Полученные результаты свидетельствуют о неэффективности применения ВВГ в условиях низкопроницаемого пласта (0,03 - 0,04 мкмІ).

Основные показатели разработки участка ВВГ приведены в табл.3.7.

Одиннадцать скважин мелекесского горизонта имеют горизонтальное окончание ствола.

Таблица 3.3.

Давление на устьях скв. № 700, 954, 955 составляет 9,6 - 10,2Мпа, по скв. № 1011, 1020 - 9,2-9,6Мпа. Температура на скв. № 700, 1011, 1020 колеблется в пределах (+ 96) - (+ 100), по скважине № 955 (+ 44) - (+ 51).

Перед закачкой горячей воды, температура пласта составляла + 21 . Результаты замера температуры пласта по скважинам приведены ниже.

Таблица 3.4.

По нагнетательным скважинам в течении года проводили замеры пластового и забойного давления.

В 2002 году от закачки горячей воды получен положительный эффект. Дополнительная добыча нефти составила 8,249 тыс. т., а с начала разработки 221,819 тыс. т.

Таблица 3.5.

Таблица 3.6 Основные показатели разработки участка ВВГ

Показатели	941	966	967	968	971	1103	1104	1124	955	1125	1129
Дебит нефти, т/сут	1,62	1,1	1,12	5,94	0,42	2,011	2,03	2	2,2	1,76	4,95
Дебит скв.т//сут	6,68	0,69	0,69	0,4	1,22	0,46	0,5	0,62	6,63	0,42	0,67
Добыча с нач разраб, т	6056	3287	28846	23580	2456	7630	9025	6202	8442	7593	14135
Добыча за год, т	588	395	406	2151	150	701	691	721	801	613	1801
Дни работы	364	358	364	362	356	349	341	361	364	349	364
Эффект за год, т	346	148	158	2006	-284	540	520	497	572	400	1557

Как видно из таблицы 3.7. в основном скважины с горизонтальным окончанием ствола дают значительный эффект в разработке залежи. Эффект на 2002г. составил 6520 т.

За отчётный период из залежи за 2003г. добыто 73800 тонн нефти.

Частичное падение добычи по сравнению с 2001 годом составило 4300 тонн

Для поддержания добычи нефти в 2003 г. предложено:

1. Продолжить закачку горячей воды в нагнетательную скважину согласно технологической схеме разработки.

2. Продолжить работу по гидроимпульсной обработки скважины технологией ПАРМГИНС.

3. Привести согласно плану мероприятия ПНН гидроразрыв пласта по 3 скв..

4. Продолжить динатационно-волновое воздействие на пласт в скв. 750, 887, 664, 801.

5. Вести повышенный контроль за работой скв. с горизонтальным окончанием ствола.

4. Экономическая часть

Таблица 4.1 Калькуляция себестоимости добычи нефти по НГДУ за 2003 год

№	Статьи затрат	2002 год
		Всего, тыс. руб.	На 1тыс руб.
1	Расходы на энергию по извлечению нефти	14066	7,1814
2	Расходы по искусственному воздействию на пласт	30253,5	16,81
3	Основная зар. Плата производственных рабочих	18846,4	13,249
4	Отчисления на страхование	8605	5,069
5	Амортизация скважин	18102	10,06
6	Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	36696	20,387
7	Расходы по технологической подготовке нефти	39732	21,52
8	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе на ПРС и КРС	134133	74,52
9	Плата за недра	72924	40,51
10	Прочие производственные расходы, в том числе отчисления на ГРР	118332	65,74
11	Производственная себестоимость тов. Продукции	592180	421,22
12	Внепроизводственные расходы	12448	7,0
13	Управленческие расходы	174527	98,0
14	НИОКР	5794	3,25
	Полная себестоимость продукции	698520	522,47

4.1 Исходные данные по подсчету экономической эффективности применения закачки горячей воды по мелекесскому горизонту

Исходные данные по подсчету экономической эффективности применения закачки горячей воды по Мелекесскому горизонту Бахметьевского месторождения приведены в табл. 4.1 и 4.2

Таблица 4.2 Добыча нефти, жидкости и эксплуатационный фонд скважин по Жирновскому НГДУ

Годы	Qж, тыс.т	Фонд скважин
2000	3784,6	473

Таблица 4.3 Добыча нефти, жидкости и эксплуатационный фонд скважин по Мелекесскому горизонту

Годы	qж, тыс. т	qн, тыс. т	Фонд скважин
2002	16,64	12,8	13

Данные прироста добычи нефти от ППД и горячей закачке за 2002 год приведены в табл. 4.3.

Таблица 4.4.

Цена 1 т нефти, руб.	По мелекесскому горизонту дополнительно добыто нефти, тыс.т
567	10,74

Калькуляция себестоимости добычи 1 т нефти по Мелекесскому горизонту НГДУ " Жирновскнефть" приведена в табл. 4.4.

· Затраты на электроэнергию по извлечению нефти за 2000 год, руб

Где Зэ - расходы на электроэнергию по извлечению нефти за 2000 год, руб.; Qж - добыча жидкости по НГДУ за 2000 год, тыс. т

qн - добыча нефти по эксплуатационному объекту за 2000 год, тыс. т

· Затраты по искусственному воздействию на пласт



Где Зи.в - затраты по искусственному воздействию на пласт, руб

· Затраты на основную зарплату и соц. Страхование

Где Зос - затраты по заработной плате производственных рабочих (основная, дополнительная, отчисления на соц. страхование) за 2002 год, тыс. руб

Фо - эксплуатационный фонд скважин по эксплуатационному объекту на 01.01.03 г.

Ф - эксплуатационный фонд скважин по НГДУ

· Затраты на амортизацию скважин

Где А - сумма амортизационных отчислений по скважинам, руб.

· Расходы по сбору и транспортировки нефти и технологической подготовке нефти на 1 т с допустимой степенью точности по объекту " горячей закачки" и НГДУ принимаем равными

Зст = Зст =20,38 руб; Зтп = Зтп =21,52 руб

· Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе на ПРС и КРС



· Цеховые расходы

· Плата за недра

· Прочие производственные расходы, в том числе ГРР (воспроизводство минерально-сырьевой базы) за 1 т - 65,74 руб.

Производственная себестоимость Спр = 421,22 руб

· Внепроизводственные расходы, в том числе прочие на 1 т - 7 руб.

· Управленческие расходы на 1 т - 98 руб.

· НИОКР на 1 т - 3,25 руб.

Полная себестоимость Сп = 522,47 руб

Определяем производственную себестоимость 1 т нефти

Спр =Зэ + Зив + Зос + За + Зст + Зтп + Зсэо + Зоп + Зн + Зпп + Звп + Зниокр + Зут;

Зоп =0;

Спр =4,83 + 10,39 + 25,52 + 24,51 + 21,52 + 181,6 + 39,6 + 40,5 + 65,74 + 7 + 3,25+ 98 = 529,47 руб/т

Так как Звнепроизв =0, производственная себестоимость 1 т нефти будет равна полной себестоимости 1 т нефти

Спр = 421,22 руб/т без управленческих расходов, которые составляют на 1 т - 98 руб, НИОКР - 3,25 руб/т

4.2 Расчет себестоимости дополнительно добытой нефти от "горячей закачки"

Сдоп =Зэ + Зи + Зст + Зтп + Зн + Зпп + Звп + Зниокр + Зут;

Сдоп = 4,83 + 10,39 + 21,52 + 20,38 + 40,51 + 65,74 + 7 + 3,25 + 98 = 271,62 руб.

· Затраты на электроэнергию по извлечению нефти Зэ = 3,9 руб/т

· Затраты по искусственному воздействию на пласт Зэ = 5,63 руб/т

· Затраты по сбору и транспортировке нефти Зэ = 6,23 руб/т

· Прочие производственные затраты, в том числе на ГРР Зэ = 82,4 руб/т

Себестоимость дополнительно добытой нефти Сдоб.ср.вз = 98,16 руб/т

Экономический эффект от "горячей закачки"

Э = (С - Сдоп) * Q

Где Q дополнительно добытая нефть от горячей закачки за 2000 год

Э = (529,47 - 271,62) * 10740 = 2769309 руб

Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти за 2000 год

П = (Ц - Сдоп) * Q

П = (567 - 271,62) * 10740 = 317238 руб.

Прибыль НГДУ = qн*Цена 1 т нефти = 12,8*567 =72576 руб

Себестоимость дополнительно добытой нефти по Мелекесскому горизонту составила 529,47 руб/т, что выше себестоимости по НГДУ - 392,14 руб/т.

В результате заводнения горячей воды за 2002 год дополнительно добыто 10,74 тыс.т. нефти.

Экономический эффект от заводнения горячей водой составил 2769 тыс. руб.

Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти за 2002 год составила 3172 тыс. руб.

Применение горячей закачки в пласт Мелекесского горизонта позволит сократить сроки разработки Мелекесского горизонта и увеличить коэффициент конечной нефтеотдачи.

5. Раздел "Охрана труда"

5.1 Описание системы "Человек-машина-среда"

При анализе условий труда на месторождении нефти и газа при обслуживании скважин в системе человек - машина - среда рассмотрим каждую составную часть системы ЧМС:

* человек (оператор, мастер);

* машина (скважина, АГЗУ, ДНС, КИС, подогреватели ПТ 160/ЮОм);

* промышленная среда.

Человек

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой дисциплине всех работающих. На оператора по добычи нефти и газа возлагаются обязанности по обеспечению бесперебойной работы скважин групповых замерных установок, трубопроводов системы сбора, сборных пунктов, ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти и газа, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов, трубопроводов, участие в работах по монтажу промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций. Оператор участвует в работах по очистке от парафина подъемных труб, выкидных линий, коллекторов, в осуществлении погрузочно-разгрузочных работ, в т.ч. с применением грузоподъемных механизмов.

Мастер:

- беспечивает правильную организацию труда и безопасное производство работ;

- обеспечивает соблюдение рабочими трудовой и производственной дисциплины, требований правил и инструкций по безопасному ведению работ, технологических режимов и регламентов, применение безопасных условий труда;

- регулярно проверяет состояние рабочих мест, неисправность машин, оборудования, приспособлений и инструментов;

- выполняет в установленные сроки запланированные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда;

- проводит операторам инструктажи по безопасному ведению работ, при необходимости разъясняет рабочим требования правил и инструкций;

- непосредственно руководит проведением особо опасных работ, основными из которых в условиях нефтепромысла являются:

1. Проведение сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрыво-пожароопасных и пожароопасных объектах.

2. Газоопасные работы.

- сообщает руководству цеха о происшедшем несчастном случае, организует оказание первой помощи пострадавшему;

- вносит предложения руководству цеха об улучшении условий труда на его участке и поощрении наиболее отличившихся работников за примерное выполнение своих должностных обязанностей.

Машина

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдной линией. Арматура предназначена для герметизации скважины. Через арматуру осуществляют технологические операции и спуск в скважину инструментов и приборов.

Монтаж, демонтаж, устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей при наличии давления в арматуре запрещается.

АГЗУ представляет собой блок задвижек, собранных в гребенку, ПСМ -многоходовый переключатель скважин, сепаратор для разделения фаз при замере и два счетчика: жидкости - ТОР и газа - АГАТ. Все соединения выполнены либо сварными, либо фланцевыми, поэтому для них обязательны все требования, изложенные для фонтанной арматуры. Гидроциклонный сепаратор является сосудом, работающим под давлением и соответственно должен отвечать требованиям правил для сосудов. Все перечисленное оборудование смонтировано в помещении контейнерного типа. Класс взрывопожароопасности помещения АГЗУ "Спутник" 0 (нулевой), поэтому помещение имеет электрооборудование, выполненное во взрывозащищенном исполнении и принудительную вытяжную вентиляцию. Включать вентилятор обязательно не менее, чем за 20 минут до входа в помещение для производства работ.

ДНС представляет собой большой комплекс сооружений, состоящий из системы трубопроводов, сепараторов (1-й и 2-й ступеней), насосного оборудования, предназначенного для перекачивания дегазированной жидкости (нефти) и узлов учета: нефти - "Норд" и газа - "ДСС". Класс взрывопожароопасности помещения ДНС 0 (нулевой).

От скважины до установки подготовки и перекачки нефти транспортной артерией для продукта является система трубопроводов.

В связи со специфическими условиями нефтедобычи все оборудование расположено на открытой местности и подвержено воздействию атмосферы. КНС (по закачке горячей воды) представляет собой большой комплекс сооружений, состоящий из системы водоводов; емкостей (дренажной и буферной); насосного оборудования (поршневые насосы 9 МГР), предназначенного для закачки горячей воды в пласт; узлов учета расхода воды (водомеров). От водозабора до нагнетательной скважины перекачка воды производится по системе водоводов.

Во взрывоопасных зонах класса 0 (нулевой) не допускается установка электрооборудования, не имеющего взрывозащитной маркировки, изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрывозащиту, без письменного разрешения контролирующей по взрывозащите организации.

Подогреватель трубопроводный автоматизированный ПТ-160/100 м представляет собой радиантно-конвективную печь, состоящую из совмещенной радиантно-конвективной камеры, где сжигают топливо. Тепло передается излучением и конвекцией ребристому теплообменнику (калориферу змеевикового типа). Топливом для подогревателя является природный газ. Класс взрывопожароопасности помещения ДНС 0 (нулевой).

Водоводы высокого давления от подогревателя до нагнетательных скважин имеют теплоизоляцию. Температура на устье скважины t=103°C давление Р=8МПа.

Среда

К промышленной среде относится все пространство вокруг объектов: скважины нагнетательные, нефтяные; АГЗУ, ДНС, КНС, подогреватели; трубопроводов. Класс взрывопожароопасности 1 (первый).

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами составляет 100-150 м. Расстояние от эксплуатационных скважин до АГЗУ составляет 200-300 м, АГЗУ - ДНС - 2,5 -3 км. Расстояние от КНС до подогревателя -50 м; от подогревателя до нагнетательных скважин- 250-ЗООм. Между собой соединены системой нефтепроводов и водоводов.

Местность представляет собой холмистую равнину с типичным долинно-бал очным рельефом.

Выполнение работ проводится в условиях местности населённой опасными в весенний период насекомыми (клещи), пресмыкающиеся (змеи), грызунами (мыши), которые представляют определённую угрозу здоровью работающих.

Климат рассматриваемого района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура + 5, 5'С. Температура самого жаркого месяца (июль): в среднем + 23'С, максимальная + 40'С.

Температура самого холодного месяца (январь): в среднем -1 ГС, минимальная -35'С. Среднегодовое количество осадков 400 мм, толщина снежного покрова 20-25 см, максимальная глубина промерзания грунта до 1 50 см. Продолжительность отопительного сезона 170 суток.

Для холодного периода характерны ветры восточного и северо- восточного направления, в летний период преобладают ветры западные и северо-западные. Максимальная скорость ветра, приходящаяся на февраль, достигает 25 м/сек.

Питьевое водоснабжение осуществляется с помощью специальных автоцистерн. Набор воды производят из городского водозабора. Отопление всех помещений - водяное, на базе цеха от центральной котельной, в отдаленных от базы помещениях установлены автономные водонагреватсльпыс котлы, работающие на газовом топливе.

5.1.1 Идентификация опасностей

Факторы воздействия	Источник опасности	Опасность (потенциальное чепе)	Опасный фактор
1	2	3	4
Воздействие кинетической энергии	Двигающаяся спецтехника (ППУ, ЦА-320, АЦ-10,АДПМ-12)	Нахождение на пути движения	Спецтехника
	Движущиеся части станка-качалки	Вход в опасную зону	Движущиеся части
	Работы по регулированию посадки плунжера насоса и динамометрированию	Освобождение (соскакивание) каната	Канат
Воздействие электрической энергии	Электрооборудование станка-качалки	Замыкание на корпус	Электрический ток
Воздействие потенциальной энергии	Работа на высоте	Падение с высоты	Гравитация, лёд
	Грузы балансирного противовеса станка-качалки	Падение грузов с балансира	Грузы
	Выкидная линия (при отсоединении или присоединении)	Падение выкидной линии	Выкидная линия
	Работы по замене траверсы и шатунов станка - качалки	Срыв балансира из-за обрыва стропа или другой страховки	Балансир
Воздействие тепловой энергии	Пожароопасная смесь (нефть+ газ)	Загорание	Высокая температура
	Острый пар, горячая вода	Отогрев, повышен. Т° поверхности оборуд.
	Работы по обслуживанию станка-качалки летом	Тепловой удар	Высокая температура
	Работы по замене траверсы и шатунов станка - качалки	Падение с высоты	Гравитация
Воздействие химической энергии	Выкидная линия, устье скважины	Утечка газа	Токсичный газ
Прочие	Работы по обслуживанию станка-качалки зимой	Обморожение	Низкая температура
	Работы по обслуживанию качалок в различных условиях местности	Заболевание, отравление	Грызуны, насекомые, пресмыкающиеся, животные
Прочие	Использование для приготовления пищи непривозной воды	Заболевание, отравление	Вода техническая

5.1.2 5.1.2 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия

Оценка риска
Факторы	Ожидаемая частота 1 /год	Тяжесть поггтепг.ткий
	<10-6	10-4-10-6	10-3-10-4	1 -10-2	>1	1	2	3	4
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1 . Движущаяся спец. техника			+					+
2. Незащищенные подвижные части обопуяокяния				+					+
3 . Паление грузов		+					+
4. Повышенный уровень шума, вибрации			+				+
5. Взоыв. возгорание			+						+
6. Горючее вещество		+					+
7. Острый пар				+			+
8. Горячая вола		+					+
9. Повышенная температура поверхности оборудования	+								+
10. Повышенная загазованность			+			+
11 . Электрический ток.		+						+

Основными опасными факторами являются:

(1)двигающаяся спец.техника.

(2)Незащищенные подвижные части оборудования.

(4)Повышенный уровень шума, вибрации.

(5)Взрыв, возгорание.

(7) Острый пар.

Сопутствующими факторами являются:

(3) Падение грузов.

(6) Горючее вещество.

(8) Горячая вода.

(9) Повышенная температура поверхности оборудования.

(10) Повышенная загазованность.

(11) Электрический ток.

5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами

Наименование опасных и вредных факторов	Технические мероприятия
1	2
Движущаяся спецтехника	Использование спец.техники должно быть строго по назначению. Вся техника должна быть оборудована звуковыми, световыми сигналами. При движении спецтехники задним ходом должен подаваться звуковой сигнал.
Движущиеся части	Применение сплошных и сетчатых ограждений; При обслуживании скважины необходимо остановить станок-качалку. Изменять положение балансира путём проворачивания клиноремённой передачи вручную запрещается. Откидывать и проворачивать головку балансира, снимать и надевать канатную подвеску разрешается при помощи при -способлений, которые исключают подъём рабочих на высоту. При пуске СК необходимо убедиться в отсутствии людей в опасной зоне. На СК и их приводах должны находиться и быть исправными ограждения движущихся частей. При обслуживании КНС насосов 9МГР необходимо остановить насос. На электрозащите вывесить табличку "Не включать - работают люди!"
Повышенный уровень шума и вибрации	На КНС и ДНС насосные установки выносятся за рабочее место и управляются дистанционно. Внедрение звукоизолирующих материалов, жесткое крепление вибрирующих деталей, амортизацию, демпфирование; производят балансировку вращающихся узлов.
Взрыв, возгорание	Место ликвидации порыва должно быть очищено от горючих веществ путем обработки острым паром. Должны быть взяты пробы на ПДВК.
Острый пар	При ликвидации замазученности острым паром ППУ (паропередвижная установка) устанавливается не ближе 25 м от объекта. Соединительные трубки должны быть герметичны. На шланге должны быть установлены специальные зажимы в местах соединения с металлическими трубками, не должно быть перегибов и механических повреждений.

5.2.2 Обеспечение безопасности при обслуживании сосудов, работающих под давлением

Каждый сосуд должен быть снабжен манометром, который может быть установлен на штуцере корпуса сосуда, на трубопроводе, запорной арматуре или пульта управления. Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее производить периодическую проверку манометра с помощью копт рольного.

На каждый сосуд после его установки и регистрации должна быть нанесена краской на видном месте специальная табличка форматом не менее 200x150 мм

- регистрационный номер;

- разрешенное давление;

- дата следующего внутреннего осмотра и гидравлического испытания.

Перед пуском сосуда в работу надо тщательно осмотреть его и проверить:

- исправность заземления;

- исправность предохранительного клапана;

- исправность КИП (манометра, уровнемера).

Манометр должен иметь красную черту по давлению, соответствующему рабочему давлению сосуда.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны для обслуживающего персонала. Нормальный диаметр манометров, установленных на высоте 2 м от уровня площадки наблюдения за ним, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 160 мм. Установка манометра на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.

Проверку манометров с их опломбированием или клеймением производить не реже 1 раза в год, кроме того после установки через 6 месяцев производится проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью в журнале учета и контроля. Предохранительные клапана должны быть в местах, доступных к их обслуживанию. Установка запорной арматуры между сосудом и клапаном, а также за предохранительным клапаном не допускается. Выкид предохранительного клапана должен быть снабжен отводом, отводящие трубопроводы предохранительных клапанов должны быть оборудованы дренажными устройствами для удаления конденсата. Диаметр отвода должен быть не менее выкида предохранительного клапана.

Рабочая среда, выходящая из предохранительного клапана, должна отводиться в безопасное место.

Предохранительный клапан должен быть оттарирован и опломбирован. Предохранительный клапан в процессе эксплуатации должен периодически проверяться на исправность действия.

Трапы, сепараторы и другие сосуды должны оборудоваться лестницами или площадками для их обслуживания. Сосуд должен быть немедленно остановлен:

а) если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается, несмотря на меры, принятые персоналом;

б) при выявлении неисправностей предохранительных клапанов;

в) при обнаружении в сосуде и его элементах, работающих под давлением неплотности, выпучин, разрыва прокладок;

г) при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

д) при выходе из строя всех указателей уровня;

е) при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду, находящемуся под давлением.

Ремонт сосудов, находящихся под давлением запрещен.

5.2.3 Требование безопасности работ при обслуживании скважин

Оператор перед началом работ обязан:

- ознакомиться в вахтовом журнале о работе предыдущей смены, распоряжениями руководителя работ;

- проверить и надеть спецодежду и другие необходимые для выполнения работ индивидуальные средства защиты;

При обнаружении утечек в какой-либо части арматуры необходимо принять срочные меры по их ликвидации:

при выходе из строя арматурной задвижки все виды ремонта (набивка сальников, замена задвижек, кранов) должны производиться только после глушения скважины и отсутствия давления в арматуре.

При обслуживании верхней части арматуры оператор обязан пользоваться стационарной площадкой с лестницей и перилами, ширина лестницы должна быть не менее 65 см.

Для смены сальникового уплотнения штока ШГН необходимо:

* остановить СК, отключить эл. энергию, установить привод редуктора на тормоз;

* заглушить скважину, закрыть задвижки на выкидной линии;

* стравить остаточное давление через пробоотборный краник;

* отпустить кронбуксу с сальниковым уплотнением;

* открутить стяжную гайку.

При каждом обходе скважин оператор обязан проверить наличие крепежа арматуры, исправность, и чистоту оборудования приустьевых площадок и манометров.

При обнаружении аварийной ситуации оператор обязан сообщить по рации диспетчеру или руководству цеха и приступать к ликвидации аварии (согласно плану ликвидации аварии).

5.2.4 Обеспечение электро-пожаро-взрывобезопасности

Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов" и "Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов".

Для предупреждения выбросов подачу нефти проводить медленно, не допуская резкого колебания давления, не эксплуатировать оборудование с неисправными манометрами и клапанами.

Трубопроводы должны оснащаться приборами контроля регистрирующей и предохранительной аппаратурой с ручным и автоматическим управлением (Ш, Щ).

Сроки проведения ревизии трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результата наружного осмотра предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями. Первую ревизию вновь проведенных в эксплуатацию трубопроводов следует проводить не позже чем через год после начала эксплуатации. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность проводятся, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются опознавательной краской и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносят стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды. При авариях необходимо:

- голосом предупредить об аварии работников, находящихся в зоне аварии.

- вызвать на место аварии пожарную часть, сообщить в скорую медицинскую помощь и инспекцию Госгортехнадзора.

- подготовить к действию средства пожаротушения.

- прекратить на месте аварии и смежных участках работы с применением открытого огня и другие опасные работы (очистка, ремонт и монтаж оборудования, ремонт, освоение и эксплуатация скважин, находящихся или могущих оказаться на загазованной или залитой горючей жидкостью территории т.п.), кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации аварий.

- удалить из опасной зоны всех рабочих и ИТР, не занятых аварийными работами; доступ лиц к месту аварии производится с разрешения ответственного руководителя работ по ликвидации аварий.

- применяются меры по локализации и ликвидации аварии с применением средств защиты и искробезопасных инструментов.

- удалить по возможности ЛВЖ и ГЖ из емкости и аппаратов, расположенных в зоне аварийного режима, понизить давление в технологических аппаратах.

- принять меры к обеспечению бесперебойному водоснабжению для целей защиты от воспламенения объекта аварии и тушения возможного пожара.

запретить на месте аварии и на смежных участках проезд всех видов транспорта, кроме пожарных и аварийных служб, с соблюдением мер пожарной безопасности. Все мероприятия по ликвидации аварий записать в вахтовый журнал.

5.2.5 Организация обучения безопасным методам работы

Администрация предприятия обеспечивает обучение рабочих безопасным методам и приемам работы. Персонал допускается к работе после прохождения инструктажа по безопасному ведению работ. Инструктажи проводятся с целью ознакомления с основными положениями трудового законодательства, правилами и нормами. Инструктажи на рабочем месте подразделяются на первичный, повторный, внеплановый и целевой. Со всеми поступающими на предприятие рабочими независимо от их образования и стажа работы проводится вводный инструктаж. Вводный инструктаж для ИТР проводит работник службы техники безопасности. После вводного инструктажа идет инструктаж первичный. Он проводится со всеми принятыми на работу. При инструктаже работника знакомят:

* с его обязанностями и правилами поведения на рабочем месте;

* с содержанием инструкций по безопасному ведению работ;

* с порядком содержания рабочих мест;

* с требованиями безопасности при обслуживании оборудования;

* с опасными и вредными зонами;

* с порядком и правилами применениями применения СИЗ;

* с методами и способами оказания первой помощи при несчастных случаях и другие вопросы.

На предприятии необходимо регулярно проводить профессиональное обучение, повышая тем самым квалификацию рабочих.

Повторный инструктаж проводится не реже 1 раза в полгода.

Внеочередной инструктаж проводится в случае изменения технологического процесса, при вводе в эксплуатацию нового оборудования, при поступлении новых правил по охране труда, при аварии и несчастном случае.

При выполнении работ, связанных с повышенной опасностью и работ, выполняемых по наряду допуску, проводится целевой инструктаж.

Повторная проверка знаний для ИТР объединения проводится один раз в 5 лет, для ИТР предприятий один раз в три года, для ИТР и рабочих бригад один раз в год. В бригаде за данную проверку знаний отвечает начальник цеха, на предприятии - главный инженер, а в объединении - зам. главного инженера по ОТ.

При поступлении нового оборудования и ввода новых правил по охране труда проводится внеплановая проверка знаний.

5.3 Организация работы по обеспечению безопасных условий труда на рабочих местах в обособленных структурных подразделениях (НГДУ)

Порядок организации работы по обеспечению безопасных условий труда на предприятии и конкретно на рабочих местах регламентируется "Положением о системе управления промышленной безопасностью и охраной труда в ООО "ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть", 1999г.

В нём определены основные обязанности должностных лиц по обеспечению безопасных условий труда, порядок проведения инструктажей персонала безопасным методам работы, порядок организации и осуществления контроля за состоянием условий труда и ответственность работников предприятия за нарушения правил и норм охраны труда.

Непосредственное руководство организацией работ по обеспечению безопасных условий труда в цехах, на участках, в бригадах возлагается на руководителей этих подразделений.

Правильная организация и безопасное ведение технологических процессов и производство работ обеспечивается в соответствии с утверждёнными проектами, технологическими регламентами, планами, паспортами, геолого-техническими нарядами, требованиями правил и норм безопасности.

На рабочих местах должно быть обеспечено исправное состояние и безопасная эксплуатация машин, оборудования, транспортных средств, грузоподъёмных механизмов, приспособлений, оградительных и предохранительных устройств. Содержание рабочих мест, проходов, проездов, производственных и вспомогательных помещений, санитарно- технических устройств обеспечивается в соответствии с требованиями правил и норм безопасности.

Организуется своевременное проведение профилактических осмотров, планово-предупредительных ремонтов машин, оборудования, установок, зданий и сооружений.

Организуется правильная эксплуатация и эффективность работы вентиляционных систем и установок, содержание их в исправном состоянии. Обеспечивается состояние воздушной среды, освещённости рабочих мест, температурного режима, уровней шума и вибрации в соответствии с санитарными нормами.

Организуется выполнение персоналом цеха приказов и указаний руководства предприятия, указаний работников службы техники безопасности, а также мероприятий, предусмотренных актами, предписаниями, или записанных в журналы проверки состояния условий труда.

Организуется и проводится своевременное и качественное обучение рабочего персонала безопасным методам работы. Осуществляется контроль за своевременным проведением мастерами инструктажей рабочих.

Проводится вводный инструктаж рабочих (если приём рабочих на работу осуществляется непосредственно в цехе). Проводится первичный инструктаж на рабочем месте непосредственным руководителем работ. Проводится стажировка на рабочем месте под руководством квалифицированного рабочего закрепленного приказом по предприятию.

Производственные объекты обеспечиваются инструкциями по безопасному ведению работ, составляется перечень необходимых инструкций для каждого подразделения (участка, бригады).

Организуется информирование руководства цеха о состоянии условий труда на объектах, проделанной работе по улучшению условий труда, выполнению приказов и распоряжений.

Обеспечивается информирование руководства цеха и при необходимости одного из руководителей подразделения о происшедшем несчастном случае, организуется оказание первой помощи пострадавшему.

5.4 Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности

Производственный контроль является составной частью системы управления промышленной безопасностью и осуществляется путём проведения комплекса мероприятий, направленных на обеспечение безопасного функционирования опасных производственных объектов, а также предупреждение аварий и инцидентов и ликвидации их последствий.

В обособленном структурном подразделении (ОСП) - НГДУ контроль возложен на лиц надзора за безопасной эксплуатацией опасных производственных объектов, назначенных приказом, и службу охраны труда.

В других подразделениях ОСП - на лиц, назначенных приказом. В ОСП проводится 3 этапа контроля за сотоянием условий труда. К руководителям 1-го уровня относятся мастера, прорабы, начальники участков. К руководителям 2-го уровня относятся начальники цехов. Руководителями 3-го уровня являются руководство предпрития.

Работники, ответственные за осуществление производственного контроля, обязаны:

- организовать проведение контроля за соблюдением работниками опасных производственных объектов требований промышленной безопасности;

- разрабатывать план работы по осуществлению производственного контроля в подразделениях;

- организовывать проведение комплексных и целевых проверок состояния промышленной безопасности, выявлять опасные факторы на рабочих местах;

- ежегодно разрабатывать план мероприятий по обеспечению промышленной безопасности на основании результатов проверки состояния пром. безопасности и аттестации рабочих мест;

- организовывать разработку планов мероприятий по локализации аварий и инцидентов и ликвидации их последствий;

- проводить анализ причин возникновения аварий и инцидентов на опасных производственных объектах и осуществлять хранение документации по их учёту;

- организовывать подготовку и аттестацию работников в области промышленной безопасности.

5.5 Документация оформляемая мастером

По промышленной безопасности:

- журнал инструктажей на рабочем месте;

- журнал I ступени контроля по охране труда;

- график проверки знаний по технике безопасности;

- протоколы проведения совещаний по охране труда;

- журнал проведённых мероприятий.

Техническая документация:

А) Документация на изготовление и монтаж оборудования; Б) Эксплуатационная документация:

- эксплуатационный паспорт на оборудование;

- журнал проверки сопротивления контуров заземления;

- выписка из технологического регламента;

- журнал наработки часов оборудования;

- журнал проверки чалочных приспособлений;

Б) Ремонтная документация:

- график планово - предупредительного ремонта оборудования;

- акты вывода из эксплуатации оборудования;

- дефектные ведомости;

5.6 Рекомендации по улучшению труда, связанные с сезонными изменениями климата

Спецодежда и спецобувь должны соответствовать действующему ГОСТу и выдается работникам в пределах установленных норм.

Оператору по добыче нефти и газа должны выдаваться: костюм брезентовый или костюм хлопчатобумажный с водоотталкивающей пропиткой, плащ непромокаемый, сапоги резиновые или кирзовые, рукавицы брезентовые. Зимой дополнительно: куртка хлопчатобумажная на утепленной подкладке, брюки х/б на утепленной подкладке, костюм зимний с пристегивающейся утепленной подкладкой, валенки.

Мастеру по добыче нефти и газа выдается: костюм х/б с водоотталкивающей пропиткой, плащ непромокаемый, сапоги кирзовые, рукавицы комбированные. Зимой дополнительно: куртка хлопчатобумажная на утепленной подкладке, брюки х/б на утепленной подкладке, костюм зимний с пристегивающейся утепленной подкладкой, валенки.

6. Охрана природы и окружающей среды

Основной целью ведомственной экологической службы (ВЭС) является: обеспечение необходимого уровня охраны окружающей среды, формирование необходимого правового, информационного и нормативного поля для субъектов производственной деятельности ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневожскнефть", осуществляющих работы по поискам, разведке, обустройству и разработке месторождений.

Реализация задач природоохранной деятельности ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" осуществляет ВЭС через руководство обособленных подразделений путём исполнения нормативных документов, приказов, постановлений, распоряжений, графиков производства работ, производственного экологического контроля и системы наблюдений за компонентами природной среды в режиме мониторинга, лабораторных химико-аналитических исследований компонентов природной среды.

ВЭС выполняет возложенные на неё функции во взаимодействии с Управлением экологической и промышленной безопасности ОАО "ЛУКОЙЛ", Государственным комитетом по охране окружающей среды Волгоградской области, со службами ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", при необходимости - с другими государственными природоохранными органами, в перечень которых входят:

Комитет по геологии и использованию недр Волгоградской области;

Нижневолжский округ Госгортехнадзора РФ;

Областное управление охотничьего хозяйства;

Волгоградское лесохозяйственное территориальное производственное объединение;

Комитет по земельным ресурсам и землеустройству;

Волгоградский центр по гидрометеорологии;

Управление "Волгоградводресурсы";

Облсанэпиднадзор;

Областное управление "Нижневолжскрыбвод";

Областная станция защиты растений;

Госатомнадзор.

Контролирующие государственные органы, на которые возложены проверка природоохранной деятельности предприятия, осуществляют её в пределах своей компетенции и в присутствии представителей проверяемых предприятий.

ВЭС разрабатывает, согласовывает и утверждает в пределах своей компетенции совместно с территориальными органами охраны окружающей среды и другими специально уполномоченными государственными территориальными органами нормативы, инструкции, регламенты по рациональному использованию природных ресурсов в зоне деятельности ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть". Представляет в установленном порядке на государственную экологическую экспертизу и согласование проектную документацию и другие нормативные документы. Разрабатывает, утверждает, согласовывает и исполняет комплексную экологическую программу производственного контроля за состоянием природной среды в районе производственной деятельности подразделений ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"

6.1 Структура природоохранной службы на предприятии

Службу охраны окружающей среды НГДУ возглавляет главный инженер. Руководитель группы экологического обеспечения и контроля назначается на должность приказом начальника управления по представлению главного инженера. В своей работе руководитель группы экологического обеспечения и контроля руководствуется законами и нормативными документами в области охраны окружающей природной среды (ОПС), приказами и указаниями Минтопэнерго РФ, ООО"ЛУКОЙЛ-НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ", НГДУ, распоряжениями главного инженера.

Обязанности. Основными задачами, стоящими перед руководителем группы экологического обеспечения и контроля являются: разработка природоохранных мероприятий предприятия и контроль за ходом их выполнения; ведение учетной документации по выбросам, сбросам, отходам вредных веществ, водопотребления, водоотведения; участие в комиссиях по определению ущерба, наносимого окружающей природной среде в результате аварий, в разработке мероприятий по их ликвидации и восстановлению нарушенных природных объектов, контроль за ходом их выполнения; общее руководство работой группы экологического обеспечения и контроля и экологической лаборатории.

В соответствии с основными задачами руководитель группы экологического обеспечения и контроля обязан:

1. Разрабатывать годовые природоохранные мероприятия по предприятию и осуществлять контроль за ходом их выполнения;

2. Осуществлять контроль за водопотреблением и водоотведением цехами НГДУ;

3. Следить за разработкой графиков и схем аналитического контроля за количественным и качественным составом выбросов, сбросов, отходов и контролировать их выполнение;

4. Составлять установленные формы статистической отчетности в природоохранной деятельности;

5. Осуществлять пропаганду достижений науки и техники в природоохранной и природосберегающей областях;

6. Участвовать в разработке технической документации по организации производства, механизации и автоматизации производственных процессов, на реконструкцию действующих производств с учетом требований сокращения вредного воздействия на окружающую природную среду;

7. Осуществлять контроль за выполнением предписаний органов государственного экологического надзора и мероприятий по актам расследования аварий, приведших к загрязнению окружающей природной среды.

8. Принимать участие в работе постоянно-действующей комиссии (ПДК) предприятия;

Права. Для выполнения возложенных задач руководитель группы экологического обеспечения, и контроля имеет право:

1. Запрашивать непосредственно из цехов, участков, отделов НГДУ исходные данные для разработки перспективных, годовых, текущих, эпизодических природоохранных мероприятий и составления всех видов и форм статистической отчетности;

2. Осуществлять оперативное руководство работой экологической лаборатории НИЛ;

3. Выдавать в подразделения НГДУ предписания в природоохранной области и требовать их исполнения;

4. Представлять руководству НГДУ материалы о привлечении к ответственности виновных в невыполнении законодательных и нормативных актов, приказов и распоряжений в природоохранной области, действия которых привели или могли привести к сверхнормативным выбросам и сбросам вредных веществ в окружающую природную среду;

5. Рекомендовать руководству НГДУ для поощрения работников, добившихся значительных результатов в природоохранной и природосберегающей деятельности;

6. На основании п.6.1 "Положения о службе экологического обеспечения и контроля... "вносить предложения начальнику НГДУ о временной приостановке работы объектов, осуществляющих сверхлимитные выбросы и сбросы вредных веществ в окружающую природную среду.

Функции группы экологического обеспечения и контроля лаборатории НИЛ

Группа экологического обеспечения и контроля НИЛа выполняет следующие работы:

1. Производит отбор проб воды со скважин и рек (Медведица, Терса, Щелкан).

2. Производит полный анализ пластовых вод.

3. Ведет контроль за качеством воды р. Медведица, р. Щелкан, р. Терса; за качеством воды по водозаборным скважинам с. Александровки, п. Мирного, с. Кленовки. Терсинского промысла и Жирновской газокомпрессорной станции.

4. Осуществляет контроль за соблюдением нормативов ПДВ промышленных выбросов на контрольных точках.

5. Проводит замеры освещенности, шума и вибрации на рабочем месте в цехах НГДУ.

6.2 Анализ экологической ситуации сложившейся на 01.01.2003 г. на Бахметьевском месторождении Жирновского НГДУ

6.2.1 Влияние разработки месторождения

Природная обстановка в пределах Бахметьвского месторождения до начала разработки по отдельным компонентам природной среды характеризуется как не вполне благоприятная для производства буровых и нефтегазодобывающих работ. Это повышенная расчлененность рельефа с большим перепадом высот, распаханность водоносного горизонта готерив-барремских отлажений; неблагоприятные климатические условия в отдельные периоды года.

Основными видами вредного воздействия на окружающую природную среду в рабочем режиме разработки месторождения являются: загрязнение атмосферною воздуха углеводородами, окисью углерода, двуокисью азота, изъятие из государственного фонда части земель в постоянное и временное пользование, загрязнения нефтепродуктами, почв и подземных вод первого от поверхности водоносного горизонта.

Оценка воздействия нефтедобычи на компоненты природной среды дается по результатам экологического мониторинга, проводимою на. месторождении экологической службой ООО "Л - НВН" в период с 1998 - 2001 г.

Выбор параметров (показателей) наблюдений регламентировался спецификой производства и утвержденными нормативными инструкциями. ГОСТами, а также требованиями контролирующих органов.

6.2.2 Атмосферный воздух

На 01.01.2003 г. на территории Бахметьевского месторождения находятся в эксплуатации 554скважин. Источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в период строительства скважин являлись ДВС буровой установки и электростанции, котельные установки, технологический транспорт и другое вспомогательное оборудование.

Прогноз загрязнения приземной части атмосферы, выполненный на ПК "Эфир 1.0" в 1995 году показал, что превышения ПДК загрязняющих веществ в воздухе селитебной зоны населенных пунктов (Франк, Александровка), расположенных соответственно в 5.0 и 1.5 км от месторождения, не ожидается. Моделирование загрязнения приземной атмосферы легкой фракцией углеводородов (по метану) не проводилось, т.к. сумма максимальных приземных концентраций меньше ПДК.

В связи с этим расчетный выброс загрязняющих веществ в атмосферу следует принять в качестве нормативного, контроль за соблюдением нормативов ПДВ предлагается вести путем сравнения расчетной и фактической концентрации загрязнителей в зоне влияния выброса. В процессе эксплуатации и доразведки месторождения возможно как возникновение аварийных ситуаций на устье буровых скважин, так и выброс легких фракций углеводородов при порыве трубопроводов.

6.2.3 Почвы и земельные ресурсы

Территория месторождения приурочена к переходной зоне темно-каштановых почв и черноземов южных, отличающихся большим разнообразием типов почв при преобладании темно-каштановых (до 80%).

Эти земли были подвергнуты механическому воздействию: сжатию почвенного покрова, уплотнению грунтов, созданию обваловок. После окончания строительных работ, на землях, не занятых технологическим оборудованием, проведена рекультивация с противоэрозионными мероприятиями. Наблюдения за состоянием почв проводимые в режиме мониторинга на месторождении и сопредельных территориях, показали, что в целом экологическое состояние почв можно оценить как удовлетворительное и благоприятное для дальнейшего проведения разведочных и нефтедобывающих работ.

Локальное загрязнение почв свыше нормативного 1000 мг/кг отмечено только в пределах технологических площадок, где происходит или происходило загрязнение нефтепродуктами в процессе бурения или нефтедобычи. Площадь таких загрязненных земель составляет 0.20 - 0.30 га или 0.1% от общей площади занимаемых земель, величина загрязнения нефтепродуктами изменяется от 3500 до 6500 мг/кг почвы.

Причинами загрязнения почв нефтепродуктами являются: нарушение технологического режима при производстве работ и применение технологий, не отвечающих современным природоохранным требованиям.

6.2.4 Поверхностные воды

В районе Бахметьевского месторождения и прилегающих территорий протекает река Медведица. Имеется несколько искусственных прудов, созданных в эрозионных понижениях рельефа. Питание поверхностных водотоков и водоемов осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков и дренирования подземных вод готерив-барремских отложений.

Гидрохимический состав поверхностных вод до начала проведения работ на месторождении характеризовался незначительной минерализацией 0.2-0.8 мг/дмі, содержанием сульфатов 260-300 мг/дмі; хлоридов 126-190 мг/дмі. Однако определение характерных показателей техногенного загрязнения (нефтепродукты, СПАВ, тяжелые металлы) при нефтедобыче перед началом работ не проводилось.

6.2.5 Подземные воды

В разрезе месторождения выделен ряд водоносных горизонтов (комплексов) и водоупорных толщ. Из них практическое применение имеют лишь пресные воды меловых и слабо минерализованные воды пермско-верхнекаменноугольных отложений.

Водоносные комплексы каменноугольных и девонских отложений (с глубин 1300-1500м) содержат рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 150-250 г/дм, с наличием редких элементов J, Вг. Все водоносные горизонты (комплексы), кроме меловых (готерив-барремский горизонт), относятся к защищенным. Грунтовые воды готерив-барремских отложений на большей части территории месторождения не изолированы от поверхностного загрязнения, так как перекрывающие их глины аптского возраста размыты.

6.2.6 Образование отходов производства

В процессе разведки, обустройства и эксплуатации месторождения в его предел...