Рассмотрим каждую из этих скважин в отдельности.

Скважина № 576.

Срок выработки запасов для данной скважины 33,9 года при дебите скважины по нефти 5,2 т/сут при депрессии 5,68 МПа. Обводненность продукции скважины 72%. Для снижения срока выработки необходимо увеличение дебита скважины по нефти, с проведением водоизоляционных работ. Увеличение дебита скважины за счет повышения депрессии нецелесообразно, хотя забойное давление, при котором в данный момент эксплуатируется скважина составляет 11,7 МПа, а давление насыщения нефти газом составляет 6,21 МПа. Следует учесть процент воды в продукции. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытого скважиной, равна 12,3 м. Это чуть больше средней эффективной нефтенасыщенной толщины по пласту (9 м). Скважину нельзя отнести к низкодебитной (Qж=21м³/сут). Но вследствии высокой доли воды в продукции дебит по нефти составляет 5,2 т/сут. По данным геофизических исследований, проводившихся в этой скважине, было определено, что имеет место подошвенная вода, источником появления воды в скважине являются нижние перфорационные отверстия. Следовательно, учитывая данный факт, необходимо будет планировать осуществление на данной скважине, в первую очередь, водоизоляционных работ.

После проведения ВИР следует произвести работы связанные с увеличением фильтрационных способностей призабойной зоны пласта.

В данный момент состоит в простаивающем фонде по причине заклинивания штанг.

Скважина № 574.

Для данной скважины срок выработки запасов 170,6 года при дебите скважины по нефти 0,5 т/сут и депрессии 6,05 Мпа. Но дебит скважины по жидкости составляет 14м³/сут, следовательно, необходимо также увеличение дебита по нефти путём проведения на скважине водоизоляционных работ. Забойное давление, при котором эксплуатируется скважина - 12,1 МПа, то есть намного выше давления насыщения, но снижать его в целях повышения депрессии (дебита) не рекомендуется опять-таки по причине высокой обводнённости. По проведенным на скважине геофизическим исследованиям (в частности ИННК) установлено, что причиной высокого процента воды в продукции, как и в предыдущем случае, является подошвенная вода прорвавшаяся по высоко проницаемым пропласткам. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытого скважиной, равна 12 м, что так же больше, чем средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту (9 м). Следовательно, скважина имеет большой потенциал, реализовать который можно лишь за счет повышения дебита по нефти путём изоляции водопритока.

Таким образом, имеем две скважины с одинаковой сложившейся ситуацией, и следовательно задачи для решения этой проблемы будут аналогичны.

Для обеспечения изоляции водопритока в скважине предложим использование специальных реагентов. В ЦДНГ - 10 на данный момент успешно применяются ВИР с помощью жидкого стекла, кислотных гелей, КАРФАСа, СНПХ и других реагентов.

Учтя эффективность действия каждого из методов, срок работы скважины с эффектом, а так же немаловажный на сегодняшний день финансовый показатель можно предложить к использованию ВИР КАРФАС. Результаты проведения этого метода в ЦДНГ - 10 за 2001 год приведены в таблице 5.2.

Исполнителем такого рода работ является ООО «Урал Дизайн» совместно с ОАО «ЧУРС», поэтому детальная технология, а так же состав препаратов, использующихся для проведения данного вида работ является коммерческой тайной.

Проанализировав действие этого метода по примеру других скважин можно дифференцированно вывести показатель, учитывающий увеличение дебита скважины после проведения на ней мероприятия, ориентируясь на начальный дебит по нефти. Результаты расчёта приведены в таблице ниже:

№ п/п	Начальный Qн, т/сут	Множитель характеризующий увеличение сл. параметров:
		Qн, т/сут	Qж, м3/сут	% воды
1	0,0-1,0	9,10	1,84	0,73
2	1,0-5,0	1,75	1,24	0,68
3	5,0-15,0	1,53	1	0,84

Так же для сравнения на рисунке 5.3 представлен график работы скв. № 68 Чураковского месторождения Чураковского поднятия пласта Т, на которой был применён данный метод.

Следующим этапом для повышения нефтеотдачи пласта является проведение на скважине работ, связанных с увеличением проницаемости призабойной зоны. Постольку, поскольку имеем дело с карбонатным коллектором, наиболее эффективным методом является солянокислотная обработка.

На сегодняшний день большую популярность получила СКО с замедлителем, осуществляющаяся так же ООО «Урал Дизайн» совместно с ОАО «ЧУРС».

Характеристика эффективности проведения данного метода за 2001 год приведена в таблице 5.2.

Аналогичным образом сведём результаты проведения этого мероприятия на некоторых скважинах в таблицу ниже:

№ п/п	Начальный Qн, т/сут	Множитель характеризующий увеличение сл. параметров:
		Qн, т/сут	Qж, м3/сут	% воды
1	0,0-1,0	10	8,66	0,66
2	1,0-5,0	1,79	1,63	0,91

Так же на рисунках 5.4-5.9 так же для примера представлены графики работ некоторых скважин.

Технология проведения СКО предусматривает обязательную установку пакера в интервале проведения ВИР.

Далее определим эффект проведения предложенного комплекса мероприятий по каждой скважине с учётом полученного результата от первого метода ( от ВИР). Результаты ожидаемого эффекта представлены в таблице ниже:

№ п/п	№ скв.	Имеющийся на 28.04.02г.	Предполагаемый с учётом коэфф.
		Qн, т/сут.	Qж, м3/сут.	% воды	Qн, т/сут.	Qж, м3/сут.	% воды
1	574	0,5	14,0	96,0	8,5	25,0	66,0
2	576	5,2	21,0	72,0	11,6	29,0	51,0

Как видно из таблицы, предполагаемые параметры эксплуатации скважины после проведения всех мероприятий вполне соответствуют нормальной работе скважины. Следует отметить, что для большей уверенности, при оценке экономической эффективности в дальнейшем, показатели среднего дебита по нефти были намеренно занижены примерно на 20%.

С учётом предполагаемых дебитов по нефти можно по новому оценить сроки выработки остаточных извлекаемых запасов. По скв. №№ 574 и 576 они составили 10 и 15 лет соответственно.

В результате проведения предлагаемых мероприятий произойдет сокращение срока выработки запасов в целом по залежи, а так же ожидается улучшение выработки остаточных запасов за счет увеличения радиусов зон дренажа (рис. 5.2) для выделенных скважин, а также обеспечится прирост добычи нефти за месяц примерно на 600 т.

VI. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

Прирост прибыли предприятия за счёт внедрения рекомендуемых мероприятий, или иными словами экономическую эффективность, можно рассчитать по формуле:

?П=Э=П_н-П_б,

где: ?П - прирост прибыли, руб.,

Э - экономическая эффективность, руб.,

П_н - прибыль по новому варианту ( с условием применения рекомендуемых мероприятий), руб.,

П_б - прибыль по базовому варианту ( без применения мероприятий), руб.,

П_н= (Ц-с_1тн)*Q_н,

где: Ц - цена от реализации 1 тонны нефти, руб/т., (Ц=1317руб/т.)

с_1тн - себестоимость добычи 1 тонны нефти по новому варианту, руб/т.,

Q_н - добыча нефти по новому варианту за период Т, т.,

П_б= (Ц-с_1тб)*Q_б,

где: с_1тб - себестоимость добычи 1 тонны нефти по базовому варианту, руб/т.,

Q_б - добыча нефти по базовому варианту за период Т, т.,

Т - срок действия мероприятия, без снижения среднесуточного дебита скважины по нефти, сут.,(365 сут.),

Технологическая эффективность рекомендованных мероприятий представлена в таблице ниже:

№ скв.	Вид мероприятия	Затраты, тыс. руб.	Дополнительная добыча нефти, т/сут
574	ВИР «КАРФАС»	575,5	8,0
	СКО с замедлит.	236
576	ВИР «КАРФАС»	575,5	6,3
	СКО с замедлит.	236
Всего:		1623	14,3

Q_н=Q_б+?Q,

?Q - прирост количества добываемой нефти за счёт проведения мероприятий за весь срок действия Т, т.,

Величина с_1тн определяется расчётом:

с_1тн= С_н/Q_н,

С_н - стоимость добычи Q_н, руб.,

С_н= С_б+?С,

С_б - стоимость добычи Q_б, руб.,

?С - прирост текущих затрат в новом варианте,

?С=З_мер+?С_пер,

З_мер- затраты на реализацию мероприятия, (З_мер= 1535,6 тыс. руб.),

?С_пер - прирост переменных затрат в следствие увеличения объёма добываемой нефти,

?С_пер= с_пер*?Q,

с_пер - переменные затраты в себестоимости 1 тонны нефти в базовом варианте (определяется путём выборки переменных затрат из калькуляции), руб/т., (с_пер=294 руб/т.),

с_1тб=980 руб.

Q_б=2080,5 т.,

Q_н= 7336,5 т.,

?Q= 5265 т.,

?С_пер=294*5265=1547,91 тыс. руб.,

?С=1623+1547,91=3170,91 тыс.руб.,

Сб=980*2080,5=2038,89 тыс. руб.,

С_н=2038,89+3170,91=5209,8 тыс. руб.,

с_1тн=5209,8 /7,3365 =710 руб/т.,

?П=Э=(1317-710)*7336,5-(1317-980)*2080,5=3752,127 тыс. руб.,

Экономическая эффективность рекомендуемых мероприятий представлена в таблице ниже:

№	Показатели	Базовый вариант	Предлагаемый вариант	Экономическая эффективность
1	Объём добычи нефти, т.	2080,5	7336,5	5265
2	Себестоимость 1т нефти, руб.	980	710	270
3	Прибыль от реализации, тыс. р.	701,1	4453,255	3752,127

Рассчитанный общий прирост прибыли необходимо разбить по факторам, то есть:

?П=?П_себ+?П_?Q,

где: ?П_себ - прирост прибыли за счёт снижения себестоимости 1 тонны нефти,

?П_себ=Q_б*(с_б-с_н),

?П_себ=2080,5*(980-710)=561,735 тыс. руб.,

?П_?Q - прирост прибыли за счёт увеличения количества добываемой и реализованной нефти,

?П_?Q=?Q*(Ц-с_н),

?П_?Q=5265*(1317-710)=3195,85тыс. руб.,

Следовательно:

?П=561,735 +3195,85=3752 тыс. руб.

Диаграммы сравнения экономической эффективности рекомендуемых мероприятий представлены в графическом приложении 4.

VII. ОХРАНА ТРУДА И ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА

7.1 Общие положения

В нефтяной промышленности принята единая система работ по созданию безопасных условий труда.

Единая система предусматривает:

Ш Определение функций производственных подразделений и обязанностей должностных лиц по созданию безопасных условий труда;

Ш Порядок обучения персонала безопасным методам работы;

Ш Формы и методы пропаганды вопросов охраны труда;

Ш Организацию и порядок осуществления ведомственного (оперативного) контроля состояния условий труда;

Ш Порядок разработки и осуществления мероприятий по безопасным и здоровым условиям труда;

Ш Расследования и анализ несчастных случаев на производстве, нарушения правил и норм безопасности, порядок оперативной информации по профилактике производственного травматизма;

Ш Рекомендации по материальному стимулированию улучшений условий труда.

Кроме единой системы по созданию безопасных условий труда в нефтяной промышленности действуют и являются обязательными для всех предприятий и организаций «Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности».

В задачу охраны труда на предприятии входит предупреждение и устранение производственного травматизма и профессиональной вредности, ликвидация несчастных случаев и профессиональных заболеваний работников, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов.

Своевременное и качественное обучение работников безопасным методам и приёмам работы - одно из основных средств предупреждения производственного травматизма.

Обучение работников безопасным методам работы проводится на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» независимо от характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы, образования и квалификации работников по данной профессии и должности.

Администрация ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» обеспечивает своевременное и качественное обучение работников безопасным методам и приёмам работы при поступлении их на работу, непосредственно на рабочих местах или на специальных курсах, разрабатывает инструкции по безопасному ведению работ, программы инструктажей и других видов обучения, обеспечивает руководителей подразделений необходимыми инструкциями, программами, пособиями и др.

Работники к самостоятельной работе допускаются только после прохождения инструктажей по безопасному ведению работ, предварительно прошедшие производственное обучение по специальным программам с последующей проверкой знаний и получением соответствующего удостоверения.

Методическое руководство и контроль за правильной организацией, своевременным и качественным обучением работников безопасным методам работы и правильным оформлением документации возлагается на работников службы техники безопасности.

Общие положения по охране труда на предприятии определяются Инструкцией по охране труда и ГОСТами.

В соответствии с данными положениями в Кунгурском нефтяном районе ведется работа по улучшению условий труда на рабочих местах. Для этих целей был разработан

комплексный план улучшения условий охраны труда и план санитарно - оздоровительных мероприятий. При выполнении этого плана было сокращено 14 рабочих мест, не соответствующих требованиям охраны труда, а также улучшены условия труда 28 человек.

В течение года было реконструировано 3 водораспределительных пункта в цехе поддержания пластового давления, смонтировано две системы вытяжной вентиляции с улучшенными характеристиками, улучшено освещение ТХУ «Кокуй» путём монтажа дополнительных светильников, на блочных кустовых насосных станциях производится замена ручных задвижек на автоматические задвижки с электроприводом.

В Кунгурском нефтяном районе проводится большая профилактическая работа по предупреждению производственного травматизма. В течении года было поведено 584 проверки объектов, из них 64 постоянно действующей комиссией по безопасности труда. Выявлено 71 нарушение правил техники безопасности и пожарной безопасности. Устранено 64 нарушения. Все объекты Кунгурского нефтяного района, которые подлежат паспортизации, имеют санитарно-технические паспорта.

В Кунгурском нефтяном районе на все рабочие места разработаны и утверждены соответствующие инструкции, которые сведены в «Сборник инструкций по технике безопасности для Кунгурского нефтяного района» и размножены. Всего разработано 118 инструкций, в которых рассмотрен порядок проведения всех работ, необходимых для добычи нефти, даны характеристики отравляющих веществ, технические характеристики оборудования, машин и др.

7.2 Техника безопасности при воздействии на призабойную зону пласта

7.2.1 Общие требования

Работы по проведению операций по воздействию на ПЗП (кислотная обработка, гидроакустическое воздействие, вибродепрессионное химическое воздействие, гидроразрыв пласта, термохимическая обработка и др.) являются сложными и проводятся специально подготовленными бригадами.

Члены бригад, участвующие в проведении этих операций перед началом работ должны пройти инструктаж по безопасному их проведению с регистрацией в журнале.

Работающих необходимо ознакомить:

Ш с характером и правилами безопасного проведения работ;

Ш с возможными опасными моментами и мерами их предотвращения;

Ш со схемой расстановки и обвязки спецтехники.

Площадка для размещения спецтехники и коммуникаций на скважине должна быть подготовлена и освобождена от посторонних предметов, замазученности.

Персонал обеспечивается спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты согласно отраслевых норм.

Спецтехника для проведения воздействия располагается не ближе 10 м от устья скважины. Расстояние между агрегатами не менее 1 м, а кабины их не должны быть обращены к устью скважины, с возможностью беспрепятственного выезда.

При использовании легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) спецтехника удаляется от устья скважины не менее, чем на 25 м, а расстояние между ними должно быть не менее 6 м.

Расположение спецтехники в пределах охранной зоны линий электропередач не допускается.

При работе с ЛВЖ необходимо руководствоваться «Временной инструкцией по безопасности труда при обработке скважин растворителями».

После расстановки спецтехники проверяется исправность:

ь агрегатов и напорных линий;

ь лестниц, площадок и ограждений;

ь манометров защитных кожухов и предохранительных клапанов;

ь резьб на трубах и быстросъемных соединениях, искрогасителей на выхлопных трубах;

ь наличие связи с диспетчером;

ь наличие аптечки, необходимого запаса, воды для. питья и технологических целей.

Обвязка спецтехники с арматурой устья скважины осуществляется трубами, и шарнирными коленами высокого давления. Применение элементов не заводского исполнения не допускается.

При сборке напорного трубопровода из быстросъемных соединений, необходимо проверить состояние сопряженных поверхностей конусов и гнезда конуса, а также резинового уплотнения и исправность резьб.

Во избежание провисания под нагнетательной трубопровод подкладывают упоры, а на поворотах - шарнирные угольники.

После обвязки нагнетательный трубопровод опрессовывается водой на

полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Давление опрессовки выдерживается в течение 5 минут, затем снижается до рабочего и производится осмотр нагнетательной линии руководителем работ. Если имеются утечки, давление - в линии снижается до атмосферного, производится ее докрепление, или выбраковка отдельных соединений и опрессовка повторяется. Результаты опрессовки оформляются актом.

При опрессовке нагнетательной линии весь персонал, за исключением машиниста насосного агрегата, удаляется в безопасную зону. Руководитель работ при этом должен иметь возможность наблюдать возможные пропуски жидкости.

Запрещается производить работу на коммуникациях, подтягивать соединения, устранять течи и выполнять другие ремонтные работы во время закачки.

Перед проведением ремонтных работ на нагнетательном трубопроводе необходимо стравить давление на агрегате до атмосферного. При работе с кислотой необходимо промыть манифольдную линию чистой водой.

Ответственность за нарушение требований данной инструкции несет непосредственно исполнитель работ (ООО «Урал-дизайн» и ОАО «ЧУРС»).

7.2.2 Обработка скважин кислотами

Обработка скважин кислотами производится по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

Персонал бригады должен быть обеспечен и обязан пользоваться кислотозащитной спецодеждой, резиновыми сапогами и перчатками, защитными очками с герметичной оправой.

Запрещается работа, в темное время суток и при силе ветра более 15 м/сек.

Перевозка кислоты должна осуществляться специальными кислотовозами или в бутылях с деревянными обрешетками или в плетеных корзинах с ручками. Другие грузы и людей при этом перевозить запрещается. Переносить бутыли с кислотой необходимо вдвоем. Не допускается переносить бутыли с кислотой на спине или плече.

Разливы кислоты смываются водой или нейтрализуются 5 % раствором щелочи.

При сливе кислоты в мерник из бутылей, должна оборудоваться удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим.

При приготовлении раствора необходимо лить кислоту в воду.

При работе с кислотами персонал должен находиться с наветренной стороны во избежание попадания паров кислоты в организм.

Процесс приготовления кислотного раствора должен производиться под наблюдением мастера.

Цистерны для хранения и транспортировки кислоты должны быть оборудованы дыхательными сапунами и уровнемерами.

7.3 Разработка рекомендаций по охране труда и технике безопасности

Одним из наиболее опасных факторов, имеющих место при добыче нефти считается статическое электричество.

Нефть, нефтепродукты, нефтяные и природные газы, а также различные получаемые из них полимерные продукты, обладая низкой электропроводностью, являются диэлектриками.

Вследствие этого они способны накапливать электрические заряды, появляющиеся при трении слоев жидкости или газа друг о друга. Накопление статического электричества может привести к электрическому разряду. Разряды статического электричества могут быть причинами взрыва, пожаров, аварий и несчастных случаев.

Электрические заряды возникают в процессах перекачки нефтепродуктов по трубопроводам и резиновым шлангам, при фильтрации через пористые материалы, при разбрызгивании жидкостей и т.д.

Особенно сильная электризация происходит при перекачке и фильтрации. Существуют следующие способы минимизации возможной опасности разряда статического электричества:

Заземление оборудования, коммуникаций и емкостей, в которых существует возможность возникновения статического электричества, способного накапливаться;

Увеличение поверхностей проводимости емкостей;

Ионизация воздуха или среды, в частности, внутри аппаратов, емкостей и т.д.;

Предотвращение образования взрывоопасных концентраций. Выбор способа предотвращения образования взрывоопасных концентраций на практике производится в зависимости от его эффективности в конкретных условиях;

Применение специальных трубных размагничивающих приборов, предотвращающих появление статического электричества.

Также для недопущения накопления электрических зарядов при переливании и фильтрации жидкостей - диэлектриков предлагается пользоваться емкостями с воронкой из токопроводящего материала, сосуды и воронки заземлять через гибкие медные или другие токопроводящие материалы.

При наливе нефтепродуктов в цистерны и другие технологические емкости необходимо заглублять наливной шланг под уровень наливаемой жидкости. Емкость должна иметь заземление. Также рабочие должны быть оснащены спецодеждой из материалов, не способных накапливать заряды статического электричества.

7.4 Контроль воздушной среды на объектах Кунгурского нефтяного района

На объектах Кунгурского нефтяного района при эксплуатации технологических установок, резервуарных парков, нефтесборных пунктов, блочных кустовых насосных станций на сточной воде существует опасность загазованности воздушной среды в производственных помещениях и на открытых площадках вредными взрывоопасными концентрациями нефтяных паров и газов.

Одним из основных мероприятий по предотвращению взрывов и пожаров, а также отравления персонала токсичными парами и газами на производственных объектах является контроль воздушной среды, позволяющий своевременно принимать меры для устранения источников парогазовыделений.

В целях недопущения возникновения опасных концентраций газов и паров на объектах добычи нефти и газа должен быть организован систематический контроль воздушной среды в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок.

Для определения загазованности воздушной среды и своевременного устранения причин загазованности в производственных помещениях класса В-1А (кроме АГЗУ «Спутник») должен быть организован непрерывный контроль воздушной среды, автоматическими стационарными сигнализаторами сблокированными с аварийной вентиляцией.

Помимо стационарных приборов на период их обслуживания необходимо применять переносные газоанализаторы.

Порядок установки стационарных сигнализаторов и газоанализаторов до взрывоопасных и предельно - допустимых концентраций паров и газов определяется проектом.

При отсутствии стационарных автоматических газоанализаторов и сигнализаторов, необходимо осуществлять периодический контроль воздушной среды переносными газоанализаторами.

Периодический контроль воздушной среды на объектах должен осуществляться химическими лабораториями предприятий, цехов, а также обслуживающим персоналом объекта (цеха, службы, участка). Эти лица должны быть обучены работе с переносными газоанализаторами, способами отбора проб воздуха и иметь соответствующее удостоверение, выданное тарифно-квалификационной комиссией предприятия (учебного заведения).

Приказом по ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» должны быть определены лица, на которых возложена ответственность за своевременность и точность анализов проб воздуха, доведение показаний приборов до сведения начальников цехов, мастеров.

В каждом цехе на участке работ должен быть определен перечень вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных работ при ведении технологического процесса, ремонтах и в аварийных случаях, а также должен быть установлен класс опасности вредных веществ в соответствии с ГОСТ.

В перечне должны быть указаны предельно-допустимые концентрации (ПДК) паров и газов в объемных процентах (%) и весовых (мг/м³) единицах.

Также должен быть составлен перечень приборов, применяемых для контроля воздушной среды. Количество и типы переносных и стационарных приборов должны определяться с учетом технологических особенностей объектов. Эти перечни должны утверждаться главным инженером «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Отбор проб воздуха и его анализ должен проводиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации газоанализаторов и пробоотборных устройств.

При обнаружении в воздухе газов и их паров выше ПДК, необходимо:

· Оповестить руководителей объекта или старшего по смене исполнителей газоопасных работ, а также находящихся в опасной зоне людей;

· Принять меры по предупреждению отравления людей и ликвидации аварийной ситуации;

· Работать в противогазе (в фильтрующем - марки «В», «КД» на открытом воздухе, в шланговом - марки ПШ-1, ПШ-2 в емкостях, колодцах, закрытых помещениях);

· Организовать контроль воздушной среды до ликвидации опасной загазованности не реже, чем через каждый час;

· Обозначить загазованную зону знаками безопасности (с учетом направления ветра);

· Принять меры по предупреждению захода (заезда) в загазованную зону посторонних лиц, транспортных средств и животных. При необходимости организовать посты.

При обнаружении в воздухе сероводорода в концентрациях, близких к 0,5 % объемных (7594 мг/м³), допустимых для фильтрующих противогазов необходимо:

· Выйти из опасной зоны;

· Сообщить о создавшейся аварийной обстановке ответственному руководителю и исполнителю работ, руководителю объекта или старшему по смене;

· Вызвать газоспасателей, дальнейшие работы проводить по плану ликвидации возможных аварий.

После принятия мер по ликвидации загазованности должны проводиться повторные анализы воздушной среды с занесением результатов анализов в журнал (приложение № 1).

Контроль за состоянием воздушной среды в производственных помещениях и на наружных установках организовывает руководитель объекта (подразделения).

Контроль за организацией и проведением этой работы в целом по Кунгурскому нефтяному району возлагается на главного инженера.

Контроль за правильностью и бесперебойностью работы стационарных и переносных газоанализаторов и сигнализаторов, средств сигнализации должен осуществляться отделом метрологии по графику, утвержденному главным инженером в сроки, предусмотренные инструкцией завода-изготовителя на данный тип прибора.

Сигнализаторы и газоанализаторы подлежат государственной поверке в установленные сроки.

Контроль воздушной среды в газоопасных местах

Газоопасными являются такие места, в воздухе которых имеются или могут внезапно появиться вредные и взрывоопасные пары в концентрациях, превышающих ПДК.

На каждом объекте должен быть определен перечень мест, где требуется периодический контроль воздушной среды переносными газоанализаторами, утвержденный главным инженером. При этом должны быть учтены наиболее вероятные места выделения и скопления паров нефти и нефтяных газов и сероводорода.

Эти места определяются исходя из требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов», «Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти», «Правил безопасности в газовом хозяйстве» и др. государственных нормативных документов с учетом технологических особенностей производства.

Места установки пробозаборных устройств стационарных газоанализаторов (сигнализаторов) определяются и указываются в технических проектах.

Порядок контроля воздушной среды на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» устанавливается распоряжением руководителя предприятия и проводится по плану-графику.

К плану-графику должна прилагаться план-схема объекта, на которую нанесены точки, где требуется контролировать воздушную среду. Каждой точке на плане присваивается номер. Точки отбора проб на местах должны быть обозначены тем же номером.

План-график и схема расположения точек, где требуется контролировать воздушную среду, разрабатываются в соответствии с настоящей инструкцией с учетом специфических особенностей объекта комиссией в составе начальника цеха, мастера, работника службы охраны труда.

План-график и схема должны утверждаться главным инженером предприятия.

План-график контроля воздушной среды должен переутверждаться не реже одного раза в год и дополняться в случаях изменения режима эксплуатации и технологической схемы производственного процесса объекта, после ввода-вывода в эксплуатацию нового оборудования при ремонте отдельных аппаратов.

Дата и время отбора проб воздуха, результаты анализов, а также показания приборов заносятся в «Журнал контроля воздушной среды». Журнал должен находиться у руководителя объекта или старшего по бригаде.

Начальник объекта (участка) ежедневно проверяет результаты анализов проб и показания автоматических газоанализаторов, что подтверждает своей подписью в журнале.

В случае обнаружения превышения ПДК паров и газов, начальник объекта принимает меры, исключающие превышение допустимых норм загазованности.

Контроль воздушной среды в помещениях

Во время отбора проб воздуха в помещении необходимо создавать условия, уменьшающие влияние воздушных потоков.

Пробы воздуха следует отбирать в стороне от приточных и вытяжных вентиляционных патрубков, вблизи возможных источников их выделения.

· В насосных, компрессорных, БКНС на сточной воде и др. производственных помещениях - у каждого насоса, компрессора или технологического аппарата в районе возможных источников выделений паров и газов (уплотнений, люков) в рабочей зоне на уровне дыхания;

· У проемов дверей или окон в случаях возможного попадания газа извне;

· В котельных - у топок котла в рабочей зоне на уровне дыхания;

· В складских помещениях при хранении в них вредных и легковоспламеняющихся веществ - у источников возможных выделений паров и газов в рабочей зоне на уровне дыхания в нескольких точках (не менее З-х);

Контроль воздушной среды в производственных помещениях должен проводиться ежесменно:

· В местах, где перекачиваются жидкости, содержащие сероводород, горячие нефти или объем перекачки превышает 1000 м³/час;

· В местах, где возможно выделение продуктов неполного сгорания (котельные), а в условиях ухудшающих состояние тяги в дымоходах (резкое понижение температуры в зимнее время), необходим дополнительный контроль воздушной среды по вызову;

· В местах, где источники выделения вредных и взрывоопасных паров и газов отсутствуют, но возможно попадание их извне - в условиях, Повышающих опасность выделения и застаивания паров и газов (жаркие дни, штиль, инверсия и т.д.);

· В местах, обслуживающих периодически - каждый раз перед началом работ;

· Перед проведением огневых и газоопасных работ и в процессе этих работ - в соответствии с нарядом - допуском.

Контроль воздушной среды в резервуарных парках и других наружных установках

В резервуарных парках контроль воздушной среды переносными газоанализаторами должен осуществляться в центре каждого парка резервуаров, а в парках содержащих сернистые нефти кроме того вокруг обвалования на расстоянии 510 м от него на осевых линиях резервуаров с подветренной стороны.

Пробозаборные устройства стационарных сигнализаторов и газоанализаторов устанавливаются в тех же местах (при необходимости).

На площадках обслуживания наружных установок (замерных установок, ДНС, сепараторов, трапов, насосных агрегатах, технологических аппаратов и др.) воздушную среду следует контролировать во время технологических операций, при которых возможны выделения паров и газов в рабочей зоне на уровне дыхания с подветренной стороны.

На пунктах слива - налива воздушная среда должна контролироваться при наливе (сливе) сернистой нефти.

Контроль воздушной среды должен проводиться:

· не реже одного раза в смену - в резервуарных парках, на площадках обслуживания наружных установок;

· не реже одного раза в неделю - на наливных эстакадах;

· каждый раз перед началом, в процессе работ в колодцах (канализационных, газовых, манифольдовых) и траншеях.

В метеорологических условиях, ухудшающих рассеивание паров и газов, при скорости ветра до 2 м/сек, в жаркое время воздушную среду следует контролировать на объектах не реже, чем через каждые два часа.

Отбор проб воздуха при низких температурах

Контроль воздушной среды с применением газоанализаторов, основанных на термохимическом и колористическом принципах, для исключения большой погрешности в измерениях, следует производить при температурах окружающей среды не ниже -10°С.

При температурах окружающей среды ниже 10° С следует отобрать пробы воздуха в контролируемых местах, а анализировать их в помещениях.

Пробы воздуха следует отбирать в газовые пипетки или бутыли объемом 500700 мл., или в резиновые камеры.

Бутыли должны быть герметически закрыты резиновой пробкой, в которую поставлены две стеклянные трубки, одна из которых доходит до дна, а другая, короткая, кончается у основания пробки. Наружные концы обеих трубок, изогнутые под углом, должны быть закрыты резиновыми трубками, снабженными винтовыми зажимами.

Отбор проб воздуха в газовые пипетки или бутыли следует производить путем всасывания через них шестикратного объема воздуха с применением аспиратора или всасывающего насоса.

Время от момента отбора пробы воздуха до анализа не должно превышать периодичности контроля воздушной среды, установленной для объекта.

Отобранные в резиновые камеры пробы воздуха должны анализироваться не позже, чем через один час после отбора.

При анализе проб воздуха, отобранных в резиновые камеры, к камере присоединяется индикаторная трубка.

Время просасывания анализируемого воздуха через индикаторную трубку должно приниматься в соответствии с инструкцией завода-изготовителя к газоанализатору.

Бутыли или камеры с отобранными пробами воздуха при анализе их с применением газоанализаторов должны предварительно выдерживаться в помещении не менее 30 мин. для выравнивания температуры.

7.5 Правила противопожарной безопасности

Производственные объекты на нефтяных промыслах должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Категорически запрещается допускать загрязнение нефтью производственной территории и помещений. Хранение нефти и других легковоспламеняющихся жидкостей в открытых ямах и амбарах не допускается. Вокруг площадок всех объектов и сооружений, расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, трава должна быть скошена в радиусе не менее 5 м. Обвалование групповых замерных и сепарационных установок, огневых подогревателей, резервуарных парков должно соответствовать проекту и постоянно содержаться в полной исправности.

Дороги, подъезды и проезды к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам нельзя загромождать и использовать для складирования.

В пожаро- и взрывоопасных объектах, цехах, складах и на их территории курение запрещается. Въезд на территорию пожаро- и взрывоопасных предприятий и установок допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями.

Запрещается применять для освещения добывающих скважин, насосных, пунктов сбора и подготовки нефти, резервуарных парков и других производственных установок и складских сооружений факелы, спички, свечи, керосиновые фонари, костры и другие источники открытого огня.

За герметичностью оборудования необходимо установить строгий контроль. В случае обнаружения пропусков должны приниматься меры к их устранению.

Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки и др. разрешается только паром и горячей водой.

Промасленный обтирочный материал должен складироваться в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. Спецодежда должна храниться в индивидуальных шкафчиках в специально предназначенных для этого помещениях. Оставлять спецодежду на верстаках, ящиках, у рабочих мест не допускается.

Во взрывоопасных установках и взрывоопасных помещениях необходимо принимать меры против возникновения электрических и механических искрообразований.

Обувь персонала, работающего на взрывоопасных местах, а также проводящего замер и отбор проб нефти и газа, должна быть без стальных гвоздей и накладок.

Особое внимание следует обращать на проведение огневых работ. К огневым работам относятся: электрогазосварочные, кузнечные и котельные, паяльные и все прочие работы с применением открытого огня. Запрещается проведение огневых ремонтных работ на территории установок на расстоянии менее 40 м от действующих аппаратов, резервуаров, на расстоянии менее 50 м от открытых нефтеловушек и мест утечек газа, на расстоянии не менее 20 м от канализационных колодцев, задвижек и мест утечек нефти и нефтепродуктов.

Ответственность за подготовку и безопасную организацию огневых работ и соблюдение правил по технике безопасности несет начальник цеха (установки). Огневые работы могут проводиться только после выполнения всех требований пожарной безопасности, намеченных в плане проведения огневых работ.

Электро- и газосварочные работы должны проводиться под руководством ответственного работника по отдельному для каждого случаю письменному разрешению технического руководителя предприятия и по согласованию с местной пожарной командой.

Участки, где проводятся огневые работы, должны быть обеспечены средствами пожаротушения (огнетушителями, водой), а также необходимым противопожарным инвентарем.

7.6 Охрана недр и окружающей среды

С целью охраны воздушного бассейна вся система сбора и транспорта нефти и нефтяного газа герметизирована, что позволяет исключить соприкосновение нефти с атмосферой на всем пути ее от скважины до пунктов подготовки или сдачи нефти. Предусматривается утилизация попутного газа. Система очистки пластовых и сточных вод закрытая. Все технологические процессы сбора нефти и нефтяного газа автоматизированы. Скважины, которые не могут быть использованы при дальнейшей разработке, ликвидируются с соблюдением всех соответствующих правил и инструкций.

В целях охраны и рационального использования водных ресурсов рекомендуется осуществлять закачку пластовых вод в пласт.

Для охраны и рационального использования земель рекомендуется при бурении и эксплуатации скважин группировка скважин в кусты, Предусмотрена конструкция скважин и технология бурения, которая обеспечивает предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, обвала ствола скважин, изоляция водоносных пластов и обеспечивается герметичность колонн и высокое качество их цементирования.

Для предотвращения растекания пролитой нефти площадки кустов и одиночных скважин, замерных установок, сепарационных насосных установок и нефтяных резервуаров обваловываются. Для снижения коррозии трубопроводов, объектов сбора и транспорта нефти и нефтяного газа предусматривается периодическая закачка ингибиторов коррозии.

Охрана окружающей среды предусматривает осуществление комплекса мероприятий.

План природоохранительных мероприятий ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» составляется ежегодно. В него входят:

1. Организационные мероприятия, такие как уборка замазученности, контроль за состоянием малых рек, замеры газовоздушной среды на объектах нефтедобычи.

2. Научно-исследовательская работа, то есть определение фоновой концентрации в водных объектах с закладкой водомерных ростов. Разработка радиационно - экологических условий безопасности эксплуатации на месторождении и др.

3. Охрана и рациональное использование водных ресурсов, куда входят: ограждение объектов нефтедобычи обвалованиями, отсыпкой защитных валов и т.д. Строительство гидрозатворов на ручьях и реках, организация регулярных режимных наблюдений за уровнем и качеством подземных вод (бурение гидрорежимных скважин), использование ингибиторов для обработки сточных вод и др.

В конце каждого месяца составляется отчет о выполнении природоохранительных мероприятий. С целью охраны окружающей среды вся система сбора и транспортировки нефти и нефтяного газа герметизированы, что позволяет исключить соприкосновение нефти с атмосферой на всем пути ее следования от скважины до пунктов подготовки или сдачи нефти.

При охране недр проектируется осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение безвозвратных потерь нефти в недрах, вследствие низкого качества проводки скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетоков жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, нарушению прочности колонны и цемента за ней и других последствий, ухудшающих состояние недр.

Все эти мероприятия позволяют наиболее полно использовать запасы недр без нанесения ущерба недрам и окружающей среде.

7.7 Гражданская оборона

Территория Кунгурского нефтяного района располагает многочисленными объектами добычи, подготовки, сбора и транспорта нефти, пароводоснабжения, связывающими их линиями передачи энергии и другими объектами различного назначения и представляет собой весьма большое хозяйство.

В соответствии с приказом Миннефтепрома объекты ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» отнесены к объектам гражданской обороны второй категории.

В Кунгурском нефтяном районе расположено 1 цех добычи нефти и газа и еще несколько вспомогательных цехов. На территории предприятия расположен г. Кунгур и значительное количество мелких населенных пунктов, в которых проживает около 150 тыс. человек. На балансе ЦДНГ - 10 более 900 скважин, термохимическая установка, резервуарный парк, кустовые насосные станции и др. объекты. Энергию промысел получает с Камской ГЭС. Удаленность ЦДНГ от наиболее важных административных центров, которые могут быть объектами ядерных ударов, составляет: от г. Перми - 90 км, время доноса радиоактивного облака при среднем ветре 25 км/ч около 4 часов.

Дорожная сеть района находится в удовлетворительном состоянии, требует значительного ремонта.

В целом геофизические и др. условия позволяют вести нормальную и бесперебойную работу и осуществлять необходимые инженерно-технические и другие мероприятия по повышению устойчивой работы объектов.

На нефтепромысле Кунгурского нефтяного района разработан комплексный план мероприятий по повышению устойчивости работы цехов по добыче нефти (ЦДНГ) и других объектов на основе рекомендаций Министерства нефтяной промышленности, в которых предусматриваются следующие мероприятия:

1) Установка малогабаритной арматуры;

2) Установка глубинных клапанов-отсекателей;

3) Укрытие устьев скважин и арматуры;

4) Внедрение однотрубной системы сбора и др.

Предусмотрены меры для быстрого опорожнения от нефти емкостей и заполнение их водой, мероприятия, повышающие устойчивость работы объектов.

В целях защиты и укрытия рабочих от воздействия поражающих факторов ядерного взрыва построены убежища и укрытия. Для индивидуальной защиты у каждого рабочего имеется противогаз и респиратор.

Созданы и находятся в постоянной готовности органы управления гражданской обороной, аварийно-технические команды, автотранспортные колонны по перевозке людей и оборудования, санитарные дружины, команды обеззараживания и другие формирования гражданской обороны (ГО).

Устойчивая связь поддерживается по телефону и радио. Руководство ГО в ЦДНГ состоит из 8 человек:

Начальником штаба ГО является главный инженер предприятия, его заместителем является инженер по делам ГО и ЧС.

Штат ГО промысла насчитывает двух ответственных - начальник штаба ГО и начальник штаба по боевой подготовке. Пункты управления ГО насчитывают 7 служб:

1) убежищ и укрытий;

2) противорадиационной и противохимической защиты;

3) энергоснабжения и светомаскировки;

4) аварийно-технической;

5) материально-технического снабжения;

6) оповещения и связи;

7) противопожарной.

Более подробный состав невоенизированных формирований выглядит следующим образом:

ЦДНГ-10 Кокуйский участок:

o спасательная группа (10 чел.);

o аварийно-техническая группа (10 чел.);

o противопожарное отделение (10 чел.);

o санпост (4 чел.);

o звено по выдаче СИЗ (2 чел.);

o группа разведки и связи.

2) ЦДНГ-10 Дороховский участрк:

o спасательная группа (10 чел.);

o аварийно-техническая группа (10 чел.);

o противопожарное отделение (10 чел.);

o санпост (4 чел.);

o звено по обслуживанию убежищ (4 чел.);

o звено по выдаче СИЗ (2 чел.).

В ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» проводятся занятия с рабочими, служащими и с руководящим составом ГО по 15-ти часовой программе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей работе на основе анализа и обобщения фактического материала промысловых исследований произведён анализ эксплуатации турнейской залежи нефти Трифоновского месторождения с обоснованием предложений по оптимизации работы залежи.

Рассматривая текущее состояние разработки залежи, следует сделать важный вывод о восстановлении работы сильно обводнившегося фонда скважин.

Так же следует обратить внимание на оптимизацию работы скважин. Учитывая такие факторы как: физические, химические свойства нефти а так же наличие в скважинах сероводорода необходимо определить решение задач, связанных с правильным подбором насосного оборудования. Для этих целей на сегодняшний день используется программа РГУ нефти и газа им. Н.М. Губкина «Автотехнолог».

В целом состояние разработки турнейской залежи оценивается как удовлетворительное.

На основе выполненного анализа мною предлогается:

Ш оптимизация режимов работы скважин;

Ш восстановление работы сильно обводнившегося фонда;

Ш проведение плановых ремонтных мероприятий на скважинах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. Москва,1996г.

Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. ВНИИ и др. Москва. 1987г.

«Проект пробной эксплуатации Трифоновского месторождения», отчет ООО «ПермНИПИнефть» (договор 97.167.97). Пермь, 1997г.

«Дополнение к проекту пробной эксплуатации Трифоновского месторождения», отчет ООО «ПермНИПИнефть». Пермь, 1998г.

«Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации Трифоновского месторождения», отчет ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2000г.

«Геологичесое строение и подсчет запасов нефти и газа Трифоновского месторождения» (договор № 940/04-00), ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2001г.

«Анализ разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ», ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2001г. ОСТ 39-180-85. Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород. - Введ. 01.07.85. УДК 553.98: 620.1. Группа А29.

ОСТ 309-204-86. Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. - Введ. 01.01.87. УДК 553.98: 543.06. Группа А29.

Гидрогеология СССР. Том XIV. М., Недра, 1972. - С. 72-108.

10. В.М. Муравьев " Эксплуатация нефтяных и газовых скважин "."недра" Москва 1978г.

11 .Е.И. Бухаленко, Ю.Г.Абдуллаев "Монтаж обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудование" Москва, "недра"1985г.

12 .Положение об организации работы по охране окружающей среды в ООО "ЛУКОЙЛ-Пермьнефть", дочерних и совместных предприятиях. Пермь, 2001г.

14. Ш.К. Гиматудинов «Справочная книга по добыче нефти.», Москва «Недра» 1974г.

15. Сборник инструкций по охране труда для работников ООО « ЛУКОЙЛ-Пермнефть», Пермь 2003г.

Размещено на Allbest.ru

...