Рекомендации по улучшению показателей добычи нефти по ТПП "Котовонефтегаз"

Пожар на скважине №8.

Доложить в диспетчерскую цеха. Приступить к тушению пожара. Пожарная команда состоит из 7 человек. Пожарные №1 и №2 следят за тем, чтобы никто не проник на территорию; №3, №4, №5 эвакуируют пострадавших (если такие имеются); №6 и №7 занимаются своевременной доставкой, заменой средств пожаротушения, а также контролем за состоянием самочувствия людей, непосредственно связанных с тушением пожара. После того, как мастер доведет до сведения пожарных обязанности и проведет учебные тренировки согласно плану, каждый пожарный расписывается в журнале о плане ликвидации аварий. Частота тренировок проводится мастером, либо начальником цеха, либо инженером по пожарной безопасности и другим вышестоящим руководством на их усмотрение, но не реже 1 раза в месяц.

Каждая тренировка заносится в журнал с указанием фамилий операторов, входящих в состав пожарной команды с последующей их росписью в журнале.

В случае невозможности устранить пожар своими силами мастер сообщает об этом в цех. Цеховое руководство принимает решение устранять аварию силами, имеющимися у НГДУ либо силами спецкоманды со спецоборудованием, находящимся в объединении.

5.2.4 Организация обучения безопасным методам работы

Для обучения безопасным методам работы проводятся инструктажи: вводный, первичный, повторный, плановый, целевой.

Вводный инструктаж производится службой охраны труда и промышленной безопасности по специальной программе, утвержденной главным инженером предприятия по согласованию с профсоюзным комитетом, со всеми поступающими на предприятие операторами, независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии.

Первичный инструктаж проводится непосредственно на рабочем месте пред допуском к самостоятельной работе. Первичный инструктаж имеет своей целью ознакомление работающего с производственным процессом, показом безопасных приемов и методов работы, и, как правило, проводится индивидуально с каждым оператором.

Повторный инструктаж по безопасному ведению работ проводится через каждые 3 месяца.

Внеплановый инструктаж по безопасному ведению работ проводится в особых случаях, вызванных производственной необходимостью, когда оператору приходится выполнять несвойственные для его специальности работы.

Целевой инструктаж проводится при работах по наряду-допуску, выполнении разовых работ, ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и катастроф, проведении экскурсий на предприятии. Целевой инструктаж регистрируется в наряде-допуске и в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

После каждого инструктажа делается соответствующая запись доводящего инструктаж в ведомость и ставится роспись прошедшего инструктаж.

Перед допуском к самостоятельной работе операторы должны пройти стажировку на рабочем месте под руководством опытного рабочего, имеющего более высокую квалификацию. Продолжительность стажировки устанавливается в течение первых 14 рабочих смен.

Периодическая проверка знаний проводится не реже одного раза в год. О проверке знаний делается отметка в удостоверении, которое имеется у каждого оператора.

Не позднее одного месяца ИТР должны пройти проверку знаний по охране труда и аттестацию по промышленной безопасности. Результаты проверки знаний оформляются протоколом. Лицам, прошедшим аттестацию выдается удостоверение.

Периодическая аттестация ИТР проводится не реже одного раза в 3 года, если эта периодичность не противоречит требованиям, содержащимся в других нормативных документах по обеспечению промышленной безопасности. О прохождении периодической аттестации делается отметка в соответствующих разделах удостоверения.

Внеочередные проверки знаний проводятся при вводе в действие новых правил безопасности, при выявлении неоднократных нарушений правил безопасности на возглавляемом данным работником объекте, по результатам расследования несчастных случаев, аварий и инцидентов, при наличии в соответствующем акте такого предложения в отношении конкретных лиц. Внеочередная проверка знаний не заменяет аттестацию и не влияет на сроки ее очередности.

5.2.5 Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм

За состоянием оборудования, соблюдением правил и норм производят надзор органы Госгортехнадзора.

Ведомственный контроль состояния условий труда осуществляется мастерами, начальниками цехов, инженерно-техническими работниками, главными и ведущими специалистами и руководителями предприятий и объединений с участием профсоюзного актива по охране труда.

Основной элемент ведомственного контроля за состоянием условий труда - оперативный (поэтапный) контроль, который проводится по строго определённой схеме и предусматривает пять этапов.

Первый этап контроля. Мастер ежедневно в начале работы (смены, вахты) и в дальнейшем в процессе работы (периодически) проверяет состояние условий труда на рабочих местах и принимает оперативные меры по устранению выявленных недостатков и нарушений.

В случае территориальной разбросанности производственных объектов (скважин, коммуникаций) мастер организует проверку по первому этапу так, чтобы можно было в течение недели проверить все объекты, рабочие места, где ведутся или в ближайшее время будут вестись работы.

Выявленные при проверке нарушения и недостатки должны немедленно устраняться, остальные, которые нельзя устранить силами бригады, смены, вахты или устранение которых не входит в компетенцию мастера, записываются в "журнал проверки состояния условий труда" для последующего принятия соответствующих мер.

Мастер об этих нарушениях и недостатках докладывает руководству цеха и принимает необходимые меры по обеспечению безопасности вплоть до приостановления работы.

Если при проверке не будут выявлены нарушения, недостатки или они устраняются в ходе проверки, то запись о них в журнале проверки состояния условий труда не делается, но в журнале учета работы по охране труда после каждой проверки делается соответствующая отметка о проведенной работе.

Ответственность за правильную организацию и осуществление первого этапа оперативного контроля наряду с мастером несет также и его непосредственный руководитель - начальник цеха, который обеспечивает устранение выявленных нарушений и недостатков, не устраненных силами бригады.

Второй этап контроля. Начальник цеха не реже одного раза в месяц проверяет состояние условий труда на объектах, рабочих местах, а также работу мастеров по проведению первого этапа контроля и принимает оперативные меры по устранению выявленных нарушений и недостатков.

Для обеспечения регулярности проверки всех объектов и полноты проведения первого этапа контроля начальник цеха к проверкам привлекает своих заместителей.

Третий этап контроля. Постоянно действующая комиссия по безопасности труда предприятия (ПДК) или ее группы (подкомиссии) не реже одного раза в квартал осуществляют проверку условий труда в подразделениях, цехах, на участках и объектах, а также проверяют работу начальников цехов и мастеров по проведению первых двух этапов контроля.

Четвертый этап контроля. Постоянно действующая комиссия по безопасности труда объединения (ПДК) или ее группы (подкомиссии) не реже одного раза в полугодие осуществляют выборочную проверку организации работы по охране труда и состояния условий труда на объектах, проверяют работу руководителей и инженерно-технических работников предприятий по вопросам охраны труда.

Пятый этап контроля. Комиссия нефтяной компании осуществляет проверку организации работ по промышленной безопасности и охране труда не реже одного раза в год.

Для проведения очередной проверки комиссия организуется из числа главных специалистов, специалистов и работников аппарата компании.

5.2.6 Виды оформляемой мастером документации

Журнал регистрации инструктажей, журнал целевых инструктажей, журнал мероприятий анализа условий труда, журнал 1 этапа контроля, журнал установки заглушек, журнал учета микротравм, журнал проверки индивидуальной защиты, журнал ежедневных заявок техники, журнал проведения учетных тревог, акты ремонта и освидетельствования оборудования, график выхода рабочих смен.

Выводы по разделу 5

Для безопасного и безаварийного проведения работ необходимая максимальная механизация и автоматизация трудовых процессов, неукоснительное выполнение всех правил безопасности, инструкций по проведению работ. Необходимо выполнять требования пожарной, электро- и взрывобезопасности, применять электроприборы во взрывобезопасном исполнении (в соответствии с условиями работы). Необходим периодический контроль знаний персонала и обучение методам безопасного проведения работ. Для безаварийной работы оборудования необходим постоянный контроль над техническим состоянием, профилактический ремонт и организация технического освидетельствования и испытания оборудования.

6. Экологическая часть

6.1 Состав и структура природоохранных органов КНГДУ

Главный инженер ТПП "Котовонефтегаз"

Руководитель группы экологического обеспечения и контроля

Лаборатория НИЛ

Права и обязанности каждой ступени

Основной задачей и обязанностью главного инженера НГДУ в области охраны окружающей среды является:

- руководство и контроль за разработкой, внедрением мероприятий и проектов по охране и рациональному использованию водных и земельных ресурсов, атмосферного воздуха и недр;

- давать распоряжения по вопросам охраны природы каждого отдела, службы, подразделения в НГДУ;

- требовать от руководителей отделов, служб и подразделений НГДУ представлений информации по охране природы;

- останавливать работу объекта, где происходит любое нарушение в области охраны природы;

- привлекать к ответственности работников, допустивших нарушения в области охраны природы, поощрять работников за активное участие в разработке и внедрению мероприятий по охране природы.

Координацией деятельности функциональных отделов и служб НГДУ по вопросам охраны окружающей среды и рационального использования земельных, водных ресурсов и атмосферного воздуха, занимается заместитель главного инженера НГДУ по охране окружающей среды.

Заместитель главного инженера НГДУ по охране окружающей среды осуществляет свою деятельность, руководствуясь приказами, распоряжениями, инструкциями, положениями, постановлениями вышестоящих органов по вопросам охраны и рациональному использованию ресурсов.

Главной задачей заместителя главного инженера по охране окружающей среды является разработка и внедрение мероприятий, направленных на выполнение требований законодательства по охране природы, разработке перспективных и годовых планов по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов.

Заместитель главного инженера по охране окружающей среды организует работы по выполнению всех плановых заданий в области охраны природы в установленные сроки. Занимается изучением информационного материала по вопросам охраны природы и борьбы с коррозией, контролирует выполнения предписаний по вопросам охраны природы контролирующих органов: санитарно- эпидемиологической станции и комитета по охране природы. Также в его обязанности входит организация необходимого учета и отчетности в области охраны окружающей среды, оформления и получение разрешений на спец. водоиспользование НГДУ и по строящимся объектам нефтедобычи, составление и использование, а также согласование экологического паспорта, паспорта по отходам, составление расчетов и осуществление платежей по нормативным и сверхнормативным сбросам, выбросам, размещением отходов вне территории предприятия.

Заместитель главного инженера по охране окружающей среды вправе требовать в установленном порядке от отделов и цехов НГДУ выполнения приказов, указаний, распоряжений и мероприятий по охране и рациональному использованию природных ресурсов и представления необходимой информации, приостановить проведение производственных работ, выполняемых с нарушением правил и норм по охране окружающей среды.

Заместитель главного инженера по охране окружающей среды несет ответственность за состояние охраны окружающей среды на территории деятельности НГДУ, за выполнение организационно-технических мероприятий по оздоровлению и охране окружающей среды, указаний, приказов, постановлений руководства НГДУ, вышестоящих и контролирующих органов. Также в непосредственном подчинении заместителя главного инженера по вопросам охраны окружающей среды находится НИЛ ЦНИПРа, предоставляющая полную информацию о состоянии окружающей среды.

Начальники отделов, служб, структурных подразделений НГДУ несет ответственность за выполнение порученных им мероприятий по охране окружающей среды, предоставляют всю необходимую информацию о состоянии окружающей среды на вверенным им участках, дают предложения о повышении эффективности мероприятий, наказывают и поощряют работников своих подразделений.

6.2 Анализ экологической ситуации на 01.01.2008

В последний период в ТПП "Котовонефтегаз" в области охраны природы проделана значительная работа.

Для выполнения работ природоохранительного значения привлекается широкий круг специалистов научно-исследовательского института, подрядных организаций.

Реализация природоохранительных программ дает ощутимые результаты. Так, по данным группы экологического обеспечения института "ВолгоградНИПИнефть", Волгоградской гидрологической экспедиции, территориального управления гидрометеорологии, санэпеднадзора области, а также НИЛ ЦНИПРа НГДУ, по сравнению с 2006 годом на территории НГДУ, как объекта загрязняющего окружающую среду, сложилась следующая обстановка:

Выбросы в атмосферу снижены на 445 тн/год, в том числе по углеводороду на 441 тн/год, по сероводороду на 3,8 тн/год.

Это достигнуто за счет проведения ряда мероприятий по уменьшению количества выбросов от источников загрязнения, а также большой профилактической работы по поддержанию в безаварийном состоянии промыслового оборудования.

Уровень использования пресной воды на производственные нужды снижен с 540 тыс.мі/год в 2006 году до 369 тыс.мі/год в 2007 году за счет использования для целей поддержания пластового давления добываемой пластовой воды.

Загрязнение специфичными для нефтедобычи веществами (хлорными солями) отмечены только лишь в зоне многолетней интенсивной разработке Котовсвского месторождения, но и здесь предельно-допустимые концентрации хлоридов слабо превышают норму, и существует тенденция к снижению этого фактора. Проводимые мероприятия по снижению влияния этого фактора на окружающую среду:

- осуществление предварительного сброса пластовой воды на отдаленных месторождениях для целей ППД;

- осуществление ингибиторной защиты водоводов;

- своевременная замена трубопроводов;

- применение коррозионно-стойких труб.

За рассматриваемый период проведен значительный объем работ по охране и рациональному использованию земель. Уделялось огромное внимание своевременной сдаче земель, используемых для строительства и ремонтно-восстановительных после аварий работ, землепользователем.

В области охраны недр осуществляется постоянный контроль за их состоянием в зоне промысловой деятельности, уделяется большое внимание своевременному и качественному ремонту скважин, ликвидация вышедших из строя.

Охрана водных ресурсов

Источником водоснабжения для производственных нужд ТПП "Котовонефтегаз" являются: подрусловые воды реки Волга- 4 скважины, подземные воды пермского водоносного горизонта- 5 скважин и коммунальный водопровод города Котово. Хозяйственно- питьевую воду потребляют из коммунального водопровода и подрусловых скважин.

Фактические объемы водопотребления составили 2007 году 857 тыс.мі, в том числе 269 тыс.мі из подземных источников.

Всего в ТПП "Котовонефтегаз" разрабатываются 41 месторождение нефти, в том числе 8 с поддержанием пластового давления.

Всего в 2007 году было закачено в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления 2305 тыс.мі воды, в том числе 2200 тыс.мі сточных вод. Закачка пресной воды в систему ППД по сравнению с предыдущем годом уменьшилось на 171 тыс.мі. Процент использования сточной воды по ТПП "Котовонефтегаз" - 100%, т.е. сбросов сточной воды в поверхностные и подземные горизонты не происходит, вся сточная вода уходит в систему ППД.

Контроль за гидрохимическим состоянием водоемов ведется НИЛ ЦНИПРа по графику отбора проб, по 8 контрольным пунктам. За гидрохимическим состоянием подземных вод ведется контроль по 6 наблюдательным скважинам.

В основном аварийные ситуации на водопроводных коммуникациях цеха ППД оказывают влияние на повышенное содержание солей в водоемах. Одним из существенных предприятий по предотвращению порывов водопроводов сточной воды в системе ППД, является подача ингибиторов коррозии. В ТПП "Котовонефтегаз" вся сточная вода применяется в системе ППД, обрабатывается ингибиторами коррозии. Другим направлением по предотвращению коррозийных отложений коррозийных воздействий является применение на экологически опасных участках гибких коррозионно-стойких труб. В 2007 году была произведена полностью замена старых труб на новые трубы подобного типа. Всего в 2007 году был произведен капитальный ремонт 50 км трубопроводных систем.

Охрана атмосферного воздуха

На территории ТПП "Котовонефтегаз" расположены 44 населенных пунктов.

В результате потерь при добыче и подготовке нефти в атмосферу попадают вредные газы, такие как углеводороды и сероводород. При сжигании попутных газов образуются серный ангидрит, оксид углерода, сажа и другие вредные вещества.

С целью оценки состояния воздушного бассейна на территории ТПП "Котовонефтегаз" проводятся периодические анализы проб в населенных пунктах и на объектах добычи и подготовки нефти. В рабочей зоне Коробковского ЦППН ежедневно проводится отбор проб на наличие в воздухе углеводородов и сероводорода.

Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне углеводорода - 300 мг/мі, для сероводорода - 3 мг/мі. Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха в ТПП "Котовонефтегаз" является ЦППН, и расположенные на его территории резервуарные парки и технологические отстойники - шламонакопители.

Контроль за состоянием воздушного бассейна ведется ЦНИПРом в соответствии с томом ПДВ, составленным институтом "ВолгоградНИПИнефть". Также, проведением мониторинга окружающей среды занимается группа экологического обеспечения института "ВолгоградНИПИнефть". Особое внимание уделяется состоянию санитарных зон вокруг населенных пунктов.

Выбросы вредных веществ в 2007 году сократились по сравнению с 2006 годом на 445 тн и составили 3976 тн.

В настоящее время нефтешлам утилизируется на установке СЕПС МК-IV в Коробковском ЦППН .

Охрана земли

По требованию органов Госкомприроды в ТПП "Котовонефтегаз" составлен график рекультивации. Площадь рекультивации составляет 10га. На момент проверки в ТПП "Котовонефтегаз" сложилась сложная обстановка на пахотных землях. В результате обследования территории цехов по добыче нефти и газа отмечено множество замазученных площадей. Однако, при обследовании территории, ни на одной из территории не проводилось работ по вывозу замазученного грунта и восстановлению плодородия грунта.

Для предотвращения загрязнения земель в ТПП "Котовонефтегаз" применяют гибкие трубы. Для своевременной замены труб периодически проводится дефектоскопия трубопроводов, в случае выявления недостаточной толщины стенок труб, эксплуатация труб прекращается и проводится ремонт. Также, для защиты от коррозии строятся и эксплуатируются станции катодной защиты, проводятся работы по изготовке труб битумными и полимерными материалами.

Охрана недр

На территории деятельности ТПП "Котовонефтегаз" проводится постоянная работа по охране недр. На балансе НГДУ имеется 6 наблюдательных скважин, по которым ведется постоянный контроль за гидрохимическим состоянием подземных вод. По рекомендации института "ВолгоградНИПИнефть" на территории деятельности ТПП "Котовонефтегаз" необходимо пробурить еще две наблюдательные скважины.

Отбор периодически проводится по графику группой экологического обеспечения "ВолгоградНИПИнефть". Совместно с институтом, ТПП "Котовонефтегаз" ведет оперативный контроль за состоянием недр с целью определения динамики изменений, происходящих в наблюдательных скважинах. В целом состояние подземных вод оценивается институтом и органами Госкомприроды как удовлетворительное.

Сведения о порывах.

За прошлый год в ТПП "Котовонефтегаз" произошло 200 порывов, в т.ч. газопроводов - 1, выкидных линий - 146. В основном, порывы происходят по причине коррозии - 194, и только 6 порывов произошло по причине механического воздействия.

6.3 Расчет ущерба от факела на Котовском месторождении

Исходные данные:

высота факела Н=16м.

диаметр факела Дф= 100мм.

выброс углеводородов: 200 т/год - 95% сгорает, 5% в атмосферу (10 т/год выброшено в атмосферу).

сажа - 1% образует сажу (2 т/год).

сероводород - 3% сгорает, не сгорает 95%. 6*0,95=5,7 т/год.

Расчет по углеводородам.

С_{м у/в} = (A*M*F*m*n)/H²* (³vK₁*ДT),

где А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, примем величину А = 200.

М - масса выбрасываемого вещества, г/сек

М=10т/год=10000000/(365*24*60*6Я)=0,3 г/сек.

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседание вредных веществ в атмосфере (для газа, пыли и золы F = l).

m и n- коэффициенты, учитывающие условия выхода вредного вещества из устья факела.

m = l/(0,67+0,lvѓ+0,34vѓ), если ѓ <100

m =1,47/³vѓ,если ѓ >100

ѓ=200*(щ ²Д_в)/Н ²ДТ,

где щ - скорость, с которой вредное вещество вылетает из устья факела.

щ = Q/S

Q= C*g = 0,3*10^-3*0,6=0,18*10^-3мі/с

S = ТД_в ²/4 = 3,14*0,1²/4 - 0-П 0785 мІ.

щ =0,18*10^-3/0,00785 = 0,02м/с.

H - высота факела, Н=16 м.

ДT - разность температур выброса и окружающей среды.

ДТ=1100-10=1090°С.

ѓ= 200*(0,02²*0,1)/(100²* 1090)=13,6* 10^-8.

m=l/(0,67+0,l*(vl3,6*10^-8)+0,34*(vl3,6*10^-8))=0,59.

n = 0,532*х²-2,13*х+3,13

х = 0,65(³vq*ДT/H)=0,65(^?vO,18*10^-3*1090/100)=0,06 м/с.

n = 0.532*0,06 - 2,13*0,06 +3,13 = 3,004.

К₁ = l/(7,l+vщ*Q) = 1/(7,1*vO,02*0,18*10^-3) = 100.

С_{м у/в} = (200*0,3*0,59*3)/(100² * ³vl00*1090) = 0,003 г/мі

Хм - расстояние от выброса до максимальной концентрации.

Хм =(5-F/4)dH.

d = 2,48(1+0,28 ³vѓ), если х<0,5

d = 4,95 х (1+0,28 ³vѓ), если 0,5<=х<=0,5

d = 7vх) (1+0,28 ³vѓ), если х>2

т.к. х = 0,06, то d = 2,48(1+0,28 vl3,6*10^-8) = 2,48

Хм =(5 -1/4)*2,48*100=248 м.

По у/в факел не загрязняет населенный пункт.

Расчет по саже.

М = 2 т/год = 0,06 г/с.

Q = 0,06*10^-3*0,6 = 0,36*10^-4 мі/с.

V = (0,36*10^-4)/0,00785 - 0,0045 м/с

ѓ=1000*(0,0045²*0,1)/(100²*1090)=1,8*10^-10.

m = l/(0,67+0,l*(vl,8*10^-10)+0,34*(³vl,8*10^-10)) = l,45.

х = 0,65(³vQ*ДT/H) = 0,65(³v0,36*10^-4*1090/100) = 0,24 м/с.

n = 0.532*0,24² - 2,13*0,24+3,13 = 2,65.

К ₁ = l/(7,l*v0,0045*0,36*10^-4) = 445,4.

C_мс ⁼ (200*0,06* 1*1,45*2,65)/(100² * ^Зv445,4*1090) = 0,0009 г/мі

d = 2,48(1+0,2 ³vl,8*10^-10) = 2,51.

Хм=(5-1/4)*2,51*100=251 м.

По саже факел не загрязняют населенный пункт.

Расчет по Н ₂S.

М = 0,3 т/год - 0,009 г/с.

Q = 0,009* 10^-3*0,6 = 0,054* 10^-4 мі/с,

V = (0,054* 10^-4)/0,00785 = 0,0006 м/с

ѓ = 1000*(0,0006²*0,1)/(100²*1090)=3,3*10^-12.

m = l/(0,67+0,l*(v3,3*10^-12)+0,34*(³v3,3*10^-12)) = l,47.

х = 0,65(³v0,054*10^-4*1090/100)=0,19 м/с.

n = 0.532*0,19² - 2,13*0,19+3,13 = 2,75.

K₁ = 1/(7,1*v0,0006*0,054*10^-4) = 2474,2.

C_{м h2s} ⁼ (200*0,009*l*l,47*2,75)/(100² * ³v2474,2*l090) = 0,00011 г/мі

d = 2,48(1+0,28 ³v3,3*10^-12) = 2,51.

Хм = (5-1/4)*2,51*100=251м.

По сероводороду факел не загрязняет населенный пункт.

Расчет по SO₂.

М = 5,7 т/год = 0,18 г/с.

Q = 0,18*10^-3*0,6 = l*10^-4 мі/с

V = (1*10^-4)/0,00785 = 0,014 м/с

ѓ=1000*(0,014²*0,1)/(100²*1090)=1,8*10^-9.

m = l/(0,67+0,l*(vl,8*10^-9)+0,34*(³vl,8*10^-9)) = l,43.

х = 0,65(³vl * 10^-4* 1090/100)=0,28 м/с.

n = 0.532*0,28² - 2,13*0,28+3,13 = 2,58.

K₁ = 1/(7,1*v0,014*1*10^-4) = 119,3.

C_MS02 = (200*0,18*1*1,43*2,58)/(100^-2 * ³vl 19,3*1090) = 0,003 г/мі

d = 2,48(1+0,2 ³vl,8*10^-9) = 2,52.

Хм = (5-l/4)*2,52*100=252 м.

По сернистому ангидриду факел не загрязняет населенный пункт.

Вывод: По всем четырем компонентам: углеводород, сажа, сероводород, сернистый ангидрид факел не загрязняет населенный пункт. Следовательно, остается найденная концентрация.

С_му/в = 0,003 г/мі.

С_мс = 0,0009 г/мі. C_MH2S ⁼ 0,00011 г/мі. С_{м 502} = 0,003г/мі.

Расчет ущерба от факела.

у = т*ф*M*Ai (руб)

т - 800 руб/т.

ф - показатель, который учитывает значимость территории, пашня, сенокос: ф = 0,15.

М - кол-во выбросов, т/год.

Ai - степень опасности данного вещества.

SO₂ : Ai = 22

H₂S: Ai = 54.8

У/В: Ai- 1,26

САЖА: А 1 = 41,5

Расчет для факела.

У/В : у = 800*0,15*10*1,26 =1512 (руб)

САЖА: у = 800*0,15*2*41,5 = 9960 (руб)

H₂S: у = 800*0,15*0,3*54,8 = 1973 (руб)

SO₂: у = 800*0,15*5,7*22 = 15048 (руб)

У = У_у/в+У_с+У _{Н 2S}+У_S02.

У =1512+9960+1973+15048=28493 (руб.)

Таким образом общий ущерб по факелу на сборном пункте №1 составляет 28493 рубля.

6.4 Расчет платы за выбросы в атмосферный воздух

Таблица 6.1 Расчет платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными источниками за 2007 год.

№ п/п	Наименование загрязняющих веществ	Количество	Нормативы платы за выброс 1 тонны загрязняющих веществ	Размер платы
			в пределах установленных допустимых нормативов выбросов	в пределах установленных лимитов выбросов
Котовский район
1	железа оксид	1,2713	52,00	260,00	66,1076
2	марганец и его соединения	0,0396	2050,00	10250,00	81,1800
3	азота диоксид	79,6646	52,00	260,00	4142,5592
4	азота оксид	44,5223	35,00	175,00	1558,2805
5	сажа	0,0375	41,00	205,00	1,5375
6	серы диоксид	39,3654	40,00	200,00	1574,6160
7	сероводород	0,2591	257,00	1285,00	66,5887
8	углерода оксид	427,2506	0,60	3,00	256,3504
9	фториды газообразные	0,0218	410,00	2050,00	8,9380
10	фториды плохо растворим.	0,0945	68,00	340,00	6,4260
11	углеводороды пред. С 1-С 3	393,3201	0,05	0,20	19,6660
12	углеводороды пред. С 6-С 10	0,8351	0,05	0,20	0,0418
13	этилен	0,4880	68,00	340,00	33,1840
14	бензол	0,0098	21,00	105,00	0,2058
15	ксилол	0,0086	11,20	56,00	0,0963
16	толуол	0,0069	3,70	18,50	0,0255
17	бенз(а)перин	0,0017	2049801,00	10249005,00	3484,6617
18	спирт метиловый	1,4340	5,00	25,00	7,1700
19	акролеин	0,0090	68,00	340,00	0,6120
20	углеводороды пред. С 12-С 19	494,0500	1,20	6,00	592,8600
21	пыль неорганич 70-20%SiO2	0,0399	21,00	105,00	0,8379
22	пыль неорганич до 20% SiO2	0,5617	13,70	68,50	7,6953
23	пыль древесная	1,1409	13,70	68,50	15,6303
Итого:	1484,4324			11925,2705
Камышинский район
1	азота диоксид	5,68400	52,00	260,00	295,5680
2	азота оксид	2,33510	35,00	175,00	81,7285
3	углерода оксид	49,59520	0,60	3,00	29,7571
4	углеводороды пред. С 1-С 5	14,96900	0,05	0,20	0,7485
5	бенз(а)перин	0,000001	2049801,00	10249005,00	2,0498
Итого:	72,58330			409,8519
Всего:	1557,0157			12335,1224

с учётом коэффициента экологической значимости равного 1,9

и федерального коэффициента индексации равного 1,1

итого: 25780,41 руб.

Расчет экологического ущерба от аварии на нефтепроводе в месте подводного перехода через реку Иловля.

Расчет произведен согласно "Методики определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах", 1995 г.

Расчет количества нефти, вылившейся при порыве

Размер порыва: разрыв трубопровода в форме эллипса длиной 60 мм, шириной 1 мм.

Трубопровод: D 219 х 8 мм.

Давление: Р = 1,0 МПа

Обводненность: 5%

Объем перекачки: 731 мі/сут. или 627 т/сут. или 26 т/час

Скорость течения реки - 0,3 м/сек

Ширина реки в месте порыва - 60,0 м

Определяем площадь разрыва. Согласно приложения 2 "Методики определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах":

F = 0,785 х Dd = 0,785 х 60 х 1 = 47,1 ммІ = 0,0000471 мІ

Определяем объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента возникновения аварии и до момента остановки перекачки: V = Q₁, х t, где:

t - время от возникновения порыва до остановки перекачки;

Q₁ - расход нефти через место повреждения.

Q₁ = µ щ к_с v2gh_,

где:

µ = 0,592 + 5,5 / vRe

Re = d_экв х v2gh /х

х = 8,1 сСт = 0,0000081 мІ/с

d_экв = v(4 х 0,0000471/3,14) = 0,00775 мІ

h = P/(сg) - Яx - h_т

h_т = 1,0 м

Яx = 25,3 м

с = 860 кг/с²

g = 9,8 м/с²

P = 1000000 Па

h = 1000000/(9,8 Ч 860) - 25,3 - 1,0 = 92,3 м

Re = 0,00775 х v(2 Ч 9,8 Ч 92,3)/0,000081 = 40695

К_с = 0,2

µ = 0,592 + 5,5/v40695 = 0,619

Q₁ = 0,619 х 0,0000471 х 0,2 х v(2 Ч 9,8 Ч 92,3) = 0,000248 мі/с = 0,89 мі/час

Итого объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента возникновения аварии и до момента остановки перекачки составит:

V = 0,89 х 1,5 = 1,34 мі флюида, нефти 1,27 мі или 1,09 т.

Расчет количества нефти, при сливе нефтепровода после закрытия задвижки на коллекторе

После отключения поврежденного трубопровода отсекающими задвижками и перевода работы УПС-1 на запасной трубопровод, из поврежденного трубопровода и из кожуха было произведено выдавливание пресной водой нефти в емкость. Слив нефти из поврежденного участка кожуха происходил 20 мин с участка длиной 30 м от места порыва. Диаметр кожуха:

D = 426 х 9 мм.

V_сл =рD_вн ²/4 х 30 х 0,3 = 3,14 х (0,408²/4) х 30 х 0,3 = 1,18 мі флюида, нефти 1,12мі или 0,96 т.

Объем вылившегося флюида составляет 1,34 + 1,18 = 2,52 мі Объем вылившейся нефти составляет 1,09 + 0,96 = 2,05 т

Расчет платы за загрязнение земель нефтью

В соответствии с п. 3.1. " Порядка определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами", утвержденного Минприродой РФ от 18.11.93 года, размеры ущерба рассчитываются по формуле:

У_з = Н_с х К_п х F_гр х К_з х К_э х К_г,

где: У_з - размер платы за загрязнение земель нефтью;

Н_с - норматив стоимости сельскохозяйственных земель

К_п - коэффициент пересчета в зависимости от продолжительности периода по восстановлению загрязненных земель.

F_rp - площадь загрязненного грунта;

К_э - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории.

К_г - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения.

К_з коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель нефтью.

Н_с = 112 тыс. руб./ га;

К_в = 0,9;

F_rp = 0,015 га;

К_э=1,9;

К_г=1;

К ₃=1,5.

Итого размер платы за загрязнение земель нефтью составит:

У_з = 112000 х 0,015 х 0,9 х 1,9 х 1 х 1,5 = 4309,20 руб.

Расчет платы за загрязнение нефтью водных объектов

У_в = 5 х К_и х К_эв х Н_бв х М_в,

где: У_в - размер платы за загрязнение нефтью водных объектов;

К _и - коэффициент индексации;

К_эв - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния водного объекта;

Н_бв - базовый норматив платы за сброс одной тонны нефти в водный объект в пределах установленного лимита, руб. /т;

М_в - масса нефти, попавшей в водный объект.

К_и=1,1

К_эв =1,32

Н_бв = 5510 руб./т

М_в = 2,05 т

Итого размер платы за загрязнение нефтью водных объектов составит:

У_в = 5 х 1,1 х 1,32 х 5510 х 2,05 = 82005,33 руб.

Общая плата за загрязнение окружающей природной среды

П = У_з + У_в

где: У_з - плата за загрязнение земель нефтью

У_в - плата за загрязнение нефтью водных объектов

Общая плата за загрязнение окружающей природной среды составит:

П = 4309,20 + 82005,33 = 86314,53руб.

6.5 Отчет о выполнении плана природоохранительных мероприятий по ТПП "Котовонефтегаз за 2007 год

Таблица 6.2.

Наименование мероприятий	Затраты, тыс. руб.	Ед.изм.	2007	Примечание
			План	Факт
Раздел 1. Охрана атмосферного воздуха
Утилизация попутного газа		% крес	93	96
Капитальный ремонт сырьевых и технологических РВС	1656,5	шт	3	3
Ликвидация и сокращение площадей старых шламонакопителей	1787,1	мі	1305	6271,5
Раздел 2. Охрана водных ресурсов
Строительство и ремонт земляных обвалов в местах уклона н/пр-ов и в/вод-ов к речным долинам, оврагам и др. водоемам		км	5,3	5,3
Сокращение закачки подземных пресных вод с целью ППД	13540	тыс.мі	171	171
Демонтаж дюкерных переходов через р. Медведица	2653,2	шт	5	5
Использование попутной пластовой воды для целей ППД	62486	тыс.мі	2606	2612,5
Обустройство родников		шт	2	2
Раздел 3. Охрана земельных ресурсов
Строительство площадок с твердым покрытием для хранения металлолома		шт	2	2
Строительство и ремонт обвалований эксплутационных, нагнетательных и поглощающих скважин, ЗУ, АГЗУ, РВС		шт	133	135
Изготовление и установка ящиков для сбора бытового мусора и отходов		шт	7	7
Строительство и ремонт площадок для хранения оборудования		шт	1	1
Строительство и ремонт солевых площадок		шт	3	3
Возвращение с/х владельцам использованных для производственных нужд земляных участков по истечению сроков аренды	102,6	га	22,1	22,1
Ликвидация нефтяных загрязнений промышленных земель с применением цементной пыли	4	скв	30	30
Строительство антикоррозионных трубопроводов: полиэтиленовых армированных	10373	м	6200	6110	Согласно договора с ЗАО "Композит-нефть" ЗАО "Уникорд"
Стеклопластиковых	6860,7	м	8100	7795
Раздел 4. Охрана недр
Проверка герметичности эксплуатационных колонн, нагнетательных и поглощающих скважин		шт	8	8
Ремонт эксплуатационных колонн (ликвидация порывов)		шт	1	1
Раздел 5. Радиационная безопасность
Обучение специалиста ЛНИиПР Коробковского НГДУ по программе "Дозиметрист"		чел	1	1
Приобретение индивидуальных дозиметров РМ 1203		шт	5	5

6.6 План природоохранительных мероприятий по ТПП "Котовонефтегаз" на 2008 год

Таблица 6.3

№ п/п	Наименование мероприятия	Ед. изм	всего	Экологический эффект
1	2	3	4	5
1. Охрана атмосферного воздуха
1.1.	Замена фильтрующих элементов на ФКЦ-4 (ЦИКСИ)	объект	1	Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу
1.2.	Ввод в эксплуатацию факела бессажевого горения на СП "Алексеевская"	шт	1	Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу
1.3	Монтаж автоматического запального устройства на СП "Антиповка"	шт	1	Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу
1.4.	Ремонт оголовника рабочего факела ЦППН	шт	1	Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу
1.5.	Переоборудование карбюраторных двигателей на экологическое топливо - сжиженный газ	шт	70	Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу
1.6.	Утилизация попутного газа	% к ресурсам	84,2	Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу
2. Охрана водных ресурсов
2.1.	Реконструкция площадки предварительного сброса воды на Антиповско-Бадыклейского месторождения	Объекг	1	Предотвращение загрязнения грунтовых вод
2.2	Ремонт карт на накопителе технологических отходов	шт	2	Предотвращение загрязнения грунтовых вод
2.3.	Оборудование площадки для хранения твердых отходов на СПН "Мирошники"	шт	1	Предотвращение загрязнения грунтовых вод
2.4.	Использование воды, попутно добытой с нефтью для поддержания пластового давления	Тыс.мі	1060	Сокращение использования пресных вод на производственные нужды
2.5.	Ремонт земляных обвалований в местах уклона нефтепроводов и водоводов к речным долинам и водоемам	км	3	Предотвращение попадания нефти и пластовой воды в водоемы
2.6.	Строительство ливневой канализации в резервуарном парке на СПН 1	объект	1	Предотвращение загрязнения грунтовых вод и почв
3. Охрана земельных ресурсов
3.1.	Ремонт обвалований нагнетательных и эксплуатационных скважин	шт	32	Предотвращение загрязнения почв нефтепродуктов и пластовыми водами
3.2.	УПНП	скв	10	Предотвращение загрязнения почв нефтепродуктов и пластовыми водами
3.3	ЦДНГ-1	скв	12	Предотвращение загрязнения почв нефтепродуктов и пластовыми водами
3.4.	ЦДНГ-2	скв	10	Предотвращение загрязнения почв нефтепродуктов и пластовыми водами
3.5	Ремонт обвалований в картах резервуарного парка	карта	4	Предотвращение загрязнения почв
3.6.	Рекультивация земель	га	36
3.8.	Оборудование накопителя и отстойника сточных вод с территории ПРЦЭиО	объект	1	Предотвращение загрязнения почв сточными водами
4. Охрана недр
4.1.	Проверка герметичности эксплуатационных колонн нагнетательных скважин	скв	3	Предотвращение пластовых перетоков
4.2.	Контроль за состоянием устья ликвидированных и законсервированных скважин	2 раза в год по всему фонду ликвидированных скв	Предотвращение загрязнения почв
5. Радиационная безопасность
5.1.	Проведение 100% радиационного контроля оборудования и труб, поступающих с промыслов	постоянно	Контроль радиационной обстановки
5.2.	Мониторинг радиационной обстановки на производственных объектах НГДУ	постоянно	Контроль радиационной обстановки

6.7 Использование установки СЕПС МК-IV для переработки нефтешламов

При добыче и подготовке нефти на месторождениях имеет место образование нефтесодержащих отходов (нефтешламов), которые в прошлом накапливались в земляных амбарах (шламонакопителях).

Состав и свойства нефтешламов неоднородны, зависят от их источника, длительности хранения, погодных условий и т.д. Все эти шламы состоят из стойких эмульсий типа "нефть в воде" или "вода в нефти" с включением различного количества частиц механических примесей.

В ТПП "Котовонефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" в течение 55 лет накопилось более 200 тысяч тонн нефтешламов, которые, занимая площадь 27,5 тыс.мІ, представляли огромную экологическую опасность.

Выполненные технико-экономические расчеты показали, что переработка нефтешламов является убыточным процессом для ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть". Несмотря на это, ОАО "ЛУКОЙЛ" приняло решение о закупке оборудования, считая основным её назначением исключить экологический риск по случайному разливу нефтешламов с попаданием в реку Медведицу Волгоградской области или случайному возгоранию.

С целью ликвидации данных шламонакопителей с предварительной переработкой нефтешламов в 20001 году ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" приобрело установку по переработке нефтешламов СЕПС МК-IV "VITOL" (Швейцария) - завод-изготовитель, разработчик - Англия.

Предполагалось перерабатывать нефтешламы с получением из них нефти с содержанием воды от 3 до 9 %; воды, готовой к утилизации с содержанием механических примесей и углеводородов до 50 мг/дмі, а также твердого грунта, входящего в состав нефтешламов.

В 2002 году после окончания монтажа и обучения персонала английскими специалистами были проведены первые опыты по пуску установки в эксплуатацию. Первый пуск установки выявил первый недостаток проекта.

При пуске котла и переходе с малой нагрузки на нормальную, регулирующий пункт не успевал подавать необходимое количество газа, происходило падение давления газа перед котлом и остановка котла. Чтобы избежать этого явления на газовой линии был установлен газовый ресивер. Остальное оборудование работало нормально.

Первый опыт эксплуатации установки показал, что разделения нефтешлама в штатном режиме не происходит: в установке не образуется чистая вода и нефтепродукт, а из установки выходит несколько видоизмененный нефтешлам с повышенной температурой. Рабочий сезон 2002 года (май - сентябрь) прошел в освоении обслуживающим персоналом технологии переработки нефтешламов и изучении оборудования.

В 2003 году после отработки различных технологических приемов переработки нефтешламов и консультаций с разработчиками пришли к выводу, что в процессе необходимо использовать деэмульгатор. Сам процесс переработки необходимо усовершенствовать с учетом использования деэмульгатора.

Для того, чтобы увеличить продолжительность работы деэмульгатора необходимо увеличить число емкостей, участвующих в процессе переработки нефтешламов.

Кроме того, чтобы температурный фактор, влияющий на вязкость нефтешлама, начал работать раньше, был организован предварительный подогрев нефтешлама как перед заборным устройством, так и в емкостях. Для этих целей под заборное устройство подавали пар, а в емкостях дополнительно установили теплообменники.

Для организации дозированной подачи реагентов в нефтешлам установили реагентный блок.

Для увеличения объема нефтешлама, находящегося в процессе гравитационного разделения после дозированной добавки деэмульгаторов, установили дополнительно две емкости.

Все емкости, находящиеся с нефтешламом, оборудовали отборными устройствами, установленными в резервуаре на различной высоте. Данные устройства позволили отбирать нефтешлам и готовую продукцию с различным содержанием нефтепродукта и воды.

В результате проведенных технологических усовершенствований установка СЕПС МК-IV была трансформирована под конкретные условия переработки нефтешламов ТПП "Котовонефтегаз".

За весь период эксплуатации установки по переработке нефтешламов СЕПС МК-IV было переработано 152 892 тонны нефтешлама (; получено нефти 4 517 тонн); уменьшена площадь шламонакопителя на 8 477,5 мІ (2006 год - 1 205,8 мІ, 2007 год - 1 271,7 мІ).

В настоящее время основными направлениями по повышению эффективности работы установки СЕПС МК-IV является подбор оптимального деэмульгатора при подготовке нефтешлама для дальнейшей его переработки, а также отработка технологии переработки твердых нефтешламов со дна шламонакопителей.

В соответствии с "Программой по ликвидации шламонакопителей" стратегической целью для ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" является рекультивация шламонакопителей до конца 2009 года и сдача нарушенных земель землепользователям.

Выводы по разделу 6

Анализ природно-климатических условий и экологической обстановки в районе месторождения позволяет оценить их в настоящее время как удовлетворительные для осуществления дальнейшей разработки. По данным визуальных обследований и лабораторных анализов проб почв, воды (поверхностных и подземных) значительных изменений природной среды в пределах Котовского месторождения и прилегающих территорий не выявлено. Отмечено незначительное проявление склоновой эррозии в пределах коридоров коммуникации, несанкционированное складирование в небольших объемах промышленных и бытовых отходов, некоторое сокращение площади естественных пастбищ, изменение минерализации поверхностных и подземных вод, ограниченное загрязнение почв и приземной части атмосферы нефтепродуктами в пределах технологических площадок и прилегающих территорий.

Небольшое отрицательное воздействие на природную среду предусматривается нейтрализовать путем выполнения комплекса природоохранных мероприятий и за счет ее саморегуляции. Разработка месторождения не окажет отрицательного влияния на социальную среду района, так как предполагает создание дополнительных рабочих мест и благоустройство территории путем создания сети улучшенных дорог, а также увеличение доходов бюджета.

7. Гражданская оборона

Нефтяная и газовая промышленность занимает одно из ведущих мест в обеспечения обороноспособности страны, т.к. без топлива, горючих и смазочных материалов, других продуктов переработки нефти и газа не может работать ни одна современная отрасль народного хозяйства, а вооруженные силы не обеспечат надежной защиты Родины.

Устойчивость работы нефтегазовой промышленности - это одна способность ее в условиях выхода из строя части предприятий, сооружения и учреждений или нарушения производственных связей между ними обеспечивать добычу нефти и газа, вести их переработку, осуществлять транспорт и хранение нефтепродуктов в объемах, обеспечивающих потребности военного времени.

В условиях современной войны, когда может использоваться оружие массового поражения и другие самые совершенные средства нападения, устойчивость объектов нефтегазовой промышленности определяется следующими факторами:

- надежностью защиты рабочих, служащих и членов их семей от всех поражающих факторов современных средств нападения противника;

способностью инженерно-технического комплекса объекта противостоять поражающим факторам оружия массового поражения;

- защищенностью отдельных элементов и всего инженерно- технического комплекса объекта от воздействия вторичных поражающих факторов;

- надежностью снабжения объекта электроэнергией, сырьем, водой, газом и т.п.;

- непрерывностью управления производственным процессом и гражданской обороной объекта;

- готовностью гражданской обороны объекта к проведению спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ и работ по восстановлению нарушенного производства;

расположением объекта отно...