При определении годового экономического эффекта от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти на действующих промыслах, можно использовать формулу:

 (4.8)

где ДК -- дополнительные капитальные вложения, руб.

В этом нормативе отражается удельная экономия затрат на разведку, бурение и обустройство, поскольку при одних и тех же затратах добыча нефти возрастает за счет мероприятий по увеличению конечной нефтеотдачи.

Финансовые средства предприятия, идущие на формирование экономического стимулирования предприятия (организации, образующихся в соответствии с действующими положениями, включают помимо прибыли, определяемой по формуле, также и амортизационные отчисления, остающиеся в распоряжении предприятия (по установленному нормативу).

При сравнении текущих хозрасчетных показателей деятельности предприятий до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделения прибыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

ДПприб. = Пприб.2 - Пприб.1 (4.9)

где ДПприб. -- прирост прибыли от реализации мероприятия, млн.руб.; Пприб.1, Пприб.2 -- общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия до и после реализации мероприятия НТП, млн.руб.

При определенном осуществлении нескольких мероприятий на одном предприятии выделение доли по каждому мероприятию осуществляется по принципу, принятому во внутрипроизводственном хозрасчете.

В том случае, когда при осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объем выпускаемой продукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции и определяется по формуле:

 (4.10)

где ДС - экономия эксплуатационных затрат, млн.руб; - изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП, млн.руб.; А2 - годовой объем продукции (работы), натуральные единицы измерения; Нприбыль- сумма налога на прибыль (24%).

Ставка налога на прибыль рассчитывается как

Нприбыль = ДС . 0,24 (4.11)

При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих приросты добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтегазодобывающего предприятия) определяется в соответствии с формулой:

(4.12)

где Цt - оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа), руб.; С0 и Сt - себестоимость добычи единицы продукции (нефти, газа) до и после внедрения мероприятия, руб.; А1 и А2 - годовой объем продукции (нефти, газа) до и после внедрения мероприятия.

Указанные в формулах принципы определения экономической эффективности новой техники и технологии добычи нефти отражают особенности технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности.

Токуп. = ДК / ДС (4.13)

где Токуп. - окупаемость дополнительных капитальных вложений; ДС - экономия эксплуатационных затрат, млн.руб.;

(4.14)

ДК - дополнительные капитальные вложения, млн. руб.

Прирост производительности труда определяется по формуле:

. (4.15)

4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения технологии герметизации эксплуатационной колонны методом спуска и цементирования дополнительной колонны

Герметизация эксплуатационной колонны методом спуска и цементирования дополнительной колонны меньшего диаметра была произведена на скважине №16428. Рассмотрим данный ремонт подробно:

Исследовали скважину СТД, Т, незначительное нарушение герметичности колонны отмечается в общем интервале 1242,5 - 1245,8м. Исследовали скважину АКЦ, каверномером, дефектоскопом. Заключение: коррозионный износ эксплуатационной колонны отмечается в интервалах: 1087-1518м. По решению ГТС №459 от 24.04 спустили 3,5" дополнительную колонну - 557,7м (50шт). Опрессовали 3,5" дополнительную колонну на 100атм - герметична. Произвели цементаж (6 т. цемента) с целью подъема цемента за 3,5"дополнительной колонной. Опрессовали 3,5" дополнительную колонну на 100атм - эксплуатационная колонна герметична. Спустили 2,5"НКТ с 2"воронкой и пусковыми муфтами на глубину 650 м и 800м.

Снизили уровень жидкости в скважине компрессированием до глубины 953м. Исследовали эксплуатационную колонну на герметичность прослеживанием уровня. Отбили уровень жидкостирезистивиметром Нн - 953м, через 8 ч. Н - 952м, через 24 ч. Н - 952м.

Рассчитаем экономический эффект от использования разъединителя гидравлического действия и цементировочного клапана КОЦ при аналогичном ремонте.

Таблица 4.2 Исходные данные для расчета экономической эффективности предлагаемого мероприятия

Добыча нефти до внедрения, т.	343,1
Цена используемого оборудования оборудования, тыс. руб.	9
Прирост добычи нефти, т.	204,4
Добыча нефти после внедрения, т.	547,5
Сокращение стоимости обслуживания оборудования, тыс. руб.	150
Цена 1 т., руб.	5600

Таблица 4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии по НГДУ Азнакаевскнефть

Наименование статей затрат	Себестоимость до внедрения	Дополнительные затраты dC, тыс.руб	Себестоимость после внедрения
	Всего затрат С1, тыс.руб	На 1т.товарной нефти С1', руб	Всего затрат dC, тыс.руб	Всего затрат нефти С2, тыс.руб	На 1т.товарной нефти С2', руб
1	2	3	4	5	6
Расходы на энергию по извлечению нефти	190824,00	48,37	9,87	190833,87	48,37
Расходы по искусственному воздействию на пласт	1267682,00	321,31	-1187,45	1266494,55	320,99
Основная зар.плата производственных рабочих	46282,00	11,73	0,00	46282,00	11,73
Дополнительная зар.плата производственных рабочих	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Отчисления на социальное страхование	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Амортизация скважин	176181,00	44,65	0,00	176181,00	44,65
Расходы по сбору и транспортировке нефти	314533,00	79,72	16,26	314549,26	79,72
Расходы по технологической подготовке нефти	419858,00	106,42	21,71	419879,71	106,42
Расходы на подготовку и освоение производства	51354,00	13,02	0,00	51354,00	13,02
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудованию	1774154,00	449,68	-80,00	1774074,00	449,63
в т.ч. расходы по подземному ремонту скважин	544624,00	138,04
Цеховые расходы	286764,00	72,68	0,00	286764,00	72,68
Общепроизводственные расходы	233827,00	59,27	0,00	233827,00	59,26
в т.к. транспортный налог	0,00	0,00		0,00	0,00
Прочие производственные расходы	7400589,00	1875,75	382,65	7400971,65	1875,75
в т.ч. налог на добычу полезных ископаемых	7399118,00	1875,75	382,65	7399500,65	1875,38
регулярные платежи за пользование недрами	1471,00	0,37		1471,08	0,37
Потери нефти при подготовке и транспортировке	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
а) потери	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
б) незавершенное производство	0,00	0,00		0,00	0,00
Производственная себестоимость товарной продукции	12162048,00	3082,59	-836,96	12161211,04	3082,22
Внепроизводственные расходы	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Полная себестоимость товарной продукции	12162048,00	3082,59	-836,96	12161211,04	3082,22

Таблица 4.4 Расчет абсолютных показателей экономической эффективности от применения разъединителя гидравлического действия и цементировочного клапана КОЦ

Наименование показателей	Ед.измерения	До внедрения	После внедрения
Уровень затрат на 1 руб. тов.продукции	руб./руб.	0,000550	0,000550
Прибыль балансовая	тыс.руб.	9932189,41	9934162,84
Уровень рентабельности	%	81,67	81,69
Производительность труда	тыс.руб./чел.	991,80	991,86
Прирост балансовой прибыли	тыс.руб.		1973,43
Снижение себестоимости 1т. нефти	руб./т.		0,37
Прирост производительности труда	руб./чел.		0,06

Таблица 4.5 Расчет относительных показателей экономической эффективности от применения разъединителя гидравлического действия и цементировочного клапана КОЦ

Наименование показателей	Ед.измерения	До внедрения	После внедрения
Прирост производительности труда	%		0,01
Снижение уровня затрат на 1 руб.тов.продукции	руб.		0,01
Изменение уровня рентабельности	%		0,02

Таблица 4.6 Расчет экономического эффекта от применения разъединителя гидравлического действия и цементировочного клапана КОЦ

Наименование показателей	Ед.измерения	До внедрения	После внедрения
Выручка от реализации продукции	тыс.руб.		1142,40
Себестоимость после внедрения	тыс.руб.		3082,22
Затраты на добычу нефти	тыс.руб.		628,77
Прибыль	тыс.руб.		513,63
Налог	тыс.руб.		123,27
Годовой экономический эффект	тыс.руб.		390,36

5. Техника безопасности и охрана труда

5.1 Меры безопасности при осуществлении предлагаемых мероприятий

Общие требования: Работники, привлекаемые к ведению работ по текущему и капитальному ремонту скважин, должны пройти подготовку и аттестацию в соответствии с требованиями Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.02 №21, зарегистрированным Минюстом России от 30.05.02 г., рег. №3489 17.

Помимо аттестации по промышленной безопасности руководители и специалисты должны пройти проверку знаний требований нормативных правовых актов в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарно - эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей среды и охраны труда.

Подготовка и аттестация по вопросам промышленной безопасности рабочих основных профессий осуществляется в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

К работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть менее двух недель.

Бригады по текущему и капитальному ремонтам скважин должны вести «Журнал проверки состояния условий труда». В этом журнале ИТР и уполномоченные по охране труда и по технике безопасности записывают результаты плановых и внеочередных проверок состояния охраны труда, а также мероприятия и ответственных по устранению выявленных нарушений. Несчастные случаи, происшедшие на рабочем месте, расследуются в установленном порядке согласно статье 229 «Трудового кодекса РФ».

Ремонт скважины на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств согласно Технических условий на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин и Инструкции по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом схемы расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов радиусом не менее 30 м, а в зимнее время - очищена от снега и льда. Подземные коммуникации должны быть четко обозначены.

Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом категории грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться по оси агрегата с кабиной с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями. азнакаевский герметизация скважина колонна

Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием в соответствии с «Нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации».

Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которые вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередного освидетельствования.

Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих ГОСТ, ТУ и нормам на изготовление.

Освещенность рабочих мест и территории ремонтируемой скважины должна соответствовать «Отраслевым нормам проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности» ВСН 34-82, требованиям санитарных норм и правил. При использовании агрегатов по ремонту скважин для текущего и капитального ремонта освещенность рабочих мест должна быть не менее:

- устье скважины - 100 лк;

- лебедка - 75 лк;

- люлька верхового рабочего - 25 лк;

- приемные мостки - 10 лк;

- автонаматыватель - 15 лк;

- шкалы КИП - 50 лк;

- площадки для производства погрузочно-разгрузочных работ - 10 лк.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные C1-С10 в пересчете на С-300 мг/м3, сероводород в смеси с углеводородами C1-C5 - 3 мг/м3). Анализ воздуха рабочей зоны на содержание нефтяных паров и газов проводится перед началом ремонтных работ на устье скважины после глушения и в процессе ремонта после вскрытия новых пластов и перед проведением огневых работ на устье скважины. На скважинах, в продукции которых содержится или не исключена возможность появления сероводорода, анализ проводится ежесменно. Все анализы проводятся с записью в журнале «Контроль воздуха на содержание сероводорода». Для проведения анализов используются приборы АМ-5, АНКАТ и т.д.

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 21 года, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

Работники подрядных, обслуживающих и других организаций, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне.

На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» 5.

Требования безопасности при переезде бригад. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные участки на пути движения, принять при необходимости меры по очистке снега или неровностей, составить и согласовать с представителем заказчика маршрут переезда и ознакомить с ней под роспись всех участников движения.

Перед переездом все выдвижные части агрегата должны быть установлены в транспортном положении и застопорены.

При буксировании грузов на санях и гусеничных прицепах и других транспортных средствах следует использовать жесткие сцепки длиной 2,5-4,0 м.

Нахождение людей на платформах агрегатов, площадках саней, на грузах, передвижных будках запрещается.

Уклон трассы при перевозке грузов должен быть плавным. Боковой уклон не должен превышать 10°.

Переезд передвижных агрегатов через замерзшие реки и другие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление, допускаемые к переездам виды транспорта и скорости движения, при отсутствии тумана, поземки, снегопада.

Движение по снежной целине разрешается только по уточненной трассе и по направлению выставленных знаков (вех).

При движении агрегатов по дорогам (магистралям) следует руководствоваться требованиями «Правил дорожного движения».

Крупногабаритное оборудование и механизмы следует транспортировать в сопровождении службы безопасности дорожного движения 5.

Требования безопасности при подготовительных работах. Перед разборкой устьевой арматуры следует в трубном и затрубном пространствах постепенно снизить давление до атмосферного.

Перед ремонтом глубинно-насосной скважины головка балансира станка-качалки должна быть откинута назад. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и установка канатной подвески, необходимо производить с использованием специальных механизмов, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка - качалки.

Перед ремонтом скважин, оборудованных центробежными электронасосами, следует обесточить кабель, проверить надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки при пробном протягивании кабеля через ролик в обе стороны. Кабельный ролик должен быть закреплен к ноге или поясу грузоподъемного сооружения с помощью специального хомута и застрахован стальным тросом диаметром не менее 12 мм.

Перед глушением скважины нагнетательный трубопровод должен быть испытан при давлении, равном полуторократному ожидаемому давлению, предусмотренному планом работ. Находиться при этом в опасной зоне запрещается. При появлении утечки работы по их устранению могут быть выполнены только после остановки насосного агрегата и снижения давления в линии до атмосферного.

Стеллажи и приемные мостки следует устанавливать с уклоном не более 1:25.

Резку стальных канатов следует производить при помощи специальных приспособлений и в защитных очках 4.

Требования безопасности при монтаже и демонтаже мачт и агрегатов. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить состояние агрегата, уделив при этом особое внимание состоянию мачты, талевой системы, сигнализации, приспособлений для укладки и крепления оттяжных канатов, а также состоянию кронблока и его крепления в транспортном положении.

Агрегат на скважине должен быть установлен так, чтобы было обеспечено беспрепятственное управление им, наблюдение за работающими на устье скважины и движением талевого блока.

Подъемные агрегаты (кроме безоттяжечных) должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов, при этом оттяжки не должны пересекать дороги, линии электропередач, находящиеся под напряжением, и переходные площадки. Оттяжки должны быть закреплены за штопора длиной не менее 1,8 м. Схема заворота штопоров согласно «Технических условий на монтаж передвижных агрегатов». Не допускается заворот штопоров в насыпной грунт.

Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины.

Насосные агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными клапанами заводского изготовления, и манометрами. Отвод от предохранительного клапана на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат 5.

Требования безопасности при спускоподъемных операциях. При использовании механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть расположен па высоте не более 0,5 м от пола рабочей площадки.

Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната с целью предотвращения его скручивания.

На устье скважины, при ремонте которой возможны газонефтепроявления, до начала ремонта должно быть установлено противовыбросовое оборудование.

Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания штанг и труб должны устанавливаться на штанги или трубы и сниматься с них только после полной остановки механизма.

При отвинчивании полированного штока и соединения его со штангами устьевой сальник должен быть прикреплен к штанговому элеватору.

В случае заклинивания плунжера штангового глубинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

Запрещается иметь на рабочей площадке во время спускоподъемных операций элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб и лишнее оборудование и инструмент.

Перед началом спускоподъемных операций следует проверить исправность затвора (защелки) элеватора. Запрещается проводить спуско - подъемные операции с неисправным индикатором веса и пишущим прибором. Запрещается для свинчивания и развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску.

Отвинченную трубу следует поднимать только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты, запрещается проводить спуско - подъемные операции с неисправной пружиной талевого блока (слом, вытяжка). При подъеме НКТ не допускается резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб. При спуско-подъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг оставлять талевый блок на весу при перерывах в работе независимо от их продолжительности.

Если в процессе подъема оборудования наблюдается газовыделение, перелив жидкости, то подъем оборудования должен быть прекращен, устье загерметизировано и проведено повторное глушение скважины.

При обнаружении прихвата в процессе подъема НКТ или другого скважинного оборудования подъем прекратить до выяснения возможных причин, затем приступить к ликвидации аварий по специальному плану.

При укладке труб на мостки свободный конец их должен быть установлен на скользящую подкладку (тележку, лоток и др.).

При подъеме НКТ с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением для предотвращения разлива жидкости на рабочую площадку. Жидкость, вытекающую из поднятых труб, направляют в специальную емкость. Подъем вести с постоянным доливом технологической жидкости с целью предупреждения газонефтеводопроявлений.

Укладка на мостки и подъем с них штанг разрешается только по одной штанге.

При подъеме труб с мостков не допускается их раскачивание, удары о подъемное сооружение, станок-качалку и другое оборудование.

При свинчивании труб для предотвращения вращения колонны на муфте следует установить контрключ.

Спуско-подъемные операции при скорости ветра 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

При подъеме труб должны быть обеспечены непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. Не допускать разницу между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м3. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с, а в интервалах набора кривизны и уменьшения сечения - не более 0,1 м/с. При перерывах в работе на скважинах с открытым интервалом перфорации и независимо от их продолжительности запрещается оставлять устье незагерметизированным.

Во время подъема (спуска) НКТ рабочий персонал должен находиться в безопасной зоне. Работы по ликвидации нефтегазовых выбросов проводят в строгом соответствии с действующими правилами. Работы выполняются противофонтанной военизированной службой 5.

Электробезопасность. На скважинах в станциях управления должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования ремонтной бригады при производстве работ. Все работы, связанные с подключением, профилактикой и ремонтом электрооборудования должны проводиться электротехническим персоналом.

Все оборудование, которое может оказаться под напряжением, должно быть отдельно заземлено согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ).

Светильники на устье скважины должны быть взрывозащищенного исполнения, в культбудке, инструментальной будке и распределительном устройстве - закрытого исполнения.

Электрические кабели должны быть подвешены на тросовой подвеске на высоте не менее 3,5 м, либо снабжены предупреждающими знаками «Высокое напряжение!». Укладка кабелей по земле без защиты от механических повреждений не допускается.

Передвижное распределительное устройство (РУ) устанавливается на расстоянии не менее 7,5 м от устья скважины на ровном месте, на щите должен быть вывешен знак «Высокое напряжение!».

Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки, другие профилактические и ремонтные работы могут производиться только после полного снятия напряжения.

Измерение мегаометром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках 5.

Противопожарная безопасность. При организации ремонтных работ следует строго придерживаться требований «Правил пожарной безопасности в Российской Федерации» (ППБ-01-03) или Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-85).

Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, местонахождение противопожарного инвентаря, свои обязанности при возникновении пожара и номер телефона пожарной части.

Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а спецтранспорт для перевозки нефтепродуктов - средствами пожаротушения.

Не допускается замазучивание территории вокруг скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив нефти.

Запрещается применение открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудования и химреагентов, используемых для ремонта скважин.

При возникновении пожара следует немедленно вызвать пожарную часть и одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися на скважине средствами пожаротушения.

Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения» 5.

5.2 Охрана окружающей среды. Контроль за состоянием окружающей среды. Охрана недр

Охрана поверхностных и пресных подземных вод. Основными показателями нефтепромыслового загрязнения является содержание хлоридов, сульфатов, нефти и общей минерализации 17.

Согласно СанПиНа 2.1.4.559-96 ПДК для этих показателей следующие:

Хлоридов - 350 мг/л,

Сульфатов - 500 мг/л,

Общая минерализация - 1000 мг/л,

Содержание нефтепродуктов суммарно - 0,1 мг/л

НГДУ «Альметьевнефть» регулярно ведет контроль за состоянием поверхностных водоемов на территории Ромашкинского месторождения. Пробы отбираются ежемесячно.

Сотрудниками ТатНИПИнефть в июле 2000 года был проведен разовый отбор проб воды из подземных питьевых источников на территории Ромашкинского месторождения. По результатам анализов выяснилось, что вода во всех источниках жесткая.

Для улучшения экологической обстановки в районе населенных пунктов и исключения загрязнения родников, артезианских скважин, больших и малых рек выделяются санитарно-защитные зоны, в которых ограничивается или полностью запрещается строительство новых промышленных и бытовых объектов.

Санитарно-защитные зоны вокруг предприятий по добыче нефти устанавливаются на расстоянии не менее 1000 метров до жилой застройки 17.

Предусматривается 3 пояса - зоны санитарной охраны (ЗСО):

I пояс - зона строгого режима 30 - 50 метров. В этой зоне запрещено бурение и строительство объектов, не связанных с эксплуатацией данного источника, площадка должна быть спланирована для отвода поверхностного стока за ее пределы и огорожена.

II пояс - зона защиты от бактериального и химического (так как он находится внутри третьего пояса) загрязнений, рассчитывается по фильтрационным свойствам водовмещающих пород.

III пояс - зона защиты от химических загрязнений (зона питания), зависит от фильтрационных свойств водовмещающих пород.

Во втором и третьем поясах санитарной охраны подземных источников необходимо:

выявление, тампонирование (или восстановление) всех старых, бездействующих, дефектных скважин, представляющих возможность загрязнения пресного водоносного горизонта;

регулирование бурения новых скважин и другого строительства при обязательном согласовании с местными органами санитарно-эпидемиологической службы;

запрещение закачки отработанных вод в подземные горизонты, складирование отходов, ядохимикатов, горюче-смазочных материалов, накопителей промстоков, размещение кладбищ, скотомогильников, полей фильтрации, животноводческих ферм, птицефабрик, обуславливающих возможность химического и микробного загрязнения пресных подземных вод 17.

Охрана земель, лесов, флоры и фауны. Ромашкинское месторождение расположено в лесостепной зоне. Коренными породами, слагающими территории района, являются отложения казанского и татарского ярусов пермской системы. На преобладающей площади эти породы перекрыты четвертичными отложениями в виде элювиальных и делювиальных глин, тяжелых суглинков. Наиболее распространенный тип почв - черноземы.

Характерной особенностью региона является чередование лесных и степных ценозов. Лесистость района составляет 17,4 %. Леса лиственные, состоящие из дуба, липы, березы и осины.

Из типично лесных видов на территории месторождения обитают следующие представители животного мира: глухарь, тетерев, куница, норка американская, лось, косуля.

При дальнейшей разработке месторождения, во избежание возможных загрязнений, а также охраны почв, лесов, флоры и фауны предлагается ряд мероприятий

Охрана земель:

предотвращать случаи попадания в почву и почвогрунты различных химических реагентов (ПАВ, щелочей, кислот и др.), используемых в технологических процессах;

сокращать размеры земельных участков под строительство объектов за счет применения прогрессивных методов строительства, комплексных блочных установок, кустового бурения;

использовать под строительство производственных объектов непригодные земли для сельскохозяйственных целей;

обвалование скважин, куста скважин, резервуара или их группы и поддержание его в исправном состоянии;

производить рекультивацию нарушенных земель и передавать их землепользователям.

Охрана лесов, флоры и фауны:

Леса в современном мире продолжают оставаться уникальным биосферным фактором, поддерживающим существование жизни на земле, являясь главным источником кислорода. Поэтому для сохранения и восполнения площадей лесных насаждений необходимо:

восстановление лесов на вырубках путем создания искусственных насаждений, особенно деревьев ценных пород;

оперативное обнаружение и тушение лесных пожаров, очагов вредителей и болезней леса и своевременное принятие мер к их ликвидации;

повысить требовательность к выпасу скота и сенокошению в лесах;

охранять редких и находящихся под угрозой исчезновения растений и животных, занесенных в Красную Книгу. Запретить хозяйственную деятельность, ведущую к сокращению численности этих растений и животных, ухудшающую среду их обитания;

при обустройстве месторождения предусмотреть строительство переходов через транспортные магистрали, трубопроводы, искусственные каналы на основных путях миграции диких животных;

предусмотреть создание искусственных защитных сооружений, экранирующих устройств, насыпей (кавальеров), заглубленных транспортных путей, изоляции естественных водоемов от искусственных водохранилищ - охладителей, испарителей и т.п 17.

Охрана недр. Недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.

С целью предупреждения загрязнения почвы, поверхностных и пресных подземных вод и недр при строительстве скважин фильтратами бурового раствора и технологическими жидкостями, необходимо предъявлять основные требования по надежности их сооружения, обеспечивающие предотвращения: фильтрации жидкости в грунт, заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод на поверхности и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами.

Основными требованиями в области охраны недр являются:

гидроизоляция дна и стенок земляных амбаров полимерным материалом согласно РД-39-0147585-149-97 «Инструкция по строительству, эксплуатации и ликвидации земляных амбаров при бурении и ремонте скважин»;

обязательный подъем цементом за кондуктором и эксплуатационной колонной до устья во всех вновь бурящихся скважинах, независимо от их первоначального назначения;

наращивание цементного кольца за кондуктором, промежуточной и эксплуатационной колонной в скважинах, где цемент не поднят или отсутствует в нужном интервале;

геофизические исследования по выявлению технического состояния эксплуатационных колонн, заколонных перетоков и своевременное устранение нарушений;

бурение скважин-дублеров в замен скважин с неисправными эксплуатационными колоннами;

ликвидация бездействующих дефектных скважин;

перевод отработавших (обводненных) скважин в наблюдательные пьезометрические;

перевод нагнетательных скважин со сточных водой на пресную воду в зонах питания родников и артезианских скважин;

проводит наблюдение в глубоких пьезометрических скважинах за продуктивными перспективными на нефть и поглощающими горизонтами 5.

Контроль за состоянием окружающей среды (мониторинг). Обобщая изложенное, можно заключить, что отходы предприятия по добыче нефти оказывают отрицательное воздействие на объекты окружающей среды (при попадании в них) и представляют угрозу здоровью населения, проживающих в нефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо более эффективно осуществлять технологические, санитарно- технические, планировочные и организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды, позволяющие с наименьшим вредом для природной среды добывать и транспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствия загрязнения. Для этого создается наблюдательная сеть за состоянием воздушного бассейна, поверхностных и подземных вод, почв.

В связи с дальнейшей разработкой месторождений и учетом направления постоянных ветров рекомендуется установить 2 поста наблюдения за состоянием атмосферного воздуха. Периодичность контроля 1 раз в месяц. Средством контроля может служить передвижная лаборатория « Атмосфера-П», предназначенная для определения загрязнения атмосферы и измерения метеорологических элементов при проведении маршрутных и подфакельных наблюдений.

Учитывая дальнейшую разработку месторождения, рекомендуется установить 4 водопоста. При дальнейшей разработке Ромашкинского месторождения предусмотреть на малых речках и ручьях строительство трех нефтеулавливающих устройств.

Проводить наблюдения за качеством пресных подземных вод по родникам, артезианским скважинам колодцам, которые используются население в питьевых и хозяйственных целях, с периодичностью 1 раз в квартал. Основными компонентами, загрязняющими почвой и грунты, в нефтедобывающей промышленности являются - нефтепродукты, хлориды натрия и кальция.

Для организации и совершенствования наблюдательной сети за состоянием почвенного покрова создать инженерно-геологический мониторинг с использованием аэровизуальных наблюдений для оконтуривания загрязнений почв продуктами нефтедобычи. Периодичность наблюдения в пунктах загрязнения 2 раза год (весной и осенью) 17.

Размещено на Allbest.ru

...