Мерный бак представляет собой вертикальную емкость V = 2,2 м³ с мерным стеклом на шкале высоты уровня с ценой деления 1 см, что соответствует 9 литрам объема в мерном баке.

Из мерного бака реагент поступает на прием насосов - дозаторов типа PAX - 32/28, которые откачивают его в ротаметрную, где происходит смешение реагента с товарной нефтью, поступающей с нагнетания насосов Н -6/А,В,С (до регулирующего клапана поз. LICA 0336) или с цехового узла учета нефти. После смешения деэмульгатор подается в точку ввода - крановый узел цеха

Форма подачи реагента - 0,2 - 0,5 % раствор в товарной нефти.

Нефть из буферной емкости УПН-5 под собственным давлением поступает на пункт нефтеналива; на период ремонта УПН-5 предусмотрена подача нефти на нефтеналив из коллектора откачки товарной нефти на ЦКПН.

На период капитального ремонта УПН-3,5 предусмотрено включение в технологическую схему электродегидраторов ЭГ-1,2 УПН-6. При этом поток нефти после печей П - 1,2,3 с расходом 300 - 400 м³/час., температурой 40 -60°С, давлением 4,0-6,0 кгс/см² поступает в электродегидраторы, где происходит ее подготовка до требуемых кондиции с дальнейшей подачей, в зависимости от качества, на вход буферных емкостей УПН-3,5 или вход СГ-2 УПН-3, или вход П-1,2,3 УПН-5.

Сброс воды, а также газа из ЭГ-1,2 УПН-6 производится по линии некондиционной нефти через 3 ступень сепарации в резервуарный парк.

Таблица 5.8. Технологическая карта У ПН

Позиция по схеме	Наименование оборудования	К-во
Р-1	Расширитель	1	Р-0,9 Мпа
С-1	Сепаратор	1	Р-0,9 Мпа, Т-100 С V-200 м3
СГ-1	Сепаратор газовый	1	Р-0,9 Мпа, Т-100 С V-25 м3
О-О/1,2	Отстойник	2	Р-0,9 Мпа, Т-100 С V-200 м3
СГ-2	Сепаратор промежуточный	1	Р-0,9 Мпа, Т-100 С V-100 м3
ЭГ-1/1,2	Электродегидратор	2	Р-0,9 Мпа, Т-100 С V-200 м3
БЕ-1	Буферная емкость	1	Р-0,9 Мпа, Т-100 С V-200 м3
ЕГ-1	Емость горячей воды	1	Р-0,05 Мпа, Т-100 С V-50 м3
КС	Конденсатоотборник	1	Р-0,05 Мпа, Т-100 С V-12,5 м3
ЕВ-1	Емкость воды	1	Р-0,05 Мпа, Т-100 С V-32 м3
П-1/1,2	Нагреватель нефти	2	Р-1,6 Мпа, Твых-800 С, Q-10166 ккал/час
ОО10	Воздушный рессивер	1	Р-1 Мпа, Т-35-55 С, V-20 м3
2001/1,2	Емкость пенообразователя	2	V-4,4 м3

5.4 Характеристика работы системы сбора и подготовки нефти в НГДУ «Федоровскнефть»

Подготовка нефти

В 2000 году для НГДУ «Федоровскнефть» заданием определена подготовка и сдача нефти в объёмах:

подготовка нефти -7756012.6 тонн

сдача нефти -7747581,6 тонн.

Подготовка нефти осуществлялась на установках подготовки нефти УПН - ГДР ЦППН. Предварительный сброс воды осуществляется на УПСВ ДНС-2, 3, 4. 9, 11, 12,15, 16.17.10. УПСВ ЦППН.

Основной объём нефти, который подготавливается на УПН-ГДР в газонасыщенном состоянии вместе с товарной нефтью резервуарного парка, транспортируется на КСУ, где происходит окончательное разгазирование и через «Объединённую измерительную систему» сдаётся Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов и далее «Потребителям».

Объём сдачи товарной нефти за 2000 год составил 8476649 тонн.

Технология подготовки товарной продукции.

В технологической схеме подготовки нефти в цехе ППН в 2000 году использовались установки подготовки нефти производства Германии №3 и №5 суммарной мощностью 7 млн.т/год.

Подготовка нефти на УПН-3, 5 осуществляется термоэлектрохимическим методом под давлением. Сырьём для этих установок является сырая нефть (эмульсия), поступающая с ДНС -1 после двухступенчатой сепарации и с УПСВ ДНС-2, 3,4, 9, 11, 12, 15, 10, 16, 17, УПСВ ЦППН после двухступенчатой сепарации и предварительного сброса воды.

Технологические РВС (4-6 шт.) использовались для окончательной подготовки воды, сбрасываемой с УПН и УПСВ ЦППН, а также сбора и подготовки некондиционной нефти, сбрасываемой с УПН.

Жидкость с ЦЦНГ-1,7 поступает на УПСВ ЦППН, а затем на окончательную подготовку нефти на УПН -3,5 с предварительным по-догревом эмульсии на печах ПТБ-10 УПН-6. В декабре 2000 года запущена в работу УПСВ в составе 5 нефтегазоводоотделителей «Хитер-Тритер» фирмы «Сивалс». Характеристика сырья поступающего в систему сбора и подготовки нефти на Федоровском месторождении представленна в таблице 5.9.

Таблица 5.9. Характеристика сырья

	Федоровское мест.	НГДУ
Обводненость нефти, %	89.54	89.40
среднегодовая	89.46	89.33
Содержание солей, мг/л	19870	19400
Содержание н/пр в подтоварной воде, мг/л	109	109

Краткое описание технологических схем подготовки нефти ЦППН и ЦКПН.

Нефть с ЦДНГ-2,3,4,5,6 проходит подготовку термоэлектрохимическим способом на УПН ГДР №3 и 5. Нефть с ЦДНГ-1,7 поступает на 2 ступенчатый блок сепарации ЦППН, затем на УПСВ ЦППН. После УПСВ нефть ЦДНГ-1,7 подаётся через нагреватели УПН №6 на УПН-3,5 для окончательной подготовки.

Технологические резервуары используются для сбора и подготовки некондиционной нефти, поступающей с УПН. Из технологических резервуаров нефть подаётся на повторную подготовку на УПН - 3,5. Газ с 1 ступени сепарации подаётся в систему газосбора УВСИНГ. Газ II и III ступени компримируется и подаётся компрессорами типа «ТАКАТ» так же в систему газосбора УВСИНГ.

Вся подтоварная вода после подготовки закачивается в систему ППД. Подготовленная нефть с УПН-ГДР после буферных ёмкостей магистральными насосами в газонасыщенном состоянии транспортируется на ЦКПН.

Нефть, поступающая на ЦКПН, проходит II ступень сепарации, динамический отстой через систему перетоков в товарных резервуарах и через «Объединённую измерительную систему» перекачивается на НПС - Западно-Сургутского управления магистральных нефтепроводов.

Конечная ступень сепарации на КСУ осуществляется при давлении 0,01 - 0,05 кгс/см² газ компрессорами транспортируется на СГПЗ.

Подготовка и утилизация пластовых вод.

Подготовка пластовой воды осуществляется в резервуарах отстой-никах очистных сооружений ЦППН, а также технологических резервуарах УПСВ ДНС-2, 3, 4, 9, 11, 12, 15, 16, 17, 10.

Весь объём пластовых и сточных вод после их подготовки закачи-вается в систему ППД. В 2000 году подготовлено и утилизировано:

с ЦПС - 9911 тыс.м³

с ДНС-2 - 8089 тыс.м³

с ДНС-З - 7382 тыс.м³

сДНС-4 -10100тыс.м³

с ДНС-9 - 5665 тыс.м³

с ДНС-11 - 10895тыс.м³

с ДНС-12 - 4738 тыс.м³

с ДНС-15 - 3877 тыс.м³

с ДНС-16 - 6266 тыс.м³

с ДНС-17 - 3472 тыс.м³

с ДНС-10 - 87 тыс.м³

ИТОГО: 70392 тыс.м³

Качество подтоварной воды после подготовки определяется следующими параметрами:

Содержание нефтепродуктов -от 40 до 150мг/л

КВЧ - до 140 мг/л

Содержание солей - до 19400 мг/л

Плотность - до 1,1014 г/cм³

Мощности по ДНС и УПСВ, технология работы ДНС.

Данные по обеспеченности мощностями по ДНС и УПСВ, а также оснащённость объектов основным оборудованием приведены в приложении 1.

Основная технологическая схема ДНС- 2, 3, 4, 9, 11, 12, 15, 16, 17, 10 заключается в двухступенчатой сепарации продукции, поступающей со скважин цехов добычи соответственно при давлениях 8,5-6,4 кгс/см² - I ступень и 4,5 - 2,5 кгс/см² - II ступень. Газ после 1 ступени сепарации ДНС подаётся в систему газосбора УВСИНГ на приём компрессорных станций КС-42, КС-44, КС-7/1, КС- 7/2.

Газ со II ступени сепарации с ДНС-9 и ДНС-11 поступает на приём компрессоров УВСИНГ типа «ТАКАТ» для повышения давления до возможности его транспортировки в систему газосбора УВСИНГ, оставшийся газ со II ступени сепарации сжигается на факелах из-за невозможности его утилизации по причине низких давлений в начальных точках.

Эмульсия после 1 ступени сепарации на ДНС-2, 3,4, 9, 11, 10, 15, имеющих блоки УПСВ, поступает в отстойники, на ДНС-12,16,17, 10 эмульсия поступает на нефтегазоводоотделители фирмы «Сивалс», где происходит частичное обезвоживание. Предварительно обезвоженная нефть после отстойников поступает на II ступень сепарации, предназначенную как буферные ёмкости для насосов откачки и затем этими насосами откачивается по трубопроводам на ЦПС.

Подтоварная вода, выделившаяся с УПСВ, направляется в резервуары отстойники с последующим отстоем и откачкой насосами пластовой воды в систему ППД.

Реагент-деэмульгатор для улучшения процесса расслоения поступающей эмульсии на ДНС в основном подаётся перед 1 ступенью сепарации в точках, удалённых на расстояние 100-200 метров для увеличения времени контакта с эмульсией.

В октябре 2000 года запущена в эксплуатацию УПСВ ДНС-10 на базе нефтегазоводоотделителя типа Хитер-Тритер -1 шт.

Реагенты, применяемые при подготовке нефти

В 2000 году для подготовки нефти в НГДУ использовались реагенты-деэмульгаторы импортного производства: диссолван V-2830, диссолван V-3408, диссолван V-4761, прошинор DN 15 и деэмульгатор отечественного производства СОНДЕМ-4401.

Проводились промышленные испытания деэмульгатора прошинор DN20.

Удельный расход деэмульгаторов на подготовку нефти и предвари-тельный сброс воды в целом по НГДУ при работе на высокоактивных импортных деэмульгаторах (при одновременной подаче деэмульгаторов на ЦППН и УПСВ) составил:

диссолван V-2830 -42,805 г/т:

диссолван V-3408 -43 г/т;

диссолван V-4761 -43 г/т;

прошинор DN15 -43 г/т;

СОНДЕМ-4401 - 43,254 г/т

Учёт, контроль качества при операциях сдачи нефти

Учёт и сдача товарной нефти осуществляется на ЦКПН НГДУ «Фёдоровскнефть» на территории Западно-Сургутского месторождения.

Для учёта нефти используется узел учёта нефти фирмы «СМИТ», состоящий из четырёх ТПР диаметром 200 мм.

Сдача нефти производится на «Объединённой измерительной системе приёма-сдачи нефти ОАО «Сургутнефтегаз» (ОИС) Сургутскому УМН», введённой в эксплуатацию в 1998 году.

В 1998 году введена в работу «Система управления качеством сдаваемой нефти на ОИС ОАО «Сургутнефтегаз». В ноябре 1999 года введён в эксплуатацию блок качества ОИС, а также новое программное обеспечение ОИС и блока качества ОИС.

Для поверки турбинных преобразователей расхода используется ТПУ 1100 фирмы «Смит» производства США. Отбор проб осуществляется автоматическим пробоотборником АП-ЗМ.

Работы по контролю за качеством сырья, процессами технологии подготовки нефти и пластовой воды, качеством готовой продукции проводились лабораториями ЦППН и ЦКПН.

На Федоровском месторождении применена герметизированная система сбора нефти и газа с совместным сбором безводной и обводненной продукции скважин с предварительным сбросом пластовой воды на УПСВ ДНС. В связи с ростом объемов добычи нефти пласта АС_4-8 Тюменским филиалом института СургутНИПИнефть была выполнена «Схема генерального обустройства Федоровского нефтегазового месторождения с учетом ввода в разработку пласта АС_4-8». В соответствии с выполненной схемой скважины пластов АС_4-8 подключаются к десяти дожимным насосным станциям (ДНС-4, ДНС-9, ДНС-10, ДНС-11, ДНС-12, ДНС-15, ДНС-16, ДНС-17, ДНС-18, УПСВ при ЦПС). Для реализации предложенной схемы использованы две блочно-комплектные установки (УПН-5, УПН-6) после проведения их реконструкции, которая предусматривает проектирование и строительство дополнительного оборудования в составе каждой УПН: нагревателя на ступени предварительного обезвоживания (печь ПТБ-10) и одного отстойника.

В целом система сбора и подготовки скважинной продукции НГДУ "Федоровскнефть" соответствует требованиям разработки месторождения.

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Краткая аннотация мероприятия

Основные направления научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

Повышение среднего дебита на новых скважинах за счет улучшения первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, за счет ГРП и за счет бурения горизонтальных скважин.

Повышение среднего дебита за счет совершенствования системы регулирования выработки запасов, снижения темпа обводненности, повышение уровня надежности оборудования и межремонтного периода, оптимизация режима работы системы скважина-пласт, систематическая работа с ПЗП, совершенствование работ по текущему и капитальному ремонту скважин.

Повышение эффективного использования разведочных запасов нефти, конденсата и соответствующих компонентов за счет использования тепловых и физико-химических ресурсов.

Энерго- и ресурсосбережение, обеспечение прогрессивных норм расходов материально-технических ресурсов.

Увеличение межремонтного периода и увеличение времени работы скважин, повышение эффективности ремонта.

Совершенствование систем подготовки и перекачки нефти

Совершенствование систем подготовки и перекачки нефти является важным шагом в нефтегазодобывающей промышленности, потому что качество нефти, а значит и цена на нефть на мировом рынке полностью, зависит от эффективности систем сбора, переработки и перекачки нефти.

В моем дипломном проекте я рассматрел систему сбора иподготовки скважинной продукции на Федоровском месторождении. В связи с увеличением добычи нефти из пласта АС4-8 рекомендую, замену старого оборудования (печь и сепаратор) на установку "хитер-тритер" (представляющую из себя сепаратор со встроенной печью), что обусловлено экономией затрат на деэмульгатор и повышением цены на нефть в связи с улучшением ее качества.

6.2.Методика экономического обоснования НТП

Научно-технический прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТП.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Экономическими критериями эффективности проведения мероприятия (проекта) являются:

прирост потока денежной наличности;

прирост чистой текущей стоимости;

чувствительность проекта к риску.

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по следующей формуле:

ПДНt = Вt + Эм- Кt - Нt_, (6.1)

где Вt - прирост выручки от проведения мероприятия в t-ом году, тыс.р,

Эм - экономия затрат на материалы, тыс.р,

Кt - капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс.р,

Нt - прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.р.

Прирост выручки от проведения мероприятия в рассматриваемом случае вызван повышением цены на углеводородные продукты. Объем перерабатываемой продукции скважин рассчитывается по формуле:

Qt = 365 qt, (6.2)

где: qt - объем перерабатываемой продукции скважин в год, тыс.т,

Прирост выручки за счет повышения группы качества нефти определяется по формуле:

В(Q)t = Qt Цt, (6.3)

где: Цt - надбавка к цене, руб.

Капитальные затраты (Кt) представляют собой единовременные затраты, не входящего в сметы строек и рассчитывается по формуле:

Кt = n Соб, (6.4)

где: n - количество проводимых операций, шт,

Соб - стоимость оборудования, тыс.р.

При расчете налогов (Нt) необходимо обязательно рассчитать прирост налога на имущество (Нимt) и налога на прибыль (Нпрt). Прирост налога на имущество находится по формуле:

Н имt = Сост Nим/100 (6.5)

где: Сост - остаточная стоимость имущества в t-ом году, тыс.р,

Nим - ставка налога на имущество, %, 2%.

Сост = Кt - Амк, (6.6)

где: Кt - капитальные затраты в t-ом году, тыс.р.

Амк - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в к-ом году, тыс.р.

Амк = Кt Nа/100, (6.7)

где: Nа - норма амортизации основных фондов или износа нематериальных активов,%,14,7%.

Расчет налога на прибыль можно произвести по формуле:

Нпрt = Пробл.налt Nпр/100, (6.8)

где:Пробл.налt - прирост прибыли, облагаемой налогом в t-ом году, тыс.р,

Nпр - налог на прибыль, % (35%).(6.9)

где:Прреалt - прирост прибыли от реализации в t-ом году, тыс.р,

Првыб.имt - прирост прибыли от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия НТП, тыс.р.

Прреалt = Вt - Амк, (6.10)

После расчета прироста потока денежной наличности (ПДНt) рассчитывается прирост накопленного потока денежной наличности

(НПДНt) за все годы расчетного периода:

где: t - текущий год, tT,

Т - расчетный период по мероприятию НТП,

к - годы, предшествующие текущему году включительно,

ПДНк - прирост потока денежной наличности в к-ом году, тыс.р.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени.

Прирост дисконтированных потоков денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:

ДПДНt = ПДНt t, (6.12)

где: t - коэффициент дисконтирования для t-го года,

t = (1 + Енп), (6.13)

где: Енп - нормативный коэффициент приведения, условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год.

Прирост чистой текущей стоимости (ЧТСt) определяется по формуле

6.3 Расчет НПДН и ЧТС за расчетный период

Исходные данные для расчета

Таблица 6.1

№п/п	Показатели	Ед.изм.	2001г.
1	Объем перерабатываемой продукции скважин	т/сут	4200
2	Экономия материалов	т/сут	0,01
3	Количество деэмульгатора	т/сут	0,04
4	Стоимость деэмульгатора	тыс.руб.	20000
5	Надбавка к цене	руб.	12
6	Стоимость оборудования	тыс.руб.	9800

Объем переработки за год рассчитывается по формуле (6.2):

Q₂₀₀₁ = 4200*365 = 1533 тыс.т,

Прирост выручки за повышение группы качества находится по формуле (6.3):

В₂₀₀₁ = 4200 12 365 = 18396 тыс.р,

Капитальные затраты находятся по формуле (6.4):

К₂₀₀₁ = 3*9800= 29400 тыс.р,

Прирост налога на имущество находится по формуле (6.5.):

Н им₂₀₀₁=25078,2 2/100 = 501,564 тыс.р,

Остаточная стоимость определяется из формулы (6.6):

Сост₂₀₀₁ = 29400 - 4321,8 = 25078,2 тыс.р,

Амортизационные отчисления рассчитываются из формулы (6.7):

Ам₂₀₀₁ = 29400 14,7/ 100 = 4321,8 тыс.р,

Расчет налога на прибыль можно произвести по формуле (6.8.):

Нпр₂₀₀₁ = 0,

Прирост прибыли от реализации определяется по формуле (6.10):

Прреал₂₀₀₁ = 18396-4321,8 = 14074,2 тыс.р,

Прирост прибыли, облагаемой налогом находится по формуле (6.9):

Пробл.нал₂₀₀₁ = 14074,2 + 8400 - 501,564 = 21972,6 тыс.р_,

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по формуле (6.1.):

ПДН₂₀₀₁= -14891 тыс.р,

Накопленный поток денежной наличности находится по формуле (6.11):

НПДН₂₀₀₁ = -14891 тыс.р,

Коэффициент дисконтирования:

₂₀₀₁ = 1,

Прирост дисконтированного потока денежной наличности (формула 6.12.):

ДПДН₂₀₀₁ = 14891 1= -14891 тыс.р,

Чистую текущую стоимость рассчитываем по формуле (6.14):

ЧТС₂₀₀₁ = -14891 тыс.р.

Аналогично расчет ведется и на последующие года. Результаты расчетов представлены в таблице 6.2. На рис.6.1. показаны профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости.

Расчет чистой текущей стоимости

Таблица 6.2

Показатели	Ед. изм.	2001	2002	2003	2004	2005
Объем перерабатываемой продукции скважин	т/сут	1533	1533	1533	1533	1533
Прирост выручки	тыс.р	18396	18396	18396	18396	18396
Экономия затрат на материалы	тыс.р	73	73	73	73	73
Капитальные затраты	тыс.р	29400	0	0	0	0
Амортизационные отчисления	тыс.р	4321,8	4321,8	4321,8	4321,8	4321,8
Остаточная стоимость	тыс.р	25078,2	20756,4	16434,6	12112,8	7791
Налог на имущество	тыс.р	501,564	415,128	328,692	242,256	155,82
Прирост прибыли от реализации выбывшего имущества	тыс.р	8400	0	0	0	0
Прирост прибыли от реализации	тыс.р	14074,2	14074,2	14074,2	14074,2	14074,2
Прирост прибыли, облагаемой налогом	тыс.р	21972,636	13659,07	13745,51	13831,94	13918,38
Налог на прибыль	тыс.р	7690,4226	4780,675	4810,928	4841,18	4871,433
Налоги	тыс.р	8191,9866	5195,803	5139,62	5083,436	5027,253
Поток денежной наличности	тыс.р	-19122,987	13273,2	13329,38	13385,56	13441,75
Накопленный поток наличности	тыс.р	-19122,987	-5849,79	7479,59	20865,15	34306,9
Коэффициент дисконтирования	тыс.р	1	0,9091	0,8264	0,7513	0,683
Дисконтированный поток наличности	тыс.р	-19122,987	12066,66	11015,4	10056,57	9180,713
Чистая текущая стоимость	тыс.р	-19122,987	-7056,32	3959,076	14015,65	23196,36

Рис.6.1 Профили НПДН и ЧТС

6.4 Расчет чувствительности проекта

Поскольку мероприятия НТП в производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными, необходимо провести анализ чувствительности мероприятия. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора, например: годовой объем переработки -30%; +10%; надбавка к цене -20%; +20%; капитальные затраты -5%; +15%; налоги -20%; +20%. Для каждого фактора определяется зависимость ЧТС и по полученным значениям строится диаграмма "паук", которая показывает степень риска мероприятия. Результаты расчетов показателей чувствительности проекта сведены в таблицах 6.3-6.10 приложения 3.

Внедрение установки «хитер-тритер» на Федоровском месторождении экономически выгодно; при заданных вариациях параметров значения ЧТС остались в положительной области, а значит проект не чувствителен к риску.

Рис.6.2.Диаграмма чувствительности проекта к риску (диаграмма «паук»)

7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

7.1 Обеспечение безопасности работающих

При выполнении каждого вида работ на объектах нефтегазодобывающих предприятий существуют потенциально опасные и вредные производственные факторы, которые можно подразделить на физические, химические, биологические и психофизиологические.

К группе физических опасных и вредных производственны факторов следует, отнести попадания конечностей во вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов; опасность падения с высоты при обслуживании агрегатов, поднятых над уровнем земли; загазованность воздуха рабочей зоны выхлопными газами, и т. д.

К группе химически опасных и вредных производственных факторов относят такие как: раздражающее действие на слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей паров кислоты; попадание химреагентов на тело, что может вызвать раздражение, тяжёлые химические ожоги тела.

Психофизиологические опасные и вредные факторы - это физические и нервно-психологические перегрузки. Обслуживание и ремонт оборудования на нефтепромыслах ведётся вручную, что приводит к физическим перегрузкам. Закачка и продавка рабочих жидкостей в скважину ведётся при высоких давлениях, с большим расходом, что вызывает необходимость особого внимания и повышенного напряжения.

К группе опасных биологических и вредных факторов следует отнести укусы насекомых (мошка, комары, клещи и др.), змей, диких животных; получение открытых ран, через которые можно занести инфекцию внутрь организма. Для этого необходимо иметь специальные средства защиты и специализированную аптечку.

Токсичные и пожароопасные вещества

На месторождении НГДУ “Федоровскнефть” рабочий персонал сталкивается с вредными веществами, которые могут нанести отрицательное воздействие. В таблице 7.1 дана характеристика токсичных и пожароопасных свойств применяемых веществ.

Таблица 7.1. Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ

Характеристика	Наименование веществ
	СН4	С2Н6	2СН2 (СН3)	Нефть
Характеристика компонента	Бесцветный газ, без запаха	Бесцветный горючий газ	Бесцветный горючий газ	Горючая смесь
Плотность паров и газов по воздуху	0.5543	1.0488	1.5617	3.5
Температура кипения, Со	-161.58	-88.63	-42.06	30
Температура самовоспламенения, Со	-	-	-	-40 - 17
Температура вспышки, Со	537	515	466	270 -320
ПДК, мг/м3	300	300	300	300
Пределы воспламенения смеси с воздухом (нижний и верхний)	5 -15	2.9 - 15.0	1.4 - 7.8	1.26-6.5
Действие на организм	В больших концентрациях, наркотическим действием	Обладает наркотическим действием	В больших концентрациях, наркотическим действием	Обладает наркотическим действием

Существует три способа определения газов и паров в воздухе: лабораторный, с помощью индикаторов и автоматический. Лабораторный способ наиболее точный, но вследствие продолжительности определения состава воздуха его обычно используют в качестве контрольного. Автоматические анализы воздуха быстрые, поэтому они широко распространены.

Для определения метана и паров нефти в воздухе применяют переносные газоанализаторы УГ-2.

Рабочую среду ДНС составляет нефть, нефтяной попутный газ, пластовая вода.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, главным образом углеводородов, которые при несоблюдении определенных профилактических мероприятий могут оказать вредное воздействие на организм человека. Отравляющая способность нефти проявляется в основном тогда, когда углеводороды переходят в парообразное состояние. Пары нефть, а также углеводородные газы действуют, главным образом, на центральную нервную систему.

Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов в воздухе рабочей зоны составляет 300 мг/м³.

В связи с тем, что пары нефти и углеводородные газы могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси, объекты ДНС являются пожаро - и взрывоопасными.

Нижний предел взрываемости в воздухе рабочей зоны нефтяного газа - 3,2 %, верхний -13,6 %.

Состояние травматизма

Также, в НГДУ “Федоровскнефть” регистрируются несчастные случаи, бывают и случаи со смертельным исходом. Предприятию это приходится брать во внимание и дополнительно проводить инструктаж по ТБ и ОТ. На предприятии ежегодно проводится проверка знаний, у рабочих, по технике безопасности.

Степень риска в НГДУ “Федоровскнефть” рассчитывается по формуле:

R=Cn/Nr, (7.1.)

где R - степень риска;

Cn - число несчастных случаев за год;

Nr - число работающих в НГДУ.

В 1999 году по оперативным данным, на месторождении НГДУ “Федоровскнефть”, зафиксировано два несчастных случая. Число работающих составляет 3867 человек. Отсюда можно определить степень риска:

R = 2/3867 = 0.0005172

То есть НГДУ "Фёдоровскнефть" можно считать предприятием с малой степенью риска.

7.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Согласно настоящим “Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности” требования к оборудованию и рабочему инструменту следующие:

Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны разрабатываться в соответствии с техническим заданием, согласованным с заказчиком и органами Госгортехнадзора.

Уровень механизации и автоматизации разрабатываемого оборудования и сооружаемого объекта определяется степенью их взрывопожароопасности с учетом обеспечения безопасных условий труда.

Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

На грузоподъемных машинах и механизмах, паровых котлах, сосудах, работающих под давлением, должны быть обозначены их предельная грузоподъемность, давление, температура и сроки следующего технического освидетельствования.

На крепежных деталях и элементах соединения машин и оборудования должны быть предусмотрены приспособления (контргайки, шплинты, клинья и др.), предотвращающие во время работы самопроизвольное раскрепление и рассоединение.

Вывод из эксплуатации оборудования, инструмента и контрольно-измерительных приборов должен проводиться по физическому износу их деталей.

Ремонт оборудования должен проводиться только после его отключения, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер, предотвращающих случайное приведение их в движение под действием силы тяжести или других факторов. На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат: ”Не включать, работают люди”.

7.3 Санитарные требования к условиям труда

В НГДУ "Фёдоровскнефть" работают как местные рабочие, так и иногородние, работающие по вахтовому методу. Иногородние рабочие приезжают на вахту железнодорожным транспортом. Во время вахты они проживают в общежитиях посёлка Новофёдоровский и города Сургут. На месторождение и обратно рабочие доставляются вахтовыми автобусами. Въезд на территорию нефтепромысла на личном автотранспорте запрещён.

На рабочем месте, в цехах, обязательно имеются бытовки, где можно переодеться, укрыться от непогоды и отдохнуть в обеденный перерыв. Эти бытовки оснащены отоплением (в период холодного климата) и сушилками. Каждый производственный объект, где обслуживающий персонал находится постоянно, оборудуется телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, предприятия. На кустах, в качестве укрытия от непогоды являются специальные будки или АГЗУ.

Питьевая вода, для рабочего персонала, в цеха доставляется либо автоцистернами, либо используется вода артезианских скважин.

Также в цеха и на предприятиях имеются свои столовые, которые обслуживают рабочих.

У каждого рабочего имеются свои средства индивидуальной защиты (спецодежда по сезонам, рукавички, противогаз на случай аварийных ситуаций и др.)

Рабочим нефтяной промышленности обязательно выдается молоко за вредную работу. Также, за работу на предприятии с вредными выбросами, за выход в ночную смену, рабочему персоналу к заработной плате начисляются надбавки.

Метеорологические условия

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре понижается внимание, появляется торопливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма.

Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: обычно при температуре 18⁰С влажность должна находится в пределах от 35% до 70%. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей - с повышенной влажностью. Как одно, так и другое отрицательно сказывается на организме человека. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи, с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение.

При работе на открытом воздухе правилами техники безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических условий: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью; устройство укрытий, помещений для обогрева рабочих и т.д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств.

Производственное освещение

Также на предприятиях существуют нормы искусственного и естественного освещения. Освещение производится в соответствии с СНиП “Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования”. Освещение производственных помещений, площадок и кустов скважин нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований:

-световой поток должен достаточно ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей;

- на полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней;

в помещениях и наружных установках, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей, оборудование освещения должно быть выполнено во взрыво-пожаробезопасном исполнении.

Нормы электрического освещения для объектов системы сбора представлены в таблице 7.2

Таблица 7.2. Нормы освещения для объектов системы сбора

Наименование объекта	Общая миним. освещен. (лк)
Машинные залы компрессорных и насосных станций и вентиляционных помещений	20
Нефтяные трапы, газовые сепараторы и тд.	20
Резервуарные парки:
Дороги на территории парка, охранное освещение	0,5
Место замера уровня и управления задвижками	2
Нефтеналивные и сливные эстакады	5

Производственный шум

Производственный шум- это комплекс звуков, меняющихся по высоте и амплитуде. Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах производственных помещениях и на территории предприятия приведены в таблице 7.3

Таблица 7.3. Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах производственных помещениях и на территории предприятия

Наименование	Уровень звукового давления, дБа в октавных полосах с геометрическими частотами в Гц	Общий уровень звука, дБа
:	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Постоянные рабочие места в производственных помещениях и на территории предприятия
При воздействии до 8 часов	95	87	82	78	75	73	71	69	80
При воздействии до 4 часов	101	93	88	81	79	77	75		86

Сильный шум действует на орган слуха, может привести к полной глухоте или к профессиональной тугоухости. Верхний предел шума, при котором человек может продолжать работу, составляет 100 Дб.

Если подавить шум до предельно допустимых условий не возможно, то применяются устройства, снижающие шум, т.е. звукоизолирующие перегородки, наушники, как средство индивидуальной защиты.

7.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

Большую опасность представляют аппараты, емкости и резервуары с горючими жидкостями, т.к. очень часто они не бывают заполнены до предела.

Ввиду сложности и специфичности тушения нефтяных пожаров, а так же из-за сильной удалённости объектов нефтедобычи от населённых пунктов, в НГДУ "Фёдоровскнефть" создана военизированная пожарная часть, специализирующаяся на тушении нефтяных пожаров.

Одной из причин возникновения пожаров является несоблюдение ТБ при ремонте скважин. Пожар может возникнуть и при возгорании газа, при его утечке через негерметичные фланцевые соединения.

Этому моменту необходимо уделять особое внимание, в закрытых помещениях применять вентиляцию, необходимо иметь молниеотводы, вести контроль за температурой нагрева поверхности оборудования, применять не искрящиеся инструменты и электрооборудования соответствующего классу пожароопасных и взрывоопасных зон. В таблице 7.4 представлена классификация взрывоопасных помещений наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей на ДНС.

Таблица 7.4. Классификация взрывоопасных помещений наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей

№	Наименование помещений наружных установок и оборудования	Категория помещений по пожаро- и взрывоопасности НПБ105-95	Классификация помещений и наружных установок ПУЭ	Санитарная характеристика веществ использующихся в производстве
			Класс помещения	Категория и группа взрывоопасности
1	Отстойник на открытых площадках	-	В-1г	IIА-ТЗ	Нефть и газ в больших количествах
2	Канализационные насосы для перекачки очищенных сточных вод	Д	-	-	Вода с незначительным содержанием нефти
3	Резервуар-отстойник пластовой воды	-	В-1г	IIА-ТЗ	Вода, нефть, нефтяной газ
4	БР-25 1)технологический блок	А	В-1а	IIА-ТЗ	Реагент деэмульгатор
	2)склад-навес	-	В-1г	IIА-ТЗ
5	Блок управления отстойников	А	В-1а	IIА-ТЗ	Нефть, газ

Мероприятия по обеспечению противопожарной безопасности на ДНС

1. Территория производственных объектов цеха подготовки и перекачки нефти, а также производственные помещения и оборудование должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

2. Не допускается замазученность производственной территории, помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ, ГЖ), мусором и отходами производства.

3. В местах разлива ЛВЖ и ГЖ в открытых ямах и амбарах на территории цеха не допускается.

4. Хранение нефти и других ЛВЖ и ГЖ в открытых ямах и амбарах на территории цеха не допускается.

5. Курение в цехе допускается ТОЛЬКО в специально отведенных (по согласованию с пожарной частью) местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи "Место для курения".

6. ЗАПРЕЩАЕТСЯ на территории разведение костров, выжигание травы, нефти.

7. Въезд на территорию цеха (взрывопожароопасного объекта) допускается ТОЛЬКО по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

8. Запрещается выполнять производственные операции на оборудовании с неисправностями, а также при включении КИП, по которым определяются заданные режимы температуры, давления, концентрации горючих газов и паров и др. технологические параметры, что может привести загоранием и пожарам.

9. За герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников) необходим строгий контроль. В случае обнаружения пропусков следует принимать меры по их устранению.

10.Отогревать замершую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки РАЗРЕШАЕТСЯ ТОЛЬКО паром или горячей водой. Использование в этих целях паяльных ламп и др. способов с применением открытого огня, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

11.Промасленный либо пропитанный ГЖ обтирочный материал, следует складывать в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками, которые по окончании рабочего дня должны вычищаться, а затем содержимое выноситься в безопасное в пожарном отношении место.

12.Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, стационарные лестницы, должны содержаться в исправном состоянии, не загромождаться. 13.3АПРЕЩАЕТСЯ устраивать на лестничных клетках кладовки, устанавливать оборудование, препятствующее передвижению людей.

14.Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в направлении выхода из здания.

15.На рабочих местах РАЗРЕШАЕТСЯ хранить только сменную потребность ЛВЖ и ГЖ. При этом емкости должны быть герметично закрыты.

16-Спецодежду работающих необходимо своевременно стирать и ремонтировать. Сушить спецодежду необходимо в специально отведенных для этих целей местах (сушилках)

17. Производство огненных и газовых работ необходимо проводить согласно соответствующих инструкций и при наличии документов на проведение особоопасных работ на взрывопожароопасных объектах

18.Все производственные помещения, установки, площадки с оборудованием должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами.

19. ЗАПРЕЩАЕТСЯ использовать пожарный инвентарь не по назначению!

20. Каждый работающий в цехе должен знать:

и выполнять инструкции по безопасному ведению технологического режима процесса подготовки нефти -выполнять правила пожарной безопасности в цехе и на своем объекте

расположение средств пожаротушения и правила пользования ими

расположение ближайшего телефона, пожарного извещения и номера вызова пожарной команды

свои обязанности согласно ПЛВА в цехе и, в случае возникновения пожара, быть готовы выполнить их

На УПСВ основными взрывопожароопасными вредными, токсичными веществами являются: нефть, попутный нефтяной газ, реагенты, неощенные пластовые и промливневые воды.

Наиболее пожароопасными участками и узлами в технологической схеме установки являются:

площадка трехфазных аппаратов

обваловывание резервуаров

Для проезда механических средств пожаротушения на территорию обеспечен кольцевой проезд вокруг технологической площадки.

Сооружение УПСВ размещаются на безопасном расстоянии друг от друга согласно противопожарных норм проектирования. В целях предотвращения разлива нефти резервуары с пластовыми и сточными водами имеют обвалование высотой, рассчитанной на объем разлившейся жидкости, технологические площадки - бордюрные ограждение.

Коммуникации трубопроводов прокладываются на эстакадах, имеют постоянный доступ к осмотру и ремонту:

закрытая сеть производственно - ливневых канализации,

смотровые колодцы должны быть постоянно закрыты крышками и засыпаны песком слоя 10 см,

на линиях нефтеканализации устанавливаются гидрозатворы.

Территория ДНС оборудована противопожарным кольцом с пожарными гидрантами, находящимися вдоль проезжей части.

Тушение пожара осуществляется пеной с помощью первичных средств.

Забор воды из пожарного кольца производиться посредством гидратных колонок, рукавов, пожарных стволов.

Первичными средствами пожаротушения являются:

огнетушители ОХП-10, У-8.

Сухой песок

Кошма, ведра, лопаты, багры

Для тушения горящей электропроводки или электрооборудования применяются только углекислотные огнетушители ОУ-8.

Электробезопасность

Конструкция электроустановок должна соответствовать условиям их эксплуатации и обеспечивать защиту персонала от соприкосновения с токоведущими и движущими частями, а оборудование - от попадания внутрь посторонних твердых тел и воды.

Основными техническими способами и средствами защиты от поражения электрическим током, используемыми отдельно или в сочетании друг с другом, являются: защитное заземление; зануление; выравнивание потенциалов; малое напряжение; электрическое разделение сетей; защитное отключение; изоляция токоведущих частей (рабочая, дополнительная, усиленная, двойная); компенсация токов замыкания на землю; оградительные устройства; предупредительная сигнализация; знаки безопасности; изолирующие защитные и предохранительные приспособления. Наиболее распространенными техническими средствами защиты являются защитное заземление и зануление.

7.5 Мероприятия по безопасности при выполнении одного из видов работ

7.5.1 Основные мероприятия по обеспечению безопасности ведения технологического процесса и защите организма работающих на ДНС

Все поступающие на установку ДНС, могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по ТБ, пожарной безопасности, газобезопасности, стажировке на рабочем месте и проверке полученных ими знаний.

Обслуживающий персонал должен быть обучен и аттестован на соответствующую квалификацию.

Необходимо:

строгое соблюдение графиков ППР оборудования и приборов

строгое соблюдение норм технологического режима

осуществление систематического контроля выполнения должностных инструкций, при соблюдении правил безопасности

своевременное выполнение мероприятий по подготовке ДНС к эксплуатации в осенне-зимний период и подготовке к весеннему паводку

...