Все работы делятся на классы условий труда по степени вредности и опасности согласно СНиП 2.09.04-87. Санитарный класс выполняемых работ, представлен в таблице 7.2

Таблица 7.2

Оценка условий и напряжённости труда по факторам

№ п/п	Показатель	Класс
Оценка по классам условий труда
1	Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоне	2
2	Биологические факторы (гнус)	2
3	Уровень шума и вибрации	2
4	Инфразвук, ультразвук
5	Действие электромагнитных излучений	2
6	Показатели микроклимата для открытых территорий: в летнее время в зимнее время	2 3-4
7	Освещённость рабочего места	2
Показатели тяжести трудового процесса
1	При региональной нагрузке (участие мышц рук и плечевого поясе)	2
2	При общей нагрузке (участие мышц рук, корпуса, ног)	2
Масса поднимаемого и перемещаемого груза
1	Подъем и перемещение тяжестей разовое	3.1
2	Подъем и перемещение тяжестей постоянно в течение смены	3.1
3	Суммарная масса грузов, перемещаемых в течение каждого часа рабочей смены	2
Стереотипные движения
1	При локальной нагрузке (с участием мышц кистей и пальцев рук)	1
2	При региональной нагрузке (при работе с преимущественным участием мышц рук и плечевого пояса)	1
3	Статическая нагрузка с участием мышц корпуса и ног	2
4	Рабочая поза	1
5	Наклоны корпуса за смену	2
6	Перемещение в пространстве	1
Общая оценка по показателям тяжести трудового процесса	3.2

Оценка напряжённости трудового процесса

№ п/п	Показатель	Класс
Интеллектуальные нагрузки
1	Содержание работы	1
2	Восприятие сигналов	1
3	Степень сложности	1
4	Характер выполняемой работы	1
Сенсорные нагрузки
1	Длительность сосредоточенного наблюдения	1
2	Плотность сигналов и сообщений за 1 час работы	1
3	Число производственных объектов одновременного наблюдения	1
Нагрузка зрительного анализатора
1	Размер объекта различения	1
2	Работа с оптическими приборами	1
3	Наблюдение за экранами видиотерминалалов	1
	Нагрузка слухового аппарата	1
Эмоциональные нагрузки
1	Степень ответственности ошибки	1
2	Степень риска для собственной жизни	3.2
3	Степень риска за безопасность других лиц	1
Монотонность нагрузок
1	Число элементов, необходимых для реализации простого задания или многократно повторяющихся операций
2	Продолжительность выполнения простых производственных заданий или повторяющихся операций
Режим работы
1	Фактическая продолжительность рабочего дня	3.1
2	Сменность	3.2
Общая оценка по показателям напряжённости труда	3.2

Оценка условий труда операторов по добыче нефти

Вредные факторы	Классы условий труда
	Оптимальный	Допустимый	Вредные	Опасный
			3.1	3.2	3.3	3.4
Химический		+
Биологический		+
Аэрозоли		+
Шум		+
Вибрация локальная		+
Вибрация общая		+
Инфразвук		+
Ультразвук		+
Электромагнитное излучение		+
Ионизирующее излучение		+
Микроклимат						+
Освещенность
Тяжесть труда				+
Напряжённость труда				+
Общая оценка условий труда					+

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 цехах 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. (ГОСТ 12.4.011-89 Средства защиты работающих. Общие требования ГОСТ 12.4.031-84 Средства индивидуальной защиты

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. Оптимальные и допустимые нормы микроклимата для работ разной категории тяжести (Iа, Iб, IIа, IIб, III) в зависимости от времени года определены по ГОСТу 12.1.005-88 “Воздух рабочей зоны”, где установлены общие санитарно-гигиенические требования к температуре, относительной влажности, скорости движения воздуха и содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

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. Оптимальные и допустимые пределы температуры устанавливаются СН-245-71 “Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий”, СНиП 11-33-75 “Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования” и ГОСТ 12.1.005-88 “Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-технические требования”.

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.(ГОСТ 12.4.010-75 «Средства индивидуальной защиты», ПБ в нефтяной промышленности РД 08-200-98, санитарные нормы СН № 3041-84).

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.(СанПиН 2.2.4.548-96)

Производственное освещение.

Также на предприятиях существуют нормы искусственного и естественного освещения. Освещение производится в соответствии с СНиП 23-05-95 “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 освещение должно быть выполнено во взрыво - пожаробезопасном исполнении.

Для кустов скважин установлены следующие нормы электрического освещения (в люксах):

- устья нефтяных скважин, станки-качалки 10

- моторные будки станков-качалок, будки с аппаратурой УЭЦН 10

Рабочие места при подземном и капитальном ремонте скважин:

- устье скважин 25

- лебедка 15

- подъемная мачта 2

-люлька верхнего рабочего 15

Нормы освещенности куста скважин, кустовых объектов при искусственном освещении представлены в таблице 7.2 согласно СНиП 23-05-95.

Таблица 7.2

Нормы освещения при искусственном освещении и КЕО (для III пояса светового климата РФ) при естественном освещении

Характеристика зрительных работ	Наименьший размер объекта различия мм	Разряд зрительной работы	Подразряд зрительной работы	Контраст объекта с фоном	Характеристика фона	Искусственное освещение
						Освещение, люкс
						При системе комбинированного освещения
						всего	В том числе от общего
Средней точности	0.5 - 1	IV	Г	Большой	Светлый	400	200

Производственный шум.

При работе со скважиной кроме химических веществ вредное влияние также оказывает производственный шум - всякий нежелательный звук. Источниками шума в нефтяной промышленности являются грязевые насосы (до 95 дБ.), буровая лебёдка (до 96 дБ.), электродвигатели и т.д. Основополагающими документами, устанавливающими классификацию и нормативные уровни шума и вибрации является ГОСТ 12.1.003-86, ГОСТ 12.1.012-90 и СН№3223-85.

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.

7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

Большинство объектов нефтяной отрасли характеризуются высокой пожароопасностью. Так как добытая на дневную поверхность нефть - легковоспламеняющаяся жидкость, то и требования к объектам технологии повышенные. Противопожарные требования регламентируются ГОСТ 12.1.004-91 и правилами пожарной безопасности - ППБ 01 - 03.

Большую опасность представляют аппараты, емкости и резервуары с горючими жидкостями, т.к. они не бывают заполнены до предела. Огнеопасные жидкости, используемые и обращающиеся в производстве, способны легко загораться при соприкосновении с огнем, искрой или раскаленными предметами и выделять огнеопасные пары, образующие в соединении с воздухом взрывчатые смеси.

Арматура работает под давлением, горючий газ, через неплотности соединений, поступает в открытое пространство или помещение. Концентрация газа опасна, если она находится между нижним и верхним пределом. На рабочем месте (куст скважин) класс пожароопасности АГЗУ присваивается В-1а, а устья нефтяных скважин относятся к классу пожарооопасности В-1г.

Порядок перемещения всех видов транспортных средств на площадке куста устанавливается руководителем работ. На территорию куста должно быть два въезда.

Согласно "Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности", на кусте добывающих скважин должен находиться противопожарный инвентарь в количестве:

Огнетушители пенные (4 шт.);

Ящик с песком вместимостью - 1,0 м³ (2 шт.);

- 3,0 м³ (1шт.);

лопаты . . . . . (4 шт.);

ломы . . . . . (4 шт.);

топоры . . . . . (4 шт.);

багры . . . . . (4шт.);

вёдра пожарные . . . . (4 шт.).

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 электрооборудование соответствующего классу пожароопасных и взрывоопасных зон.

Электробезопасность.

Устройство электроустановок нефтегазодобывающей промышленности должно производиться в соответствии с “Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), а эксплуатация их в соответствии с “Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей” (ПЭЭП) и “Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей” (ПТБ), “Электробезопасность. Общие требования. ГОСТ 12.1.019-79.

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. Заземляются станции управления, АГЗУ, электрооборудование кустовых площадок - видимым контурным заземлением.(ГОСТ 12.1.030-81)

Для защиты людей, работающих с электроустановками, необходимо применять электрозащитные средства, которые подразделяются на изолирующие (оперативные и измерительные штанги, электроизмерительные клещи, диэлектрические перчатки, резиновые коврики и галоши), ограждающие (предупредительные плакаты, переносные ограждения), вспомогательные (для защиты персонала от падения с высоты, для защиты от тепловых, световых, химических, физических воздействий ГОСТ12.4.124-83)

7.1.5 Мероприятия по безопасности при эксплуатации скважин УЭЦН

Основные опасности в данном случае связаны с эксплуатацией электро-оборудования, монтажем (демонтажем) установок.

Согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Технологического регламента на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз»:

1. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных и винтовых насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен проводить электротехнический персонал. Не электротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов.

2. Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществляются только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

3. Корпусы трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети напряжением 380 В.

4. Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметическое уплотнение.

5. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на специальных стойках-опорах не менее 0,4 м от поверхности земли.

6. Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

7. Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

8. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

9. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0.25 м/с. Запрещается подъем установки при неисправном регистрирующем приборе индикатора веса.

10. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Автонаматыватель устанавливается на расстоянии 15-20 м от устья скважины так, чтобы ось кабельного барабана была перпендикулярна плоскости вращения кабельного ролик. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

11. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

12. Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

13. Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.

14. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружного оборудования , могут оборудоваться забойными клапанами - отсекателями, позволяющими поднять скважинное оборудование без глушения.

15. Агрегаты для ремонта скважин должны быть механизированы и оснащены самостоятельным пультом управления спуско-подъемными операциями, расположенным в безопасном месте и снабженным контрольно - измерительными приборами. С пульта управления агрегатом должны осуществляться все технологические процессы и операции на скважине при обеспечении видимости мачты, лебедки и устья скважин.

16. Глушение скважины осуществляется по инструкции, утвержденной главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз». Подготовка скважины к спуску и спуск УЭЦН производится в соответствии с планом работ, утвержденным главным инженером НГДУ (для скважин первой категории) или начальником ЦДНГ (для скважин других категорий).

17. Установка комплектуется на базе ЦБПО ЭПУ транспортировочным крепежом, защитной приемной сетки, токоввода от попадания механических частиц и направляется на скважину для монтажа. Перед отправкой на скважину консервируется составом .

18. Взаимоотношения структурных подразделений при внедрении, ремонте и эксплуатации УЭЦН определяются стандартом акционерного общества СТП 210-95 «Положение о взаимоотношениях центральной базы производственного обслуживания по прокату и ремонту электропогружных установок со структурными единицами ОАО «Сургутнефтегаз», утвержденным главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз» и введенным в действие 19.10.1995г.

19. Расследование аварий, произошедших в скважинах при работе УЭЦН или производстве спуско - подъемных операций с падением УЭЦН на забой скажины, производится в соответствии с «Регламентом о порядке расследования аварий с УЭЦН», а также «Положением о центральной комиссии по расследованию аварий с УЭЦН в скважинах», утвержденными первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» А.С.Нуряевым и 04.01.1997г. и 17.10.1996г. соответственно.

7.2 Оценка экологичности проекта

7.2.1 Влияние проектируемых работ на окружающую среду

Критериям экологической чистоты разработки месторождений нефти и газа технологического процесса производства или его эксплуатации служит количество отходов, образующихся при добычи полезных ископаемых с учетом их токсичности. Эксплуатацию участка на месторождении, рассмотренном в этом проекте, можно считать экологически безопасной, так как в результате анализа произведенных расчетов установлено, что в приземном слое атмосферы максимальной концентрации выбрасываемых вредных веществ из компонентов не превышают предельно-допустимые максимально разовые.

Источником загрязнения на Федоровском месторождении являются выбросы с факелов, утечки газа, разливы нефтепродуктов при образовании неплотностей во фланцевых соединениях и при аварийных ситуациях. В результате аварийных ситуаций происходит загрязнение почвы, озёр и рек.

В начальной стадии эксплуатации месторождения загрязнение почвы и воды происходит при бурении кустов скважин. Это происходит в результате разлива бурового раствора, химреагента. Чтобы избежать (предотвратить) разлив на кустовых площадках, предусмотрены земляные амбары.

Опасные моменты при эксплуатации скважин, производственных объектов на месторождении связаны с разливами нефти, порывами трубопроводов, возможностью воспламенения нефтяных паров и газа, их токсичностью, наличием аппаратов и трубопроводов, работающих под давлением, а также с применением разнообразных механизмов (насосы, компрессоры) и электроаппаратуры. В основном загрязнение почвы, озёр и рек происходит в результате аварий на нефтепроводе. Это происходит из-за коррозии металла, некачественного выполнения сварных швов, превышения давления выше допустимого. Территория вокруг кустовой площадки при аварии загрязняется в результате некачественной обваловки куста или ее отсутствия.

В 2002 году в результате аварии (порыв нефтепровода диаметром 114 мм) на Федоровском месторождении К 307, произошла утечка нефтепродуктов. Было загрязнено 30 м² почвы и 60м² близлежащего озера.

В 2003 году в результате негерметичности сальниковых уплотнителей (К306^б, С 7614) произошла утечка нефти, что привело к разливу нефтепродуктов на территории куста.

Места разливов нефтепродуктов рекультивируются, загрязненный грунт утилизируется (вывозится), а место аварии засыпается свежим грунтом, торфом.

Таблица 7.3

Предельно допустимые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе

Загрязняющее вещество	ПДКМР, мг/м3	ПДКсс, мг/м3	Класс опасности
Диоксид азота NO2	0.085	0.04	2
Диоксид серы SO2	0.5	0.05	3
Оксид углерода СО	5	3	4
Пыль нетоксичная (зона)	0,5	0,05	4
Метан СН4	50 (ОБУВ)	-	4
Бензин нефтяной малосернистый	5	1,5	4

Со всех предприятий взимаются платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов.

Платы взимаются в зависимости от величины выбросов. На основании производственной паспортизации, производится для атмосферных выбросов расчет ПДВ (предельно допустимых выбросов), а для сбросов загрязняющих веществ в водоемы ПДС (предельно допустимые сбросы). ПДВ и ПДС предполагают, что количество атмосферы и водоема после выброса (сброса) в них загрязняющих веществ будет соответствовать предельно допустимым значениям (ПДК).

Масса выбросов в атмосферу, сбросов в воду и размещение отходов, а также плата за них, на Федоровском месторождении в 2002 году, представлена в таблице 7.4

Таблица 7.4

Выбросы, сбросы и размещение отходов загрязняющих веществ в окружающую среду за 2002 год. Федоровское месторождение.

Вещества	Выбросы, т/год	Норматив платы за допустимые выбросы, руб./т	Размер выплат, рубли
Выбросы от стационарных источников
Окись углерода	65.38	0.005	62,76
Диоксид азота	14.78	0.42	1191,86
Окись марганца	0.0011	16.5	3,48
Сажа	0.01	0.33	0,63
Пыль древесная	7.46	0.11	157,55
Свинец	0.0005	55.0	5,28
Выбросы от сгорания на факелах
Диоксид азота	12.7	0.42	1024,13
Окись углерода	158.7	0.005	152,35
Сажа	110	0.33	6996,6
Углероды	90	0.0045	8146,08
Сбросы в водоемы
Взвешенные вещества	0.587	2.95	290,92
Хлориды	0.081	0.007	55,89
Фосфаты	0.030	11.09	0,09
СПАВ	0.023	4.44	17,16
Размещение отходов
Мусор складов		2	18624
АКБ	2.49	2	956,16
Ветошь	0.1	4	76,8
Отработанные масла	9.0	4	6912
Металлолом	11.46	2	5806,08
Замазученный песок, шлам от зачистки резервуаров	-	4	8801,28
	-		Всего 51108,06

Расчёт платы за загрязнения окружающей среды

Плата за загрязнение окружающей среды рассчитывается по формуле:

П_i=М_i N_i К_э К_u, где (7.2)

П_i - плата за загрязнение i-го года,

М_i - валовый выброс (сброс), т/год,

N_i - норматив платы, руб/т,

К_э - коэффициент экологической ситуации,

К_u - коэффициент индексации,

Коэффициент экологической ситуации с 1992 года для Западной Сибири для атмосферного воздуха Кэ = 1.2. Для ХМАО Кэ = 1.2 2 = 2.4. Коэффициент индексации на 2000г Ки = 80.

1.Плата за выбросы от стационарных источников:

Псо = 65.38 0.005 2.4 80 = 62.76 руб.

2.Плата за выбросы от сгорания на факелах:

П_NO2 = 12.7 0.42 2.4 80 = 1024.13 руб.

3.Плата за сбросы в водоёмы:

Для Тюменской области для бассейна Оби Кэ = 1.02 1.05, то есть для ХМАО Кэ = 1.05 2 = 2.1

П_{взв.в-ва} = 0.587 2.95 2.1 80 = 290.92 руб.

4.Плата за размещение отходов.

П_мусор = 48.5 2 2.4 80 = 18624 руб.

5.Общая плата от всех источников: Побщ = 51108.06 руб

7.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

Месторождения нефти разрабатываются по утвержденным проектам и технологическим схемам разработки в соответствии с правилами технической эксплуатации. Составной частью всех технологических процессов при проводке нефтяных скважин, разработке и эксплуатации месторождения, являются мероприятия по охране недр и окружающей среды, направленные на обеспечение эффективности и безаварийности производства, более полное извлечение, и использование нефти и попутного газа. Предусматривается контроль за состоянием почв на месторождении, охватывающий их загрязнение, нарушение, а также качество и своевременность проведения рекультивации земель.

В процессе проводки скважин предусматриваются меры по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, обвалов стенок скважин и других осложнений, для чего нефтяные, газовые и водоносные интервалы в скважинах изолируются друг от друга эксплуатационными колоннами, с высоким качеством их цементирования.

Предупреждаются механические порывы нефтепроводов и водоводов, движение транспорта организуется только по проложенным дорогам и выставляются предупредительные знаки и аншлаги. Предусматривается защита нефтепромыслового оборудования от внешней и внутренней коррозии, путём применения ингибиторов и изоляционного покрытия трубопроводов. Охрана атмосферного воздуха на месторождении обеспечивается герметичной системой сбора и транспорта нефти и утилизацией попутного газа.

В процессе добычи скважинной продукции неизбежны загрязнения, отрицательно влияющие на окружающую среду. Для сбора разлитой нефти используют автоцистерны, снабженные вакуумным насосом. При невозможности сбора замазученности применяют бактерии, которые способствуют быстрому разложению углеводородов, либо замазученный грунт собирается и очищается на специальном оборудовании. Выделяются специальные площадки для: сбора мусора и металлолома, который затем сдается в утиль. Особое внимание уделяется мероприятиям по недопущению розливов технологических жидкостей при производстве текущих и капитальных ремонтов скважин. Для этого используются специальные технологические ёмкости, оборудованные запорной арматурой.

В НГДУ "Федоровскнефть" проводится большая работа по ликвидации замазученности территорий. Для ликвидации разливов существует аварийная служба, используется серийное оборудование, адсорбенты (для ускорения биологического разложения нефти).

7.3 Чрезвычайные ситуации

На месторождении могут возникнуть различные чрезвычайные ситуации (ЧС). Путем экспертных оценок на месторождении НГДУ "Федоровскнефть” учитывая климатические условия можно спрогнозировать виды ЧС:

Природного характера:

лесные и торфяные пожары (площадки кустов оборудуются обваловкой);

сильные морозы (ниже - 40 С^о) (изменяется структура металла);

метели и снежные заносы (сооружаются заградительные щиты).

Техногенного характера:

пожары (своевременно устраняются утечки нефти и газа, проводится инструктаж рабочих);

отключение электроэнергии (своевременное устранение аварий);

аварии, взрывы и т.п (соблюдение техники безопасности при работе с открытым огнём).

Специфической особенностью большинства объектов нефтегазовой промышленности является наличие значительного объема нефти и газа, что обуславливает возникновение аварий, пожаров, взрывов, затоплений, опасного поражения местности и атмосферы сильнодействующими ядовитыми веществами.

Наибольшую опасность при ведении спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ (СНАВР) на объектах нефтегазовой промышленности представляют пожары, возникающие при разрушении технологических емкостей, аппаратов, трубопроводов и оборудования, сильная загазованность, грозящая отравлениями и взрывами, задымленностью и затопленностью нефтью или нефтепродуктами территории.

Спасательные работы на загазованных и задымленных участках в первую очередь направлены на эвакуацию из опасных районов в безопасные места всего незащищенного населения и только затем укрываемых, находящихся в герметичных защитных сооружениях, обеспечивающих регенерацию внутреннего воздуха.

К характерным видам СНАВР на объектах нефтегазовой промышленности относятся также сбор и тушение растекающейся горячей нефти и нефтепродуктов или их отвод в безопасные места; охлаждение горящих и соседних емкостей, аппаратов и другого оборудования; создание дополнительных ограждающих валов; перекачки нефти и нефтепродуктов из горящих, разрушенных или поврежденных аппаратов в свободные или специальные аварийные; снижение давления в аппаратах, работающих под давлением, или наоборот повышение до атмосферного в вакуумных аппаратах, отключение аварийных участков и т.д.

7.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

Скважины пластов АС 4-8 Фёдоровского месторождения отличаются повешенными газовыми факторами, поэтому при эксплуатации, а особенно при проведении различных ремонтов велика вероятность нефте-газопроявлений, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. При определенной концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой области.

Определим параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусту. Взрыв выкидной линии.

Исходные данные:

Масса газовоздушной смеси, (т), Q 1,1.

Расстояние от эпицентра взрыва до

АГЗУ "Спутник", (м), r 50.

Радиус зоны детонационной волны (R₁) (первая зона) рассчитывается по формуле:

R₁ = 18.5 ³ Q (7.2)

R₁=18,5 ³v1,1 = 19,1 (м)

В пределах этой зоны избыточное давление ?Р_ф1 = 900 кПа.

Следующая зона от центра взрыва - зона ударной волны. Объекты, находящиеся в этой зоне, получают разрушения в зависимости от удаления от эпицентра взрыва.

Определим степень разрушения АГЗУ "Спутник" в результате взрыва.

Определим давление во фронте ударной волны:

?Р_ф2 =f (r/R₁). (7.3)

В нашем случае величина ?Р_ф2 равна 65,5 кПа. Это говорит о том, что в результате взрыва АГЗУ "Спутник" получит разрушения средней степени.

Определим радиус зоны смертельного поражения людей (R_спл):

R_спл = 30 ³ Q (7.4)

R_спл= 30 ³v1,1 = 31 (м).

Согласно схеме расстановки на кусту (рис. 7.1) при взрыве 1,1 т газовоздушной смеси полному разрушению подвергнутся скважины и наземные кабеля, находящиеся на расстоянии 19 м по обе стороны от эпицентра взрыва, т.е. находящиеся в зоне детонационной волны, где Р_ф1 = 900кПа. Во второй зоне находится АГЗУ "Спутник" и тансформаторная подстанция со станцией управления (СУ), которые будут подвергнуты среднему разрушению, т.к. Р_ф2 = 65,5 кПа.

Люди, находящиеся на расстоянии до 31 м от центра взрыва погибнут, так как такова зона смертельного поражения людей.

Все объекты, находящиеся в третьей зоне практически не пострадают.



Рисунок 7.1. Взрыв газовоздушной смеси.

1 - зона детонационной волны, радиусом R₁ (м);

2 - зона ударной волны, в которой r-расстояние от центра взрыва до элемента предприятия;

R_спл - зона смертельного поражения людей;

3 - радиус безопасного удаления (R_бу), где Р_ф3 = 5 кПа.

Выводы: Специфической особенностью большинства объектов нефтегазовой промышленности является наличие значительного объема нефти и газа, что обуславливает возникновение аварий, пожаров, взрывов, затоплений, опасного поражения местности и атмосферы сильнодействующими ядовитыми веществами. На объектах НГДУ «Фёдоровскнефть» существуют множество потенциально опасных и вредных производственных факторов. Особого внимания заслуживают пожаробезопасность, электробезопасность и травматизм. 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.

При эксплуатации скважин УЭЦН, во избежание несчастных случаев, повышенные требования предъявляются к электробезопасности : к персоналу, заземлению, электрооборудованию и технологии проведения работ.

В целом, анализируя степень риска за 2000г. (R = 0.0005172), НГДУ "Фёдоровскнефть" можно считать предприятием с малой степенью риска.

ЗАКЛЮЧЕНИЯ, ВЫВОДЫ, РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведя итог данного проекта по Федоровскому газоконденсатонефтяному месторождению, приходим к следующим выводам:

Геологические условия на месторождении позволяют успешно эксплуатировать установки электроцентробежных насосов. Пластовая температура, залегание продуктивных горизонтов, давление насыщения, газосодержание, пластовое давление, физико-химическая характеристика нефтей на данном месторождении соответствуют требованиям УЭЦН.

Месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти. Более половины действующего фонда добывающих скважин эксплуатируется с обводненностью продукции 90 % и более. Всего с начала разработки месторождения добыто 487278,138 тыс.тонн нефти, что составляет 71,9% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). В 2003 году НГДУ «Федоровскнефть» добыто 10984.472 тыс.тн нефти, в том числе 10832.372 тыс.тонн по Федоровскому месторождению и 6193.351млн.н.м³ газа, в том числе 5505,322 из "газовой шапки" пласта АС_4-8. Обводнённость на конец года составила 91,04 %, увеличилась на 0,64% по сравнению с прошлым годом. Перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторождении связана с промышленным освоением объектов АС_4-8.

Для поддержания пластового давления применяют заводнение. Количество скважин под закачкой увеличилось с 1145 на 01.01.2003 до 1264 скважин на 01.01.2004. Закачка воды по месторождению за год составила 151085.910тыс.м³, накопленная закачка 2417097.184тыс.м³. Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила 110,3%. Это позволяет поддерживать пластовое давление и не дает упасть до давления насыщения, что положительно влияет на работу скважин, оборудованных УЭЦН.

Действующий фонд добывающих скважин в начале года составлял 2674, в конце - 2608 скважин. Наиболее существенно произошло перераспределение фонда по пластам АС_4-8 (+211 скважин) и БС₁₀ (-253 скважины). Основной способ эксплуатации насосный (ЭЦН, ШГН), основная доля добычи нефти приходится на ЭЦН. Добыча нефти в 2003 году установками ЭЦН составила 9683.701тыс.тн.

В дипломной работе рассмотрены вопросы способа эксплуатации скважин с помощью УЭЦН, проведен анализ работы фонда УЭЦН.

По сравнению с прошлым годом наблюдается снижение неэффективных ремонтов, аварий на скважинах оборудованных ЭЦН, выполнена программы оптимизации режимов работы скважин, что приводит к увеличению прироста добычи нефти. Но в свою очередь остаются ещё не до конца решённые вопросы в эксплуатации частоотключающихся, часторемонтируемых и горизонтальных скважин. Нарушения технологии эксплуатации и проведения ремонтов приводят к аварийным отказам и работе за пределами рекомендуемых режимов, что снижает эффективность работы скважин фонда УЭЦН.

Анализ работы фонда скважин оборудованных УЭЦН на Федоровском месторождении показывает, что для повышения надежности и эффективности работы скважин оборудованных ЭЦН необходимо выделить несколько направлений:

Необходимо провести ряд мероприятий по повышению МРП и предупреждению неэффективных ремонтов и аварий:

Обеспечить внедрение износостойких импортных УЭЦН фирмы ОДИ - 74шт.,

Обеспечить внедрение УЭЦН с двухопорной конструкцией рабочих органов -350шт., УЭЦН с углепластиковыми колесами 85шт.

Обеспечить выполнение мероприятий по переводу на ШГН низкодебитных, часторемонтируемых скважин УЭЦН 20шт.

Применять ЭЦН с диспергирующими ступенями производства ЦБПО ЭПУ для УЭЦН -80,125.

Обеспечить соблюдение допустимого количества мех.примесей в жидкости глушения не более 100 мг/л.

Скреперование и промывка эксплуатационных колонн в скважинах с высоким КВЧ.

Усиление контроля за работой подрядных организаций.

Повышение качества вывода скважин на режим.

Мероприятия по работе с импортными УЭЦН:

Исключение внедрения УЭЦН фирмы «ODI» на скважинах с прорывным газом.

Спуск УЭЦН на новых НКТ отечественного производства.

Основным осложняющим фактором при эксплуатации горизонтальных скважин остается влияние газа. Предложения по решению проблем, возникающих при эксплуатации горизонтальных скважин:

Внедрение клапанов фонтанирования.

Оснащение скважин ТМС для определения параметров работы скважин пласта АС5-8 с повышенным газосодержанием.

Оснащение фонда станциями управления нового поколения.

Внедрение малогабаритных УЭЦН (по длине и наружному диаметру).

При бурении горизонтальных скважин предусмотреть участки на глубинах 1500-1700 метров (интенсивность набора кривизны не более 3 - 6 минут на 10 метров).

ЛИТЕРАТУРА

Отчет о научно-исследовательской работе "Технологическая схема разработки Федоровского месторождения". -Договор Н.94.94.ТФ 10; том 1,2.

Амелин И.Д. Андриасов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. - М.: "Недра", 1978.

Еронин В.А. «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». -

М.: "Недра", 1970г.

Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа». - М.: "Недра", 1984 г.

Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз». - Сургут, 2001г.

Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. - Сургут, 1999г.

ОАО «Сургутнефтегаз» НГДУ «Федоровскнефть» «Общая пояснительная записка». - Сургут, 2003г.

Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: "Недра", 1979.

Методические указания по организационно-экономической части диплома.-Тюмень, 1998.

Размещено на Allbest.ru

...