохранение и восстановление ландшафтного и биологического разнообразия в местах проведения работ.

8. Экологически безопасное обращение с отходами, реализация мероприятий по обезвреживанию отходов.

9. Соблюдение интересов и прав коренных малочисленных народов на ведение традиционного образа жизни и сохранение исконной среды обитания.

10. Запрет:

1) незаконной охоты, рыбалки, сбора грибов, ягод, шишек;

2) приобретения или принятия в дар подарков, изготовленных из образцов местной живой природы;

3) сбора предметов и разрушения памятников, представляющих археологическую или историческую ценность.

11. Обеспечения открытости и доступности экологической информации, связанной с деятельностью компании в области охраны окружающей среды.

Снижение негативного воздействия на окружающую среду:

1. Специалисты АО «Нафтагаз-бурение» активно работают по сокращению парниковых выбросов (диоксида углерода и метана).

2. Развивается корпоративная система контроля, инвентаризации и учета выбросов парниковых газов и загрязняющих веществ, проводится техническое перевооружение и модернизация производств.

3. АО «Нафтагаз-бурение» увеличивает долю утилизируемого попутного нефтяного газа (ПНГ).

4. Компания активно участвует в газификации регионов, то есть расширяет использование наиболее экологичного топлива современности - природного газа.

5. Развивается использование природного газа в автомобильном транспорте компании.

6. АО «Нафтагаз-бурение» стремится максимально уменьшать количество используемых территорий. Для этого применяется целый комплекс мероприятий: использование технологий блочно-модульного строительства промысловых сооружений из готовых элементов, кустовое расположение скважин на промыслах, прокладка систем многониточных газопроводов в едином техническом коридоре, а также внедрение методов горизонтального и наклонного бурения.

7. Сохранению целостности территорий с вечной мерзлотой способствует подготовка строительных площадок и ведение строительно-монтажных работ только в зимний период, что позволяет не травмировать верхний слой почв, оттаивающий летом.

8. Используются и иные методы: газ охлаждается до минус 2-10 градусов.

9. Применение термоизолированных труб отечественного производства.

10. Для очистки почв от углеводородных загрязнений АО «Нафтагаз-бурение» внедряет инновационные методы и использует биологические технологии для восстановления качества нарушенных земель. Применяемые технологии учитывают особенности климатических условий, позволяют сократить затраты и увеличить скорость рекультивации.

11. Внедрение новых эффективных методов, основанных на применении новых биопрепаратов, которые содержат микроорганизмы -- деструкторы углеводородов, позволяющие проводить биологическую очистку земель при низких температурах.

12. Используется метод очистки нефтезагрязненных земель при помощи растений (фиторемедиация). Выращивание трав с разветвленной корневой системой позволяет создать оптимальные условия для разложения углеводородов за счет улучшения газообмена в почве и ее обогащения биологически активными веществами, выделяемыми корневой системой растений.

1.5 Методы и средства контроля за состоянием природных объектов

Контроль в области охраны окружающей среды (экологический контроль) в Российской Федерации осуществляется в соответствии с требованиями статей 64-68 Федерального закона «Об охране окружающей среды», статей 24-26 Федерального закона «Об охране атмосферного воздуха» и статей 25-27 Федерального закона «Об отходах производства и потребления», Федерального закона «О животном мире».

Осуществляемые в Российской Федерации государственный, производственный и общественный экологический контроль являются взаимодействующими составными частями единой системы обеспечения соблюдения требований законодательства в области охраны окружающей среды.

Государственный экологический контроль в пределах своей компетенции осуществляют федеральный орган исполнительной власти и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации (далее - органы исполнительной власти, осуществляющие ГЭК).

Осуществление производственного контроля в области охраны окружающей среды является обязательным условием природопользования. Производственный экологический контроль осуществляют субъекты хозяйственной деятельности всех форм собственности, деятельность которых сопровождается негативным воздействием на окружающую среду.

Производственный экологический контроль, осуществляемый в АО «Нафтагаз-бурение», включает комплекс мероприятий, направленных на обеспечение выполнения в процессе хозяйственной и иной деятельности мероприятий по охране окружающей среды, рациональному использованию и восстановлению природных ресурсов, а также на соблюдение требований в области охраны окружающей среды, установленных природоохранным законодательством.

Производственный экологический контроль в АО «Нафтагаз-бурение» является обязательным элементом природоохранной деятельности АО «Нафтагаз-бурение» и его дочерних обществ.

ПЭК в АО «Нафтагаз-бурение» осуществляется в сочетании с иными, предусмотренными Федеральным законом «Об охране окружающей среды» и смежным законодательством, видами природоохранной деятельности:

· учетом негативных воздействий на окружающую среду и источников этих воздействий; -оценкой воздействия на окружающую среду планируемой деятельности;

· нормированием в области охраны окружающей среды;

· организацией санитарно(защитных зон, осуществляемой в соответствии с Федеральным законом «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения»;

· экологической экспертизой, осуществляемой в соответствии с Федеральным законом «Об экологической экспертизе»;

· платой за негативное воздействие на окружающую среду; а также экологическим мониторингом и другими природоохранными мерами, осуществляемыми в дочерних обществах АО «Нафтагаз-бурение».

Целями производственного экологического контроля в АО «Нафтагаз-бурение» является обеспечение:

· соблюдения требований природоохранного законодательства Российской Федерации, включая водное, земельное и лесное законодательство, законодательство в области охраны атмосферного воздуха и в области обращения с отходами, иных законодательных и нормативных правовых актов, а также документов АО «Нафтагаз-бурение», регламентирующих вопросы охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов;

· выполнения обязательств Экологической политики АО «Нафтагаз-бурение» и корпоративных программ в области охраны окружающей среды.

1.5.1 Организация контроля

Управление производственным экологическим контролем в АО «Нафтагаз-бурение» является составной частью Системы управления природоохранной деятельностью в АО «Нафтагаз-бурение» (системы экологического менеджмента).

...