= 5088 м.

8) Минимального забойного давления фонтанирования определяется по формуле (1.7):

= 31,03 МПа.

Согласно утвержденного варианта разработки, после достижения обводненности 10% в скважинах с вертикальным стволом будет осуществляться прострел вышележащего интервала с изоляцией обводненного интервала продуктивного пласта.

В скважинах с горизонтальным профилем при наличии сравнительно высокого дебита будет возможна эксплуатация скважин до достижения предельной обводненности 15%.

Начальное забойное давление фонтанирования составляет 16 МПа и для условий данной скважины №5488 фонтанирование возможно до достижения 31 МПа.

2.8 Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Карачаганакском месторождении

2.8.1 Обработка скважин соляной кислотой

Солянокислотная обработка (СКО) основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. Продукции реакции хорошо растворимы в воде., что облегчает удаление их из пласта в скважину.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины при этом практически не увеличивается. Большой эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают, что под воздействием кислоты образуются узкие длинные кавернообразные каналы, с образованием которых заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода в пласт, по возможности, на значительные от скважины расстояния в целях расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

Глубина проникновения кислоты в активном состоянии в пласт зависит от скорости реакции ее с породой. С повышением температуры активность кислоты увеличивается. Скорость реакции в зависимости от состава пород увеличивается 1,5-8,0 раз при повышении температуры от 20 до 60 С. В зависимости от пластовых условий в промысловой практике для обработки используют 8…15%-ю соляную кислоту. Ограничение концентрации объясняется следующими причинами.

Применение кислоты малой концентрации вызывает необходимость нагнетать ее в большом количестве, в результате чего может осложниться извлечение продуктов реакции. Применение кислоты высокой концентрации также нежелательно, так как это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, которые также трудно удалить из пласта. Кроме того, затрудняется борьба с коррозией труб и оборудования.

Кислотная обработка наиболее эффективна в начальный период жизни скважины, так как в этот период пластовое давление максимально и можно создать наибольшие депрессии давлений между пластом и забоем, необходимые для удаления продуктов реакции.

2.8.2 Термокислотная обработка скважин

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в кислоте. Взаимодействию кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтеновых веществ. Поэтому для повышения эффективности обработки скважин применяют горячую кислоту.

Кислоту нагревают химическим путем, т.е. за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, опускаемый на трубах в скважину. Лучшим реагентом для термокислотных обработок является магний. При растворении магния в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты (19,1 МДж на 1 кг магния), а продукты реакции интенсивно растворяются в воде.

На промыслах применяют два технологических варианта обработки скважин горячей кислотой.

По первому варианту количество кислоты и магния берут в соотношении, обеспечивающем нагревание всей соляной кислоты до оптимальной температуры. Такую обработку называют термохимической. Ее применяют для расплавления парафина и асфальтеновых отложений на забое скважины и обработки приствольной части пласта, так как вследствие высокой активности кислота нейтрализуется в призабойной зоне вблизи ствола скважины[15].

По второму варианту берется значительно больше соляной кислоты, чем ее нужно для растворения магния. Скважину обрабатывают в два этапа, непрерывно следующих друг за другом. Первая стадия- термическая обработка, вторая- обычная кислотная обработка. После воздействия горячей кислотой забой скважины очищают, поэтому холодная кислота более активно воздействует на породу. Такую обработку принято называть термокислотной.

Во время термохимической обработки весьма важно установить правильный режим закачивания кислоты в скважину. Для удаления с забоя парафино-асфальтеновых отложений, кроме термохимических обработок, можно применять промывку скважин горячей нефтью. Этот способ имеет следующие недостатки:

· Для подогрева скважины требуется закачивать в нее большой объем горячей нефти

· Необходимы достаточно сложные устройства для подогрева нефти, причем нагрев пожароопасен.

Поэтому промывку горячей нефтью для очистки забоя от парафина осуществляют, как правило, в неглубоких скважинах.

2.8.3 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта - общеизвестный и широко применяемый метод воздействия на призабойную зону скважин. Этот метод используют при освоении скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений, для повышения приемистости нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т.д.

Процесс ГРП заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются или расширяются имеющиеся трещины. Такая система техногенных трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта[7].

2.8.4 Применение горизонтальных скважин - один из способов повышения эффективности разработки Карачаганакского месторождения

На Карачаганакском газоконденсатнонефтяном месторождении большое значение имеет фильтрация флюидов. Находящийся на глубине 3,5-5,3 км комплекс отложений испытывает большую геостатическую нагрузку, что при разработке месторождения и падении пластового давления в околоскважинной зоне приведет к значительному уменьшению дебитов. Получение стабильных притоков УВ с полным охватом продуктивного объема дренированием и обратной закачкой сухого газа достигается бурением наклонно направленных скважин в зонах вертикальной трещиноватости с учетом особенностей распределения горного давления. сложным строением продуктивного резервуара, представленного совокупностью пропластков и участков коллекторов с низкой и относительно повышенной матричной проницаемостью.

Различают вертикальную и горизонтальную компоненты горного давления, которые называют соответственно полным и боковым. Полное давление соответствует суммарному весу вышележащей толщи, боковое зависит от упругих свойств пород, обусловливающих релаксацию напряжений. В породах с большим периодом релаксации боковое давление в 2,5-3 раза меньше полного. К числу таких пород относятся чистые карбонаты, в массивах которых вертикальные и крутонаклонные трещины меньше подвержены сжатию по сравнению с горизонтальными и пологими. Таким образом, величина бокового давления может быть оценена по начальному, при котором разрывающий флюид проникает в породы[16].

Вертикальные и крутопадающие трещины будут вскрываться значительно чаще наклонными стволами скважин, чем вертикальными. Основной целью бурения при этом является стабилизация добычи и увеличение извлечения нефти и газа из продуктивных отложений. В таких скважинах по сравнению с вертикальными притоки УВ выше в 10- 15 раз [3].

На Карачаганакском месторождении горизонтальные скважины (профиль горизонтальной скважины представлен на Рисунке 2.5) могут быть более производительными по сравнению с вертикальными при добыче газоконденсата и нефти, обратной закачке сухого газа в резервуар. Здесь в карбонатном комплексе давление бокового распора меньше полного, о чем свидетельствует гидроразрыв пласта. Давление последнего в интервале глубин 3,7-5,3 км в скв. 1, 2, 4, 5, 11,13 варьирует от 45,6 до 80 % от полного горного давления, составляя в среднем 65,5. Для разрыва пласта, образования и достаточного раскрытия каналов, способных принимать и пропускать большие объемы флюидов, на стенки скважин необходимо приложить давление р_р, равное сумме бокового давления массива горных пород р_б, порового давления р_пл и разрыва скелета породы p₀[4]:

Если в стенках скважины нет вертикальных трещин, то боковое давление всегда будет меньше давлений гидроразрыва и полного горного, так как существенная часть его энергии будет затрачена на формирование трещин. Поэтому вертикальные и крутонаклонные каналы фильтрации меньше подвержены сжатию, чем горизонтальные.

Выбор места бурения экспериментальных наклонно направленных скважин проводится с учетом строения, пористости и проницаемости коллекторов, трещиноватости продуктивного комплекса. Бурение целесообразно провести на глубине 3,5-4,6 км, где выделяются ядро, плато, склон и рифовый шлейф нижнепермской рифогенной постройки. Наилучшие коллекторские свойства и эффективные толщины приходятся на плато и южную половину ядра, уменьшаясь в северной части последнего и в склоновых отложениях.

При макро- и микроскопическом изучении керна Карачаганакского месторождения было установлено, что в ядре и рифовом плато частота встречаемости трещиноватых пород варьирует от 18,3 до 29,9, а в отложениях склона от 32,7 до 60,4 %. Можно полагать, что зоны повышенной трещиноватости субпараллельны изогипсам структуры нижнепермского поднятия. Трещины вертикальной, горизонтальной и наклонной ориентировки (%) составляют соответственно в ядре, плато 31,8; 12,8; 55,6, а в рифовом склоне - 33,2; 29,5; 37,3. Эти цифры являются приблизительными, поскольку базируются на изучении керна из вертикальных скважин, которые, как известно, в значительно большей мере пересекают трещины горизонтальные и пологие.

В северной части нижнепермской рифогенной постройки скважины целесообразно бурить под углом 45-55° на расстоянии 1 км к западу от скв. 118 с наклоном ствола на юго-запад, начиная с глубины около 4 км, или 0,7 км к северо-западу (азимут 290°) от скв. 111 с наклоном ствола на северо-восток. При таких условиях отклонение ствола от вертикали при забое 4400-4500 м достигнет 300-400 м. В этой части резервуара коэффициент эффективных толщин изменяется от 0,2 (скв. 7) до 0,4 (скв. 23, 105), а относительная толщина пород с открытой пористостью 3-6 % составляет 0,4. Эти породы, будучи связанными со скважинной системой вертикальных трещин, могут обеспечить промышленные притоки газоконденсата.

Технология проводки наклонных скважин с помощью гидравлических забойных двигателей в условиях Карачаганака требует специальной проработки. Благодаря более полному использованию вертикальной природной трещиноватости в них можно ожидать получения стабильных притоков газоконденсата из пород с низкой матричной проницаемостью, увеличения объема дренирования и воздействия как при добыче УВ, так и при обратной закачке сухого газа в пласт.

Анализ показал, что в первые годы внедрения ГС стоимость их строительства была в 2,5 раза выше по сравнению с аналогичными вертикальными скважинами, однако общие объемы капитальных вложений в 1,5 раза ниже, а срок окупаемости капвложений сокращается в 2 раза. При этом среднедействующий фонд скважин сокращается в 7-8 раз, а дебит ГС возрастает в 3-7 раз. В настоящее время за счет комплекса научно-технических мероприятий стоимость ГС приближается к стоимости вертикальных скважин.



Рисунок 2.5 Профиль горизонтальной скважины 5790

3. Техника безопасности, охрана недр и окружающей среды

3.1 Основные вредные и опасные производственные факторы

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение является опасным промышленным объектом и подлежит обязательному декларированию, поскольку здесь применяются следующие опасные технологические процессы и оборудование:

* бурение и капитальный ремонт скважин;

* добыча;

* сбор;

* подготовка, хранение и транспортировка сырой нефти, газоконденсатной смеси, неочищенного и очищенного газа, нестабильного конденсата;

* технологическое оборудование работающее под давлением более 0,07 МПа, а также паровые и водогрейные котлы с температурой воды более 115єС и давлением более 0,07 МПа.

В этих процессах используются следующие взрывопожароопасные и токсичные вещества:

* сырая нефть;

* газоконденсатная смесь;

* нестабильный конденсат;

* неочищенный и очищенный газ;

* метанол;

* диэтиленгликоль;

* соляная и серная кислоты;

* ингибиторы коррозии и парафиноотложений;

* диэтаноламин.

Характеристики опасных веществ

Основные опасные вещества, находящиеся в производстве, это газоконденсатная смесь, поступающая от промысловых скважин на УКПГ-2, УКПГ-3 и КПК; нестабильный конденсат и неочищенный газ, подаваемые на Оренбургский перерабатывающий комплекс, осушенный сернистый газ на обратную закачку, очищенный газ, используемый для собственных нужд, сырая нефть (стабилизированный конденсат), экспортируемая на КТК. В качестве растворенных компонентов газоконденсатная смесь содержит сероводород и меркаптаны. Кроме того, в технологических процессах используются такие опасные вещества, как: метанол, водные растворы соляной (15%) и серной (93%) кислот, каустическая сода, диэтиленгликоль, диэтаноламин и др.

Сероводород . Бесцветный газ с неприятным запахом, ощутимым даже при незначительных концентрациях 1 : 100000. Прямой пропорциональности между концентрацией сероводорода и интенсивностью запаха не наблюдается. Напротив, при большой, очень опасной концентрации ощущение запаха сероводорода ослабевает, вплоть до исчезновения, по-видимому, вследствие паралича окончаний обонятельного нерва.

Сероводород вообще является наиболее токсичным ингредиентом в составе атмосферы объектов по добыче и переработке высокосернистых нефтей и газа, в том числе по его количеству и характерных загрязнителях воздушного бассейна.

Ощущение сероводорода характеризуется: при концентрации 1,4-2,3 мг/м3 , но явно ощутимый запах; 3,3-4,6 мг/м3 - сильный запах, для привыкших к нему - не тягостный; 5,0 мг/м3 - запах значительный; 7,0-11,0 мг/м3 запах тягостный даже для привыкших к нему; 280-400 мг/м3 - запах не так силен и неприятен, как при более низких концентрациях.

Плотность сероводорода по отношению к воздуху 1,1912. Виду этого он скапливается в низких местах - ямах, колодцах, траншеях, легко растворяется в воде и очень легко переходит из растворенного в свободное состояние.

В небольших количествах сероводород угнетает центральную нервную систему: в умеренных возбуждает, а в больших вызывает паралич, в частности дыхательного и сосудистого центров. Изменения эти во многих случаях функциональны и обратимы.

Кроме того, сероводород при добыче и переработке нефти и газа действует не изолированно, а в сочетании с различными углеводородами.

В рабочей зоне ПДК сероводорода 80 мг/м3 /13/, в смеси с углеводородами С1-С5 - 3 мг/м3 . Классопасности - 2. Класс токсичности - 2.

Окись углерода СО - бесцветный газ без вкуса и запаха. Плотность газа по воздуху 0,967 мг/м3 .

Поступление СО в организм подчиняется закону диффузии газов. ПДК окиси углерода в воздухе рабочей зоны 20 мг/м3 . Концентрацию 300 мг/м3 человек переносит без заметного действия в течение 2-4 ч.; 600 мг/м3 за это время вызывает легкое отравление; 1800 мг/м3 - тяжелое отравление наступает через 10-30 минут; 3600 мг/м3 - человек переносит 1-5 минут.

Окись углерода вытесняет кислород из оксигемоглобина крови, образуя карбоксигемоглобин (СОН6 ). Кроме того, в присутствии окиси углерода в крови ухудшается отдача кислорода тканями. При содержании 0,04% СО в воздухе более 30% гемоглобина крови химически связано с СО; при 0,1% - соответственно 50%; при 0,4% - более 80%; 0,5% - смерть наступает через 2-3 вздоха.

3.2 Выполнение санитарных и противопожарных норм проектирования, правил техники безопасности при разработке месторождений

Системы по организации безопасного ведения работ являются основными средствами управления рисками, связанными с производственной деятельностью КПО. Перед началом работ проводится анализ опасных факторов, оцениваются значительные риски и определяются меры контроля.

В КПО Б.В. действует четкая система нарядов-допусков (процедура ОТ, ТБ и ООС KPO-HSE-PRO-004). Система нарядов-допусков обеспечивает средства координации, контроля и надзора за работами, производимыми КПО Б.В. или подрядчиками компании.

Данный документ представляет в письменной форме методику обеспечения того, что проводимые работы строго контролируются в соответствии с определенными производственными правилами и мерами предосторожности. КПО Б.В. также располагает процедурой по `отключению источников энергии', выполнение которого требует получения специального разрешения от работников, ответственных за определенное оборудование и систем. Персонал, ответственный за определение и осуществление отключений, проходит обучение и проверку знаний перед тем, как быть назначенным ответственным по отключениям. Степень отключения определяется с учетом опасных факторов и риска, т.е. для работ с повышенной опасностью выше степень изолирования (отключения).

В КПО Б.В. установлен порядок определения, разработки и контроля процедур по ОТ, ТБ и ООС, целью которого является руководство и обеспечение инструкций персоналу о том, каким образом компания будет вести производственную деятельность, чтобы в достаточной мере контролировать риск. Подрядные организации ответственны за представление своих процедур по ОТ, ТБ и ООС. КПО Б.В. по своему усмотрению, может разработать процедуры и обязать всех работников следовать им.

Целью процедур КПО Б.В. является включение требований законодательства, отраслевых правил и стандартов компаний-учредителей.

Готовность к чрезвычайным ситуациям и аварийное реагирование.

Основой готовности КПО к успешным действиям при возникновении чрезвычайных ситуаций (аварий) является созданная система Аварийного реагирования компании, включающая в себя: органы управления (аварийные штабы управления первого, второго и третьего уровня, центр аварийной поддержки и центр аварийной связи), структурное подразделение (группа аварийного реагирования), органы наблюдения и контроля (секция экологического мониторинга), штатные противопожарную (по контракту), противофонтанную (по контракту) и медицинскую службы (КПО), службу безопасности и лабораторию по обслуживанию СИЗ, а также добровольные аварийно-спасательные формирования объектов КПО (добровольные газоспасательные дружины).

С целью постоянной готовности к действиям и обеспечения всестороннего взаимодействия с подрядными организациями при возникновении аварийных ситуаций на объектах КПО, разработаны и действуют планы взаимодействия при аварийном реагировании.

Для всех потенциально-опасных объектов КПО разработаны планы ликвидации возможных аварий, в целом же по линии аварийного реагирования в КПО разработаны и приняты целый ряд внутренних процедур и нормативных документов:

В КПО разработан План гражданской обороны всей организации (KPO-AL-HSEPLM-00070), приняты и действуют более 35 документов (процедур) в области безопасности, защиты персонала и территорий, аварийного реагирования. Подготовка руководящего состава, органов управления и персонала организована и проводится в соответствии с требованиями организационно-методических указаний уполномоченного в области ГО и ЧС государственного органа (МЧС РК), практические навыки закрепляются при проведении плановых учений, учебно-тренировочных занятий и тренировок согласно, разрабатываемого ежегодно плана мероприятий по подготовке персонала КПО к действиям в чрезвычайных ситуациях.

3.3 Технические требования к рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда

1. Оборудование для строительства и эксплуатация нефтяных и газовых скважин должно быть выполнено во взрывозащищенном варианте.

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

3. Эксплуатация вновь создаваемого оборудования, инструмента, приборов должна осуществляться в соответствии с руководством по эксплуатации, в котором наряду с техническими требованиями должны быть отражены и вопросы его безопасного обслуживания с учетом требований настоящих Правил.

Эксплуатация импортного оборудования и инструмента должна осуществляться в соответствии с технической документацией фирм-изготовителей.

Предприятия и организации должны иметь сертификат (экспертное заключение) или копию сертификата, выданного органом по сертификации, на эксплуатацию зарубежного и вновь модернизированного оборудования, механизмов и приборов.

4. Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного или модернизированного оборудования осуществляется комиссией предприятия после проверки его соответствия проект) и требованиям правил технической эксплуатации.

Пуск в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта (без модернизации и изменения размещения) осуществляется руководством цеха с участием соответствующих специалистов.

Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено только по согласованию с организацией -- разработчиком этого оборудования.

5. Применение оборудования, не соответствующего по классу климатическим условиям, не допускается.

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

7. Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и других аварийных ситуаций при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых значений параметров процесса во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

8. Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, должны предусматриваться меры по ее снижению и исключению возможности аварийного перемещения, сдвига, разрушения оборудования и разгерметизации систем.

9. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям правил, норм по технике безопасности, оно должно быть выведено из эксплуатации. О конструктивных недостатках или заводском браке оборудования предприятие должно направить предприятию-изготовителю акт-рекламацию и совместно с ним решить вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования с точки зрения технической безопасности.

10. Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуру самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, быть не более 45°С внутри помещений и 60°С - на наружных установках.

11. На запорной арматуре (задвижках, кранах), устанавливаемой на трубопроводах, должны быть указатели положения затворов.

Запорная арматура, расположенная в колодцах, камерах или траншеях (лотках), должна иметь удобные приводы, позволяющие открывать (закрывать) их без спуска обслуживающего персонала в колодец или траншею (лоток).

12. Запорная арматура, устанавливаемая на нагнетательных и всасывающих трубопроводах насоса или компрессора, должна быть максимально приближена к насосу (компрессору) и находиться в удобной и безопасной для обслуживания зоне.

13. Трубопроводы взрывопожароопасных технологических систем не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений, кроме мест установки арматуры или подсоединения аппаратов.

Во взрывопожароопасных технологических системах применять гибкие шланги запрещается.

14. На нагнетательном трубопроводе центробежных насосов и компрессоров должна предусматриваться установка обратного клапана или другого устройства, предотвращающего перемещение транспортируемых веществ в обратном направлении и, при необходимости, предохранительного устройства (клапана).

15. На всасывающих и нагнетательных линиях насосов и компрессоров, перекачивающих горючие продукты, должна предусматриваться установка запорных, отсекающих и предохранительных устройств[3].

3.4 Пожарная безопасность

Все объекты КПО Б.В. обеспечены в соответствии с нормами и согласно проектов средствами противопожарной защиты и приборами безопасности. На технологических установках имеются стационарные системы пенотушения и первичные средства пожаротушения. Резервуары оснащены полным, исправным комплектом оборудования, отвечающим стандартам и действующим нормам проектирования.

Первичные средства пожаротушения выполнены на всех объектах согласно действующих норм (ручные огнетушители углекислотные, химические пенные, воздушно-пенные, порошковые передвижные огнетушители, ящики с песком, кошма, асбест полотно, ведра, лопаты и др.)

Технологические процессы контролируются и регулируются контрольно-измерительными приборами, системами автоматизации и сигнализации. Для охраны объектов КПО Б.В. от пожаров имеется четыре вневедомственные пожарные части: ПЧ-10, ПЧ-26, ПЧ-28, ПЧ-31 ФАО ЗКО «Орт Сондыруши».

Наличие подъездных путей: ко всем площадкам зданий и сооружений КНГКМ обеспечен подъезд пожарных машин с двух сторон, ширина автодорог с твердым покрытием составляет 4, 6 и 8 м. По границам резервуарного парка - склада конденсата имеются дороги с твёрдым покрытием шириной 6 м, проложенные на расстоянии 40-50 м от резервуаров.

Техническое состояние подъездных путей: твердое покрытие. Для пожаротушения зданий и сооружений технологических установок КНГКМ предусматриваются стационарные противопожарные системы и передвижные средства пожарных подразделений.

Стационарные системы пожаротушения включают в себя:

- противопожарный водопровод высокого давления с пожарными гидрантами и лафетными стволами;

- автоматические спринклерные установки водяного и пенного пожаротушения;

- дренчерные установки водяного пожаротушения;

- автоматические установки газового пожаротушения;

- системы автоматического порошкового тушения;

- внутренние пожарные краны противопожарного водопровода;

- первичные средства пожаротушения огнетушители углекислотные, порошковые;

- порошковые составы, инертный газ;

- системы водяного орошения и пожаротушение мониторами.

К передвижной пожарной технике, используемой на КНГКМ, относятся пожарные автомобили и мотопомпы. Пожарные автомобили предназначены для доставки к месту пожара личного состава, огнегасительных средств, пожарно-технического оборудования и подачи огнегасительных средств в очаг пожара.

Система водяного пожаротушения. Площадки систем пожаротушения включают насосные станции пожаротушения и резервуары запаса пожарной воды.

Пожарная вода хранится в резервуарах запаса пожарной воды. Общее количество хранящейся воды обеспечивает нормальную работу систем в течение всего пожара.

Пожарная вода подается в распределительную систему по трубопроводу диаметром 400 мм посредством электрических пожарных насосов с давлением 1.0 МПа и пожарных насосов с дизельным приводом с давлением 1.0 МПа, часть из которых является резервными. Дополнительно предусмотрены насосы (рабочие и резервные) для поддержания постоянного давления в кольцевом трубопроводе производительностью - 50 м3/час и давлением - 0.1 МПа.

Системы автоматического углекислотного пожаротушения. Системы устанавливаются для защиты жизненно важного для работы комплекса электрического и электронного оборудования, такого как:

- камеры газовых турбин;

- помещения аварийных генераторов;

- подстанции высокого и низкого напряжения.

Пенная система пожаротушения. На каждой площадке, подлежащей автоматическому пенотушению, устанавливается блок насосной пенотушения, в состав которого входят:

- насосы дозирования пенообразователя;

- резервуары хранения пенообразователя;

- наружные сети водопровода;

- запорно-пусковые устройства;

- пункт управления.

3.5 Средства индивидуальной защиты работающего персонала (СИЗ)

Для защиты персонала применяются индивидуальные средства защиты органов дыхания СИЗОД, которые находятся на рабочих местах персонала, в специально отведенном месте в собранном виде и подготовлены к немедленному использованию. Исправность всех типов СИЗОД ежеквартально поддерживается работниками Лаборатории по Сервисному и Техническому обслуживанию СИЗОД и СИ (Средств Измерений) В ходе проверки при выявлении неисправностей СИЗОД немедленно изымаются из обращения для устранения неполадок или заменяются на новые. СИЗОД эвакуационного типа хранятся на рабочих местах персонала и на входах в производственные зоны в опломбированном состоянии. Визуальный контроль за исправным состоянием СИЗОД всех типов на производственных объектах осуществляется работниками отдела ТБ ответственные за данное оборудование.

3.6 Методы контроля воздуха рабочей зоны

Актуально научно-практической задачей на территории КНГКМ является разработка для основных объектов установки подготовки, очистки и переработки газа единой научно-обоснованной системы контроля, которая позволила бы контролировать и выявлять выделения вредных веществ - загрязнителей атмосферного воздуха и других природных объектов, связь количественных показателей выбросов с технологией, метеорологическими параметрами. Полученные при этом данные должны служить научной основой для:

- прогнозирования вероятности образования опасных концентраций вредных веществ в основных экологических объектах;

- изучения условий образования, характера распределения и концентрации вредных веществ в воздухе, воде и почве;

- определения размеров загрязнения участков, опасных зон, возможных последствий и т.д.

Для типичных производственных объектов газовой промышленности, с учетом категории опасности устанавливается периодичность контрольных измерений и процент обследования выявленных мест газовыделений источников газовыделения.

Инвентаризация источников загрязнения атмосферного воздуха проводится в соответствии с ГОСТом 17.2.104-77.

Пункты контроля устраиваются в соответствии РО 52.04.186-89

"Руководство по контролю за загрязнением атмосферы"

Оборудование - передвижная лаборатория типа "Атмосфера-II", газоанализатор типа "Паладий-3", лазерный газоанализатор метана типа 323 ААОI, пробоотборные устройства: электроаспираторы типа ЭА-I, 7А-IA, ЭА-2, ЭА-2С, 822.

Существуют следующие методы определения вредных веществ:

1) улавливание из воздуха на пленочных хемосорбентах и его фотометрическое определение (для 0,003-0,075 мг/м3 )

2) отбор проб в барботеры раствором комплекса кадмия с триэтаноламином (фотометрическое определение) (для 0,004-0,12 мг/м3 )

3.7 Охрана недр и окружающей среды

Разработка и освоение нефтегазоконденсатного месторождения привело к интенсивным процессам урбанизации, освоению природных ресурсов, росту числа автотранспорта, техническому перевооружению предприятий и учреждений региона, повышению потребления твердого, жидкого и газообразного видов топлива, что совместно с работой предприятий создало реальную возможность загрязнения объектов окружающей природной среды продуктами неполного сгорания углеводородов, сернистого газа, сероводорода, двуокиси азота и тяжелыми металлами.

В результате предыдущей производственной деятельности на территории месторождения и вокруг него образовалась искусственная биогеохимическая провинция] с комплексным типом загрязнения компонентов окружающей среды радиусом до 15 км от границы месторождения, сопоставимая по площади с ареалом возможного распространения загрязнения при чрезвычайной ситуации (разрыв системы сбора, транспорта, аварийного фонтанирование скважины и т. п).

Фактическую интенсивность влияния на организм человека совокупности химических веществ при разработке месторождения определяет реальная химическая нагрузка (РХН), так как в реальных условиях человек подвергается одновременному воздействию комплекса опасных агентов, поступающих одновременно из различных сред (воздуха, воды, почвы, растений).

Существует ряд методов суммарной количественной оценки степени влияния загрязнения компонентов окружающей среды на персонал и население.

Для оценки загрязнения атмосферного воздуха используются две ПДК-среднесуточную и максимально разовую.

В случае оценки аварийного загрязнения следует использовать только максимально разовую концентрацию (фонтанирование, разрыв системы сбора и транспорта) считая ее мгновенной, действительно максимально-разовой, не интерполируя на отрезок времени. Это особенно важно для оценки возможных последствий физиологического действия вредных веществ, (хлор, сероводород, оксиды азота и др.).

Для оценки загрязнения воды и почвы используют как максимально - разовые, так и средние по сезонам года концентрации.

При оценке тяжести отдаленных последствий, причиняемых здоровью населения и окружающей среде, на первом месте стоят тяжелые металлы, количество которых в объектах окружающей среды региона месторождения превышает предельно- допустимые значения.

По данным многолетних исследований, проведенных Центром экологической медицины Казахского государственного медицинского университета (член - корреспондент АМН РК, проф. У.И.Кенесариев), на месторождении и в зоне его влияния загрязнение атмосферного воздуха по представительным участкам составляет (по среднесуточной концентрации, таблица 3.1.).

Таблица 3.1 Загрязнение атмосферного воздуха по представительным участкам

Зона	Окись углерода	Диоксид серы	Сероводород	Ртуть	Свинец	Ванадий
Перекресток Аксай-Приуралье-Уральск	1.9	0.025	0.008	0.000009	0.0004	1.8
Перекресток Аксай-Приуралье-Бестау	1.6	0.049	0.006	0.000009	0.0009	1.6
Березовка	1.5	0.055	0.007	0.0001	0.0003	1.1
Бестау	1.8	0.056	0.006	0.00009	0.0001	1.5
Алга	1.6	0.032	0.006	0.0001	0.0003	1.4
Каракемир	1.6	0.024	0.006	0.0001	0.0004	1.4
Карачаганак	1.5	0.033	0.005	0.00007	0.0002	1.3
Жанаталап	следы	0.029	0.01	0.00009	0.0006	1.3
Жарсуат	1.6	0.026	0.003	0.000008	0.0001	1.3
Приуральное	2.0	0.043	0.005	0.00009	0.00009	1.7
Аксай	1.7	0.031	0.003	0.0003	0.0007	1.2
Дмитрово	1.6	0.029	0.007	0.0002	0.00009	1.1

Примечание. Среднесуточная ПДК (мг/м3) составляет: окись углерода - 3.0; сероводород -0.008; свинец - 0.0003; ртуть -0.0003; ванадий - 0.002 сернистый ангидрид - 0.05.

3.8 Воздействие на гидросферу

Для оценки степени загрязнения вод рассчитывается кратность превышения ПДК (к воде) делением фактической концентрации (С) на ПДК и на количество проб (П) по каждому классу опасности.

К_воды = С/ПДК/П

Среднюю кратность превышения ПДК (к воде) следует умножить на коэффициенты аддитивности для четырех классов опасности:

- для первого класса - на 1,0;

- для второго класса - на 0,5;

- для третьего класса - на 0,3;

- для четвертого класса - на 0,25.

Так, в питьевой воде г. Аксай содержание хлоридов составляет 1,5 ПДК, кальция - 2,5 ПДК, магния - 2,75 ПДК, железа - 10,6 ПДК.

Среднее содержание веществ четвертого класса опасности (хлориды, кадмий) составляет 2 ПДК, третьего класса (магний, железо) - 6,67 ПДК.

Умножая среднее содержание веществ четвертого класса на коэффициент 0.25, а третьего класса на 0.3, суммарный уровень загрязнения воды хозяйственно-питьевого назначения г. Аксай составляет: К_сумм=0,5*2,2=2,7 , что соответствует слабому уровню загрязнения воды хозяйственно питьевого назначения, используемой для нужд реализации проекта согласно критериев оценки загрязнения воды по уровню суммарного показателя.

Загрязнение поверхностных водоемов в зоне влияния КНГКМ достигло значения, когда техническое, технологическое или иное решение, сопряженное с нарушением сложившегося неустойчивого равновесия в окружающей среде, может привести к последствиям, ликвидация которых будет сопряжена со значительными непроизводственными затратами.

Некоторые наиболее характерные результаты исследований объективно освещают состояние загрязнения поверхностных вод в пределах контрактной территории и в зоне ее влияния и свидетельствуют как о локальном загрязнении водных объектов, так и о возможных путях миграции загрязнения (таблицы3.3).

Таблица 3.3 Загрязнение водоисточников зоны влияния КНГКМ

	SO4	Cl	Фенол	Mn	Cu	Нефть	NH3	NO2	NO3	Pb
р. Урал в пределах месторождения	0,84	0,98	1,5	0,62	0,44	2	0,68	0,92	0,98	0,12
р. Урал - 2 км ниже месторождения	0,44	0,68	1,5	1,0	0,12	0,48	0,54	0,50	0,48	0,12
р. Урал - 2 км выше месторождения	0,42	0,64	1,2	0,32	0,28	0,18	0,11	0,14	0,62	0,48
р. Илек	0,84	0,44	3,0	0,18	6,0	23,0	0,44	0,62	0,68	0,24

4. Экономическая часть

4.1 Методика определения экономической эффективности внедрения рекомендуемых мероприятий

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными капитальными дополнительными вложениями.

Внедрение и производство новой техники и технологии оправданно только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

а) снижение затрат на производство единицы продукции;

б) повышение качества изделий (экономия у потребителей);

в) рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на совершенствование техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство продукции.

В нефтегазодобывающей промышленности, характеризирующейся ограниченностью извлекаемых запасов нефти (газа), к основным показателям эффективности новых методов воздействия на залежи относятся увеличение конечного коэффициента нефтегазоотдачи и рост суммарного объема извлекаемых полезных ископаемых. Это основа формирования экономического эффекта применения новых методов воздействия на пласт. Их разработка и внедрение требует значительных дополнительных капитальных вложений, зачастую увеличивает себестоимость добычи нефти и газа, не обеспечивает на первый взгляд экономического эффекта. Следует помнить, что повышение нефтеотдачи на конкретном месторождении позволит сэкономить средства на разбуривание, обустройство и разработку нового месторождения для извлечения дополнительной нефти.

4.1.1 Краткая характеристика предлагаемых мероприятий и цель их внедрения

В нефтегазовой промышленности главным направлением технического прогресса является совершенствование технологии добычи, способствующее ускоренному росту объемов производства и улучшению качественных показателей разработки месторождений.

Как показывает зарубежный опыт, разбуривание нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами является эффективным методом формирования оптимальной системы разработки, а также восстановления продуктивности месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Вскрытие продуктивной толщи горизонтальным стволом скважины увеличивает площадь фильтрации, исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации и особенно эффективно для низкопроницаемых комплексов с вертикальной трещиноватостью.

Использования горизонтальных нефтяных и газовых скважин позволяет определить следующие наиболее целесообразные направления их применения:

- повышение продуктивности скважин за счет создания одного или нескольких горизонтальных забоев;

- повышение добывающих возможностей скважин за счет продления периода "безводной" эксплуатации;

- повышение степени извлечения углеводородов из недр за счет интенсификации перетоков углеводородов из низкопродуктивных зон по площади залежи к продуктивному разрезу.

Особенности геологического строения резервуара и насыщающих его флюидов предопределили эффективность бурения на месторождении Карачаганак горизонтальных скважин. Они увеличивают коэффициент охвата вытеснением по сравнению с вертикальными скважинами при закачке газа во II объект разработки, предотвращают образование газовых и нефтяных конусов, обеспечивают более равномерное продвижение ГНК. В среде с низкой проницаемостью горизонтальные скважины служат для увеличения зоны дренирования и повышения темпов добычи. В высокопроницаемых газовых коллекторах горизонтальные скважины понижают турбулентность в стволе и уменьшают скорость движения флюидов в прискважинной зоне.

4.2 Расчет экономической эффективности от внедрения рекомендуемых мероприятий

4.2.1 Расчет годовых производственных затрат при эксплуатации вертикальной скважины диаметром НКТ 62 мм

Расчет капитальных вложений при фонтанном способе эксплуатации

Для осуществления вложений при фонтанном способе эксплуатации необходимо рассчитать сумму капитальных вложений на вновь приобретаемое оборудование:

1) Фонтанная арматура (высота 1,2 м., вес 3,5 тонн)

2) НКТ (диаметр 62мм., глубина скважины 5050м., вес 1км=11,4 тонны)

3) Обсадная колонна (диаметр 68,3 мм., вес 1км=21 тонна)

4) Внутренняя технологическая труба (диаметр 159 мм, вес 1км=20,5 тонн, длина до одной скважины=2 км)

5) АГЗУ Балансовая стоимость оборудования находится как произведение веса на стоимость одной тонны.

6) Стоимость одной тонны 1200$.

Балансовая стоимость труб рассчитывается как произведение стоимости удельного веса на длину и стоимость одной тонны.

1) Фонтанная арматура С_фа=3,5*1200=4200$

2) НКТ С_нкт=11,4*5,05*1200=69084$

3) Обсадная колонна С_ок=4,95*21*1200=124740$

4) Внутренняя технологическая труба С_втт=2*20,5*1200=49200$

5) Стоимость АГЗУ С_агзу=1500$

Общие капитальные вложения:

КВ=С_фа С_нкт+С_ок +С_втт+С_агзу (4.1)

КВ=4200+69084+124740+49200+1500=248724$= 44770320 тг.

Расчет амортизационных отчислений

Формула расчета амортизационных отчислений:

АО=Na*C, (4.2)

где Na- норма амортизационных отчислений для каждого вида оборудования.

1) Фонтанная арматура (12%) АО=0,12*4200=504$

2) НКТ (4,8%) АО=0,048*69084=3316,1$

3) Обсадная колонна (2,5%) АО= 0,025*124740 =3118,5$

4) Внутренний трубопровод (3,5%) АО=0,035*49200=1722$

5) АГЗУ (2,3%) АО=0,023*1500=34,5$

Сумма амортизационных отчислений:

АО=АО_фа+АО_нкт+АО_ок+АО_втт+АО_агзу

АО=504+3316,1+3118,5+1722+34,5=8695,1$= 1565118 тг.

Расчет фонда оплаты труда:

ФОТ=МЗП * тарифный коэффициент * количество месяцев * районный коэффициент*территориальный коэффициент*коэффициент дополнительной премиальной платы * численность ППП.

ФОТ=19966*5,95*12*1,1*1,14*1,25*6=13407508.422 тг,

Отчисления от ФОТ:

Отчисления на социальный налог составляют 21% от ФОТ

С_соц =0,21*74486.16=15642.1$= 2815578тг.

Сумма отчисляемых денежных средств от ФОТ=58844.1$= 10591930.4 тг.

Затраты на текущий ремонт:

Затраты на текущий ремонт составляют 1,2% от ОПФ и не должны превышать 15%.

ОПФ - основные производственные фонды, сумма всех КВ

С_рем=0,012*248724=2984$= 537243 тг.

Расчет прочих затрат:

Прочие затраты составляют 25% от ОПФ

С_пр=0,25*248724=62181$= 11192580 тг.

Внепроизводственные затраты:

Внепроизводственные затраты составляют 12% от ОПФ

С_вн.пр=0,12*248724= 29846 $= 5372438 тг.

Расчет удельных капитальных вложений:

КВ_уд=КВ/Q (4.3)

КВ_уд= 248724/27158=9,2 $= 1648,5 тг.

Расчет себестоимости:

Для того, чтобы посчитать удельную себестоимость сложим все затраты и разделим их на объем добычи.

С_{затраты}=8695,1+74486.16+5748,97+2984+62181=158346$=28502326,8тг.

Объем добываемой нефти (дебит 82т/сут)

Q=82*360*0,92=27158 т. (4.4)

Расчет приведенных затрат:

З_уд1=С_затр/Q (4.5)

З_уд1 = 158346,3 /27158=5,83$=1049,5 тг.

4.2.2 Расчет годовых производственных затрат при эксплуатаций горизонтальной скважины диаметром НКТ 62 мм

Расчет капитальных вложений при фонтанном способе эксплуатации

Для осуществления вложений при фонтанном способе эксплуатации необходимо рассчитать сумму капитальных вложений на вновь приобретаемое оборудование:

1) Фонтанная арматура (высота 1,2 м., вес 3,5 тонн)

2) НКТ (диаметр 62 мм., глубина скважины 5900м., вес 1км=11,4 тонны)

3) Обсадная колонна (диаметр 68,3 мм., вес 1км=21 тонна)

4) Внутренняя технологическая труба (диаметр 159 мм, вес 1км=20,5 тонн, длина до одной скважины=2 км)

5) АГЗУ Балансовая стоимость оборудования находится как произведение веса на стоимость одной тонны.

6) Стоимость одной тонны 1200$.

Балансовая стоимость труб рассчитывается как произведение стоимости удельного веса на длину и стоимость одной тонны.

1) Фонтанная арматура С_фа =3.5*1200=4200$

2) НКТ С_нкт=11,4*5,9*1200=80712$

3) Обсадная колонна С_ок=5,296*1200*21=133459$

4) Внутренняя технологическая труба С_втт=2*20,5*1200=49200$

5) Стоимость АГЗУ С_агзу=1500$

Общие капитальные вложения рассчитываются по формуле 4.1:

КВ=С_фа+С_нкт+С_ок+С_втт+С_агзу

КВ=4200+80712+133459+49200+1500=269071 $= 48432780 тг.

Для расчета амортизационных отчислений используем формулу 4.2:

АО=Na*C,

где Na - норма амортизационных отчислений для каждого вида оборудования.

1) Фонтанная арматура (12%) АО=0,12*4200=504$

2) НКТ (4,8%) АО=0,048*80712=3874 $

3) Обсадная колонна (2,5%) АО= 0,025*133459=3336$

4) Внутренний трубопровод (3,5%) АО=0,035*49200=1722$

5) АГЗУ (2,3%) АО=0,023*1500=34,5$

Сумма амортизационных отчислений:

АО=АО_фа+АО_нкт+АО_ок+АО_втт+АО_агзу

АО=504+3874 +3336+1722+34,5=9740,5 $= 1704690 тг.

Расчет фонда оплаты труда:

ФОТ=МЗП * тарифныйкоэффициент * количество месяцев * районный коэффициент*территориальный коэффициент*коэффициент дополнительной премиальной платы * численность ППП

ФОТ=19966*5.95*12*1.1*1.14*1.25*6=13407508.422 тг,

Отчисления от ФОТ

Отчисления на социальный налог составляют 21% от ФОТ

С_соц =0,21*74486=15642$= 2815570 тг.

Сумма отчисляемых денежных средств от ФОТ=5748,97$= 873696 тг.

Затраты на текущий ремонт:

Затраты на текущий ремонт составляют 1,2% от ОПФ и не должны превышать 15%.

ОПФ - основные производственные фонды, сумма всех КВ

С_рем=0,012*269071 =3228$= 581193 тг.

Расчет прочих затрат:

Прочие затраты составляют 25% от ОПФ

С_пр=0,25*269071 =67267$= 12108195 тг.

Внепроизводственные затраты:

Внепроизводственные затраты составляют 12% от ОПФ

С_вн.пр=0,12*269071 =32288$= 58119333 тг.

Удельные капиталовложения рассчитываются по формуле 4.3:

КВ_уд=КВ/Q

КВ_уд= 269071 /139435=2$= 360 тг.

Расчет себестоимости:

Для того, чтобы посчитать удельную себестоимость сложим все затраты и разделим их на объем добычи

С_{затраты}=9740,5 +74486+5748,97+3228+67267=164721,5$=29649870 тг.

Объем добываемой нефти (дебит 421т/сут)

Q=421*360*0,92=139435 т.

Приведенные затраты рассчитываются по формуле 4.4:

З_уд2=С_затр/Q

З_уд2=164721,5/139435=1,2$= 213 тг.

4.2.3 Ожидаемый экономический эффект

Ожидаемый экономический эффект рассчитываем по формуле 4.5:

Э=[(З₁+Ен*КВ_уд1) - (З₂+Ен*КВ_уд2)]*Q

Э= [(5,83+0,15*9,2) - (1,2+0,15*2)]* 139435=796173$ = 143311140 тг

Таблица 4.1 Технико-экономические показатели

Наименование показателей	Вертикальная скважина	Горизонтальная скважина
Годовая добыча нефти, т	27158	139435
Среднесуточный дебит,м3/сут	82	421
Амортизационные отчисления, тг.	1565118	1704690
Фонд оплаты труда, тг.	13407508.4	13407508.4
Капитальные вложения, тг.	44770320	48432780
Затраты на текущий ремонт, тг	537243	581193
Внепроизводственные затраты, тг.	11192580	58119333
Прочие расходы, тг.	11192580	12108195
Годовые производственные затраты, тг.	28502326,8	29649870
Себестоимость нефти, тг./т	1049,5	213
Экономический эффект, тг.	143311140

Как видно из таблицы 4.1, в результате вычислений можно сделать вывод, что применение горизонтальных скважин при разработке КНГКМ экономически целесообразно и экономический эффект составил 143311140 тг.

нефть скважина пласт продуктивность

Заключение

Значение Карачаганакского месторождения для экономики области и страны в целом огромно. По запасам углеводородов оно считается одним из самых крупных в мире. На разработке подземных богатств задействован альянс таких известных компаний, как BG Group, Eni S.p.A, Chevron Corporation , ЛУКОЙЛ и «КазМунайГаз». Современное состояние нефтедобывающей промышленности характеризуется тем, что наиболее доступные запасы нефти и газа постепенно истощаются и все большая доля добычи углеводородов приходится на участки месторождения со сложными геолого-физическими условиями.

Повышение эффективности разработки этих запасов возможно при использовании горизонтальных технологий. Под этим термином понимается бурение и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), проведенных из старых вертикальных скважин. Их применение позволяет решать ряд важных проблем: уменьшить количество скважин на месторождениях, увеличить степень нефтеизвлечения, уменьшить сроки разработки месторождения.

Основными задачами разработки коллектора является осуществление сайклинг-процесса и разработка нефтяной оторочки.

На основе изучения горизонтальных скважин на КНГКМ сделаны следующие выводы:

1) Коэффициенты извлечения нефти и газа в значительной степени зависят от схемы заканчивания добывающей скважины, но мало зависят от схемы заканчивания нагнетательной скважины.

2) Горизонтальная скважина представляется более эффективной, чем вертикальная, так как в этом случае выше коэффициент нефтеотдачи.

3) При сравнении эффективности вертикальных скважин, вариант вскрытия только нефтяного объекта объектов имеет преимущество, так как в этом случае выше коэффициент нефтеотдачи.

Экономические расчеты показывают значительную эффективность разработки III объекта горизонтальными скважинами. Экономический эффект составил 143311140 тенге.

Приоритет отдается бурению нагнетательных скважин и горизонтальных эксплуатационных скважин на объект III, так как основными задачами разработки коллектора, как уже отмечалось, является осуществление сайклинг-процесса и разработка нефтяной оторочки.

В данной дипломной работе рассматриваются опасные и вредные производственные факторы, а также соблюдение техники безопасности при проведении всех видов работ на территории месторождения.

Ввиду наличия опасных и вредных производственных факторов на месторождении большое внимание уделяют мероприятиям по обеспечению безопасности работающих и охране окружающей среды.

Список использованной литературы

1. Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак по состоянию на 1 октября 1999 г.- Лондон - 2000 г.

2. Технологический регламент для установки комплексной подготовки газа.- Аксай- 2012 г.

3. Декларация промышленной безопасности Карачаганакского месторождения.- Аксай- 2011 г.

4. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П. И. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа. - М.: Недра, 1975.

5. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. - Алматы 2000.

6. Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Матиешин И.С., Гейхман М.Г. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин.- Москва, Академия, 2009.

...