Окончательно принимается:

r₁ =6137 м; r₂ =5745 м; r₃ =5496 м.

Найдем число скважин в рядах

n_i=2p×r_i /2s_I , значения которых сводим в таблицу 1.13

Таблица 1.13

Определение дебитов на отдельных этапах разработки для расчетных вариантов

Для определения ориентировочного времени разработки производим расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии производятся без учета добычи воды.

Забойные давления принимаем равными минимальному давлению фонтанирования. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному пластовому давлению.

Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для каждого варианта составляется отдельная таблица.

Рассмотрим вариант с тремя рядами.

Найдем запасы между рядами

 .                                           (3)

Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:

 , (4)

где P_{c j} - забойное давление скважины j-го ряда;

W_j и w_j - внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;

 ,                        (5)

Q_j - дебит j-го ряда.

При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система уравнений имеет вид:

Значения P_{c i}=Р_заб,. Результаты решения системы для трех вариантов, выполненные на компьютере, представлены в таблице 1.14.

Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая, что во всех вариантах на первом этапе добывается 5% воды, на втором и третьем этапах - 15% воды.

Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по этапам.

I вариант.

. 30,241.408×0,95=28,729.337 т/сут.

. 23,576.718×0,85=20,040.210 т/сут.

. 25,201.527×0,85=21,421.298 т/сут.

вариант.

1.       20,094.344×0,95=19,089.627 т/сут.

2.       19,516.415×0,85=16,588.953 т/сут.

.        17,167.757×0,85=14,592.594 т/сут.

вариант.

1.       13,417.393×0,95=12,746.523 т/сут.

2.       16,009.970×0,85=13,608.474 т/сут.

.        10,100.095×0,85=8,585.081 т/сут.

Уточненные сроки разработки для I варианта:

1. ,

.  ,

.  .

В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.

Таблица 1.14

Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:

I вариант.

. 30,241.408×0,05×365×0,846=0,467 млн. т,

. 23,576.718×0,15×365×1,138=1,469 млн. т,

. 25,201.527×0,15×365×0,641=0,885 млн. т.вариант.

. 20,094.344×0,05×365×1,273=0,467 млн. т,

. 19,516.415×0,15×365×1,374=1,469 млн. т,

. 17,167.757×0,15×365×0,941=0,885 млн. т.вариант.

. 13,417.393×0,05×365×1,907=0,467 млн. т,

2.       16,009.970×0,15×365×1,675=1,469 млн. т,

3.       10,100.095×0,15×365×1,600=0,885 млн. т.

Определение количества нагнетаемой воды

Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.

Объем воды требуемый для нагнетания:

I вариант

. (8,871+0.467)×1,4 = 13,072 млн.м³;

. (8,322+1.469)×1,4 = 13,707 млн.м³;

. (5,014+0.885)×1,4 = 8,259 млн.м³.

II вариант

. (8,871+0.467)×1,4 = 13,072 млн.м³;

. (8,322+1.469)×1,4 = 13,707 млн.м³;

. (5,014+0.885)×1,4 = 8,259 млн.м³.

III вариант

. (8,871+0.467)×1,4 = 13,072 млн.м³;

. (8,322+1.469)×1,4 = 13,707 млн.м³;

. (5,014+0.885)×1,4 = 8,259 млн.м³.

Определение забойного давления в нагнетательных скважинах

Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:

Р_зн= Р_наг+ Р_ст- Р_тр,

где Р_наг = 10 МПа - давление на выкиде насоса;

Р_ст = Н/100 = 18,2 МПа - гидростатическое давление столба воды в нагне-тательной скважине;

Р_тр - потери давления на трение, определяемые по формуле

                                 (6)

где λ - коэффициент трения, для определения которого найдем число Рейнольдса по формуле:

                                         (7)

где D = 10 см - диаметр колонны;

μ = 1 мПа·с = вязкость закачиваемой воды.

Принимая объем нагнетаемой воды q = 500 м³/сут, найдем:

Так как Re > 4000, то λ определяем по формуле Блазиуса:

Тогда

Таким образом

Р_зн= 10 + 18,2 - 0,605 = 27,59 МПа.

Определение числа нагнетательных скважин

Число нагнетательных скважин определяется из трансцендентного уравнения:

,                        (8)

где ζ = 2 - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины;

Q_н - объем закачки воды;

μ = 1 мПа·с - динамическая вязкость закачиваемой воды;

r_наг=r_н+ 500 = 6529 + 500 = 7029 м - радиус нагнетательного ряда;

r_cн= 10^-4 м - приведенный радиус нагнетательной скважины.

Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для всех этапов:

Iвариант

n₁ = 20.911·(7,847 - lg n₁), n₁= 121 скв;

n₂ = 16.366·(7,847 - lg n₂), n₂= 96 скв;

n₃ = 17.494·(7,847 - lg n₃), n₃= 102 скв.

II вариант

n₁ = 13.948·(7,847 - lg n₁), n₁ =83 скв;

n₂ = 13.548·(7,847 - lg n₂), n₂=80 скв;

n₃ = 11.917·(7,847 - lg n₃), n₃ = 71 скв.

III вариант

n₁ = 9.313·(7,847 - lg n₁), n₁ = 57 скв;

n₂ = 11.113·(7,847 - lg n₂), n₂= 67 скв;

n₃ = 7.011·(7,847 - lg n₃), n₃= 44 скв.

Результаты расчетов, сводятся в таблицу 1.15

Таблица 1.15 - Результаты расчетов

2. Экономическая часть

Нефтегазодобывающее управление «Жетыбайнефть» состоит из четырех групп организационных подразделений: аппарата управления, инженерно-технической службы, базы производственного обслуживания цехов и предприятий, непосредственно подчиненных руководству НГДУ.

Инженерно-техническая служба обслуживает выполнение текущего нефти и газа, собирает всю технологическую и производственную информацию о процессе добычи, координирует всех производственных подразделений на территории предприятия.

В состав инженерно-технической службы входят: центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС) и нефтепромыслы.

Аппарат ЦИТС, возглавляемый начальником ЦИТС, заместителем начальника ЦИТС-а, состоит из 2-х групп:

технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин;

диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.

Нефтяные промыслы, за которыми закреплен определенный фонд скважин, собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории круг закрепленных за ними скважин и объектов. Эти службы ведут также надзор за работой всего эксплуатационного оборудования, связанного с закрепленным за ними фондом скважин.

В состав нефтепромысла входят: аппарат нефтепромысла, состоящий из начальника цеха, инженеров и техников по добыче нефти и производственного подразделения, состоящие из групп обходчиков, которые работают преимущественно днем, а также дежурный, бригады широкого профиля, работающие круглосуточно.

База производственного обслуживания является производственным подразделением НГДУ. Она осуществляет эксплуатацию числящегося на балансе управления и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, поддерживает их в рабочем состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех производственных объектов.

Основная задача БПО заключается в обеспечении бесперебойной работы скважины и других производственных объектов на установленном режиме.

соответствии с этим, база производственного обслуживания выполняет следующие функции:

обеспечивает круглосуточную подачу на объекты всех видов энергии, а также воды и ведение учета их расхода;

обеспечивает плановое, оперативное проведение средних и текущих ремонтов оборудования, модернизацию узлов и отдельных агрегатов, изготовление запасных частей и узлов, доставку их на производственные механического и энергетического оборудования, средств автоматизации;

направляет механическое и энергетическое оборудование на капитальный ремонт и принимает его из капитального ремонта, обеспечивает консервацию неустановленного оборудования, подготавливает новые технологические средства к испытаниям, обеспечивает осуществление технологических мероприятий.

В составе БПО организованы следующие подразделения:

цех проката и ремонта эксплуатационного оборудования (ЦПРЭО);

цех про ката и ремонта электрооборудования и электроснабжения (цпрэо и ЭС);

цех автоматизации производства (ЦАП);

цех капитального ремонта устьевых нагревателей;

цех пароводоснабжения.

Материально-техническое снабжение

Обеспечение предприятия производственными и оборотными фондами проводится через систему материально-технического снабжения.

План предприятия по материально-техническому снабжению служит основой для заключения договоров с предприятиями-поставщиками. В договорах указывается поставляемая продукция с качественными и количественными характеристиками формы снабжения и материальная ответственность сторон за нарушения договорных условий. Материально-техническим снабжением занимается отдел материально-технического снабжения, который определяет потребность управления в материальных ресурсах, составляет заявки, организует получение и хранение материального фонда, обеспечивает бесперебойное снабжение предприятия.

Основными материально-техническими средствами поставляемыми в НГ ДУ Жетыбайнефть» являются:

нефтяное оборудование, станки, трубы, штанги;

техническое оборудование, машины и т.д.

Снабжение НГ ДУ «Жетыбайнефть» осуществляется по железной дороге со станции Жетыбай, а также морским путем через порт Актау.

.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

За 1999 год по нефтегазодобывающему управлению «Жетыбайнефть»

добыто 2039239 тонн нефти и газового конденсата, 174300 тыс. мЗ попутного И природного газа. Выполнение государственного задания по добыче нефти и газа соответственно составило 102 и 102,5%, сверх плана 39239 тонн нефти выполнено на 103,1 % и сдачи нефти составило 2029311 тонн. По сравнению с фактом 1989 года улучшилось качество сдаваемой нефти.

За отчетный период введено в эксплуатацию 63 (при плане 82) новых и 18 скважин из числа бездействующих на начало года (при плане 36). Переведено на механизированный способ эксплуатации 49 скважин (при плане - 35). Силами цеха по капитальному и подземному ремонту скважин НГДУ «Жетыбайнефть» произведено 962 скважино-операций ПРС (при плане 940), 36 скважино-операций КРС (при плане 30) и 111 скважино-операций канатной техникой (при плане 100).

Межремонтный период за отчетный период составил 312 скважиносуток (при плане 310). По балансу НГДУ состоит 1433 скважины, из них: 767добывающих (действующих - 718), бездействующих - 45, освоение - 4.

За счет проведения запланированных организационно-технических мероприятий улучшились показатели использования скважин. Коэффициент эксплуатации действующего фонда соответственно составил 0,918 и 0,854 доли единиц, против плановых показателей 0,905 и 0,847. За 1999 год среднедействующее количество скважин составило 692 скважины (при плане 731)

В целях поддержания давления в пласт закачено 986,7 тыс. м воды (при плановом объеме 984 тыс. м3).

Введено под закачку после бурения 14 скважин и 8 скважин из нефтяного фонда. Обводненность продукции за отчетный период составила 52,1%, добыто 4232529 тонн жидкости. За отчетный год темп роста производительности труда против плана возрос на 8,8%, средней заработной платы 11,2%. Соотношение между приростом производительности труда и приростом средней заработной платы составило 2,8%, при плане - 1,6%.

Затраты на выпуск товарной продукции за отчетный год составили 60044 тысяч, при плане - 58929. По итогам отчетного года получен перерасход затрат на производство против плана на сумму 11 15 тысяч тенге, а против плановых затрат на выполненный объем получена экономия на сумму 431 тыс. тенге.

Получено снижение затрат на один тенге товарной продукции против плана на 0,49 тиын. Снижение себестоимости против плана:

тонны товарной продукции на 0,06 тенге, при плане - 28,43;

тонны нефти и газового конденсата на 0,03 тенге, при плане - 28,68;

мЗ попутного газа на 0,44 тенге, при плане - 12,56.

За 1999 год на балансе НГ ДУ состоит основных производственных фондов на сумму 360015 тысяч тенге, в том числе стоимость скважин составила 257255 тыс. тенге. За 1999 год введено основных фондов на сумму 22060 тысяч тенге, из них стоимость скважин составила - 13956 тысяч тенге. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов составила 367162 тыс. тенге, а в -том числе скважин 257567. За отчетный год показатель фондоотдачи по НГДУ составил 14 тиын, при плане 13,5 тиын.

.2 Определение экономической эффективности внедряемых якорей НСВ

якорь разработка месторождение скважина

Определяем экономический эффект от внедрения якоря в НГДУ «Жетыбайнефть».

Имеем следующие исходные данные для расчета:

Средний-дебет жидкости:

НСН 2-43 - 8,38 т/сутки НСВ 1-43 - 10,06 т/сутки

Обводненность нефти - 33%.

Средняя продолжительность одного ремонта

Газового - 56,6 час.

Газопесочного - 50,5 час.

Межремонтный период:

Газового - 131 сутки.

Газопесочного - 176 суток.

Коэффициент эксплуатации скважин - 0,89.

Стоимость одного якоря:

Газового - 75340 тг.

Газопесочного - 85315 тг.

Средняя стоимость 1 часа бригады подземного ремонта - 35046 тг.

Средняя глубина подвески якорей:

Газового - 1401 м.

Газопесочного - 1533 м.

Добыча нефти - 315,87 тыс. тонн.

Определим дополнительную добычу нефти:

_ддд = QI - Q2Г. К = (l 0,06 - 8,38)67 365 . 089·100 = 36565 тонн

          100  100'          ,

где QI - средний дебит жидкости при использовании якоря НСВД 1-43, т/сутки, - средний дебит жидкости при использовании якоря НСН 2-43, т/сутки,

Г - количество дней в году,

К - коэффициент эксплуатации.

При анализе вариантов какого-либо технического или организационного мероприятия производится сопоставление общих и капитальных удельных вложений себестоимости продукции.

Наиболее экономичный вариант характеризуется·- наименьшими удельными капитальными вложениями и минимальной стоимостью единицы продукции. Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно. Предположим, что внедрение мероприятия влияет на все статьи затрат, то необходимо провести расчет по следующей методике.

Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой техники, рассчитываются в зависимости от капитальных дополнительных вложений на приобретение новой техники и при амортизации

в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» и рассчитывается по формуле:

где С_пер - первоначальная стоимость оборудования; _а- норма годовых амортизационных отчислении, %.

Таким образом, расчет амортизационных отчислений до внедрения мероприятия:

а. Скважина добывающая

б. Якори газовые

Расчет амортизационных отчислений после внедрения мероприятия:

а. Скважина добывающая

б. Якорь газопесочный

Расчет фонда оплаты труда

Организация оплаты труда осуществляется в соответствии с законом «О труде». Одной из важных задач организации оплаты труда является обеспечение точного учета количества и качества труда, затраченного каждым работником при производстве продукции.

Расчет фонда заработной платы про изводится по месячным тарифным ставкам или окладом. Его величину определяют по формуле:

ФЗП = ЗПЛмин · Ктариф· Крайон · Ктер· КДОП.з.п. · Чппп ·12,

где ЗПЛмин- -минимальная заработная плата, 5000 тг.;

Ктариф - тарифный коэффициент;

Крайон - районный коэффициент;

Ктер - территориальный коэффициент;

Кдоп.з.п. - коэффициент дополнительной заработной платы;

Чппп - численность промышленного производственного персонала, чел.

Фонд заработной платы:

ФЗП = 5000·6,4 . 1,1 . 1,14· 1,25 ·200· 12 = 120384000 тг.

В соответствии с налоговым кодексом РК, производятся следующие виды отчислений от фонда заработной платы (ФЗП):

в госбюджет (соц. налоги) по ставке 21 %;

в НПФ по ставке 10%.

Таким образом, социальные отчисления составляют:

Со = ФЗП * 0,31 = 37319040 тг.

Фонд заработной платы в сумме с отчислениями образует фонд оплаты труда.

ФОТ = ФЗП + Со = 157703040 тг.

Расчет энергетических затрат.

Изменение энергетических затрат на непосредственную добычу нефти определяется в зависимости от того, насколько меняется установленная мощность и годовой расход энергии в результате внедрения мероприятия .

Для определения затрат электроэнергии на технологические и производственные нужды используем нормативный метод расчета:

Зэ=НРэл· Цэл· Q

где, НРэл - нормативный расход; Цэл - стоимость 1 кВт электроэнергии; - годовая добыча нефти, т.

До внедрения

Зэ 1 =48 . 6,38 . 3 15870=96732000

После внедрения

Зэ2=48· 6,38·352440=107931000

Затраты по сбору, транспортировке и подготовке

Зстп=НРстп .Q

НРстп=357 тг./T - нормативный расход

Зстпl=357·315870=112765000

Зстп2=357·352440=125821000

Затраты на текущий ремонт.

Годовое количество ремонтов по смене насосов,

где, Рмрп - межремонтный период, сутки

для НСВД 2-43

для НСБ 1-43

Затраты на проведение ремонтов скважин по смене насосов

p=tp· n· Сс

где, Сс - средняя стоимость работы одного часа бригады подземного

ремонта, тг.

Для НСН 2-43:

ЗРI=56,6· 2,79·35046· 100=521842000 тг. Для НСБ 1-43:

ЗР2=50,5 . 2,07 . 35046 . 100=398983000 тг.

Экономия за счет сокращения расходов на ремонт скважи:

Э=3рl-3р2=521842000-398983000=122859000 тг.

Прочие затраты.

Прочие затраты могут составлять до 25% от ФОТ. Таким образом:

Зпр = ФОТ· 0,25 = 39425760 тг.

Таким образом, общие годовые затраты составляют в сумме всех затрат:

Зобщ=ФОТ + Аскв+ Анас+Зэ+ Зр+ Зстп+ Зпр

до внедрения

Зобщl = 940496681

после внедрения

Зобщ2 = 842056056

Себестоимость 1 т нефти определяется по формуле:

С = Зобщ/Q

Себестоимость до внедрения С) = 2980 тг. Себестоимость после внедрения :

Определение экономического эффекта.

Экономический годовой эффект определим по формуле:

Э_год = (C1-C2) . Q2

Э_год = (2980 - 2670)· 352440 = 109256400 тг.

Годовой экономический эффект от внедрения якореи в НГДУ «Жетыбайнефть» составил 1 09256400 тг. 

3.Охрана труда

3.1 Опасные и вредные факторы на месторождении Жетыбай

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтедобывающих предприятиях относятся неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрация, взрывоопасные вещества и так далее. Климат района полупустынный, резко континентальный. Лето знойное и сухое, температура воздуха достигает 40+450С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами.

Температура воздуха зимой понижается до -30⁰С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые

условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих взрывоопасных и агрессивных веществ), требуют особого внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются: отсутствие явных признаков опасности, неожиданность, внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода.

В таблице 1 приведены ПДК вредных веществ в воздухе населенных мест и воздухе рабочей зоны.

Оксид углерода (СО) - продукт неполного сгорания топлива. Кровяной (клеточный) яд. В 200 раз активнее, чем кислород, взаимодействует с гемоглобином, образуя чрезвычайно стойкое соединение - карбоксигемоглобин, неспособный осуществлять клеточное дыхание, поэтому даже низкие концентрации оказывают вредное действие на человека: угнетается дыхательный центр центральной нервной системы, нарушается сердечно сосудистая система. При содержании в воздухе 0.05% СО смерть наступает через 2 - 3 часа при явлениях остановки дыхания. Последствия отравления не компенсируются. Отмечена пониженная толерантность к повторным отравлениям даже пороговыми концентрациями.

Оксиды азота (NO_x), в основном, состоят из смеси окиси (NO) и двуокиси (N0₂) азота. Оксиды азота оказывают действие на органы дыхания, вызывая отек легкого, действуют на центральную нервную систему. Двуокись азота - бурый газ с удушливым кислым запахом. Оказывает чрезвычайно быстрое воздействие на легочную ткань. Острое отравление ведет к отеку легких. При длительном воздействии малых концентраций (0.85мг/м3) развиваются хронические бронхиты, эмфизема легких, бронхиальная астма со стойкой утратой трудоспособности. При кратковременном воздействии

больших концентраций (более 200 мг/м3) смерть наступает от тяжелого отека легких. Прогноз перенесенного острого или хронического отравления- неблагоприятный. В воздухе двуокись азота образует аэрозоли азотной кислоты, оказывающие вредное воздействие на растительность. В соответствии с РНД 3.02.05-96, ПДК для растений составляет 0.04 -максимально-разовая, 0.02 мг/м3- среднесуточная. Сернистый ангидрид (802) - бесцветный газ с острым кислым запахом. Раздражает дыхательные пути. Оказывает общее токсическое действие, нарушает углеводный и белковый обмен. Сернистый ангидрид действует на кроветворные органы, вызывает изменения в костной ткани. Токсичность 802 возрастает при одновременном действии СО и оксидов азота. Во влажном воздухе образует аэрозоли сернистой кислоты. ПДК для растений - 0.3 максимально-разовая, 0.015 мг/м3 - среднесуточная.

Сероводород (Н₂₈) - бесцветный газ с характерным неприятным запахом тухлых яиц, ощутимым даже в концентрациях 1: 1 0000000. Сероводород является наиболее токсичным ингредиентом в составе выбросов в атмосферу объектов по добыче и переработке высокосернистых нефтей и газа. К запаху происходит быстрая адаптация, это маскирует настороженность и ведет к острым и хроническим отравлениям. Сероводородсильный нервный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Имеет сродство с липидами ткани мозга и нервных стволов. Последствия перенесенного отравления (острого или хронического) ведут к стойкой утрате трудоспособности из-за снижения интеллекта вплоть до слабоумия, не поддающегося лечению известными медицине средствами. Плотность по воздуху 1.19, скапливается в низких и непроветриваемых местах, которыми изобилует территория месторождения: чрезвычайно опасны участки грифонов, скважины с МКД, участки вторичной газонасыщенности с рельефа, занимающие значительную площадь месторождения. Хорошо растворяется в воде, образуя слабую кислоту. Горит синеватым пламенем, образуя воду и двуокись серы (802). Оказывает отрицательное воздействие на растительность при концентрации более 0.008 мг/м3 (РНД 211.3.02.05-96 п. 3.2), что на территории месторождения наблюдается повсеместно.

Таблица 1. ПДК вредных веществ в воздухе населенных мест и воздухе рабочей зоны

Углеводороды - основные газовые примеси, загрязняющие атмосферный воздух, оказывающие вредное действие на человека. Предельные углеводороды (метан - пентан), рассматриваются как малоопасные для человека соединения. Их опасность связана с асфиксией при недостатке кислорода, когда в атмосфере содержится большое количество углеводородов, а парциальное давление и удельное содержание кислорода резко уменьшается. Технический углерод (сажа) - продукт неполного сгорания углеводородов, выбрасываемый вместе с продуктами горения в атмосферу в виде вредных дымов. Оказывает вредное воздействие на органы дыхания. Являясь хорошим адсорбентом, может поглощать более токсичные вещества: бенз( а )пирен, ароматические, гетероциклические, являющиеся канцерогенными соединениями.

Авария - опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного и транспортного процесса, и нанесению ущерба окружающей природной среде.

В соответствии с принятой классификацией, ([31] приложение б, п.п.б,7), добыча нефти и газа является экологически опасным видом хозяйственной деятельности, сопряженным с высоким риском для населения и персонала, что учтено в настоящем документе в соответствии с п.п.5.2б, б.1.2, б.4 [б].

Техногенная чрезвычайная ситуация - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте, определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, хозяйствующему субъекту и окружающей среде.

Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройства, сбора и транспорта сырья и продукции, является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

Для объективной оценки возможного риска последствий разработки месторождения согласно п.4.2.24.[б] и в соответствии с п.п. 1.4.13, 1.4.14 [7], для обеспечения безопасности жизнедеятельности населения и персонала, предполагаемая зона активного заражения сероводородом при чрезвычайной ситуации должна контролироваться.

Расчет зоны рассеивания при аварийной ситуации, достигаемые при этом концентрации сероводорода, расчет времени прохождения облака при различных метеоусловиях выполнены в соответствующих подразделах настоящего проекта в реализации п.П.б.3.3., б.4.3 ,5.2б. [б]

Это позволяет определить:

основные контролируемые параметры загрязнения атмосферы;

вариант маршрутов эвакуации, требующих соответствующего контроля;

вариант расстановки датчиков контроля загазованности;

вариант организации контроля загрязнения атмосферы при аварии;

вариант оповещения населения близлежащих населенных пунктов;

вариант системы оповещение персонала;

3.2Мероприятия по обеспечению безопасности труда

Проектом «Технологическая схема разработки ... » предусматривается реализация концепции [1,3,8,9,13] охраны окружающей среды и защиты прилегающих к контрактной территории населенных пунктов, находящихся в санитарно-защитной зоне [6,7,10,8,11], зоне возможного активного заражения (З АЗ) [11,36] и зоне влияния месторождения [22], утвержденной МЗ РК 07.11.95, в документе [22] , подлежащая практической реализации в проекте обустройства месторождения.

Такой подход обусловлен требованиями п.5.26.[6] и [7,8,10] касающегося необходимости рассмотрения в проекте сценариев:

.Реального.

. Оптимистического.

.Пессимистического.

Система контроля и чрезвычайного реагирования на загрязнение атмосферы при ЧС, в соответствии с Законодательством РК о безопасности и чрезвычайном реагировании [6,7,8,11,36], должна выполнять следующие функции:

контроль содержания сероводорода в атмосфере на границе населенных пунктов [11,21], контрактной территории, СЗЗ [10,11], ЗАЗ, вдоль коридоров конденсатопроводов, систем сбора, транспорта, бурения и других опасных объектов;

регистрацию и отображение информации;

передачу информации об аварийной концентрации сероводорода на верхний

уровень для принятия решений;

формирование аварийных сообщений;

выдачу штатных рекомендаций исполнителям.

oсновные задачи, решаемые системой контроля и чрезвычайного реагирования [48,49,50]:

обнаружение высокой концентрации сероводорода;

прогнозирование эволюции газового облака;

прогнозирование следа облака на местности;

прогнозирование потенциальной ЗАЗ [10,11];

архивирование данных для органов, про водящих административное и уголовное расследование обстоятельств чрезвычайной ситуации [1];

создания прогнозной модели;

Общий контроль за состоянием оборудования, предназначенного для обнаружения загазованности, осуществляется уполномоченным лицом (диспетчером), в распоряжении которого находится выездная бригада HSE Department.

Вопросы обеспечения газовой безопасности, подлежащие планированию в соответствии с требованиями руководящих документов [6,7,10,43,36], требуют детализации в соответствии с конкретными обстоятельствами.

. С целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях на объектах бурения нефте- газо- и конденсатопроводах, в системе сбора и внутрипромыслового транспорта, они ДОШIQIЫ оснащаться запорной арматурой, вкточающейся автоматически.

. Для обезвреживания сероводорода, выделяющегося при аварийном разрушении газоконденсатопроводов, по обе стороны коридора конденсатопровода должна предусматриваться система поджига аварийно - выбрасываемых газа и конденсата.

. В районе населенных пунктов у трасс газоконденсатопроводов должна быть предусмотрена система поджига смеси при аварийных разрушениях трубопроводов.

. Следует предусмотреть регламентируемые (ежесуточно) профилактические обследования трубопроводов сероводородсодержащих сред силами эксплуатационного персонала для своевременного выявления и ликвидации утечек сероводородосодержащих паров и газов.

. Прокладку трубопроводов через водные преграды, временные водотоки следует предусматривать в специальных кожухах, снабженных техническими средствами предотвращения попадания или миграции сероводородсодержащих продуктов в природные водоемы, в том числе, через притоки третьего порядка р.Урал (Балка Кончубай и др).

. Установка датчиков системы автоматического контроля сероводорода в воздухе должна быть предусмотрена проектом соответствующего уровня в районе населенных пунктов, на буровых, технологических площадках контрактной территории для оперативного реагирования на утечки сероводородсодержащих сред.

. Обязательна установка систем оповещения вдоль трассы газоконденсатопроводов и извещателей вдоль систем внутрипромыслового сбора и транспорта.

. При работе сирены запрещается приближаться к газопроводу ближе 1 км.

. Должна быть повышена категорийность участков трубопроводов

сероводородсодержащих сред, приближенных к населенным пунктам в соответствии с эксплуатационными требованиями и правилами безопасности.

. Коридор трубопроводов сероводородсодержащих сред должен обозначаться знаками опасности, предупреждающими приближение посторонних лиц и транспортных средств.

. В областном акимате Западно-Казахстанской области должно быть принято соответствующее решение исполнительных органов власти, направленное на ограничение деятельности населения в зоне влияния месторождения, санитарнозащитной зоне, предполагаемой зоне активного загрязнения, в Т.ч. от коридора трубопроводов сероводородсодержащих сред, предусматривающее проведение разъяснительной работы по газовой опасности среди населения близрасположенных населенных пунктов.

. Должна быть предусмотрена система звуковых сирен, в районе населенных пунктов, отселения которых в соответствии с Пересмотренным Планом развития, КИО, 1999 не предполагается.

. Должна быть предусмотрена система звуковых сирен, работающих в автоматическом режиме от датчиков контроля H2S и от датчиков давления на газоконденсатопроводах в соответствии со специальным техническим решением.

. Должна быть предусмотрена сигнализация на срабатывание соответствующих датчиков (H2S и датчиков давления) с сообщением в соответствующие диспетчерские пункты для принятия решений, адекватных поступившему сигналу.

. С учетом средств связи и оповещения, которые имеются у эксплуатационного персонала, строительно-монтажных и буровых организаций, должна быть разработана «Схема оповещения о газовой опасности», которая является составной частью «Плана совместных действий ... » строительно-монтажных и буровых организаций, местных административных органов по обеспечению газовой безопасности объекта инвестиционной деятельности и населения в экстремальных ситуациях.

. Схема оповещения о газовой опасности населения разрабатывается Инициатором хозяйственной деятельности совместно согласовывается в уполномоченных органах и в составе' 'Плана совместных действий ... " принимается решением облакимата с соответствующими приложениями, содержание которых должно быть известно кругу уполномоченных лиц, ответственных за принятие и реализацию решений.

. Для разработки «Плана совместных действий ... "и подготовки решения акимата, направленного на обеспечение газовой безопасности, Инициатором хозяйственной деятельности создается специальная комиссия, в состав которой входят уполномоченные по должности лица.

Мероприятия по надежности технологических коммуникаций, стойкости их к коррозии и разрыву, рассматриваются в соответствующем разделе настоящего проекта учитывая существующую вероятность аварийного разрушения трубопроводов, хотя подобных аварий с 1984 года - начала эксплуатации, не было, мы рассматриваем эту возможность, как и аварийное фонтанирование скважин, в соответствующем подразделе с учетом последствий воздействия на организм человека нейротоксического яда, каким является сероводород.

Метод поджига газа, в числе и других мероприятий, при освоении и испытании скважин при их возможном фонтанировании, принят на Оренбургском и Астраханском газоконденсатных месторождениях, где содержание H₂S составляет 2.5% и 25% соответственно.

В качестве основной меры безопасности (кроме надежности трубопроводов и соблюдения правил эксплуатации), на КНГКМ может быть принят автоматический поджиг, конструктивные особенности, принцип работы которого должны быть детально проработаны в соответствующем проекте научно-исследовательской организации.

Сигнал на включение электроразрядных устройств поступает от датчиков, устанавливаемых на трубопроводах в соответствии с программой реагирования на чрезвычайные ситуации, продекларированной в «Пересмотренном Плане развития ».

В целях предупреждения людей о недопустимости приближения к коридору трубопроводов при аварии ближе чем на 1 км, должна быть предусмотрена система звуковых сирен, которые срабатывают при обнаружении утечки H2S газочувствительным датчиком и системой контроля давления.

На уровне акима области должно быть принято решение о мерах по ограничению сельскохозяйственной и иной деятельности, а также пребывания населения в охранной зоне трубопроводов УКПГ-2, 3.

По всей длине газопровода, на расстоянии не более 0.5 км, по границам охранной зоны должны быть таблички с надписями: «Охранная зона трубопроводов, вход запрещен, опасно для жизни».

На всех рабочих местах, где возможна работа людей (площадки, УКПГ, скважины) должны быть смонтированы указатели направления ветра унифицированной конструкции.

При работе на объекте и в его охранной зоне, люди должны находиться только с наветренной стороны.

При вьrnолнении работ на временных площадках, необходимо иметь переносной указатель направления ветра.

Весь транспорт, находящийся в охранной зоне газоконденсатопроводов, должен быть оборудован указателями направления ветра.

Все переключения на трубопроводах должны выполняться, как газоопасные работы.

Вьrnолнять их необходимо в дневное время.

Обследование газоопасных объектов должно проводится только В соответствии с технологическим регламентом и инструкциями для обслуживающего персонала.

Указатели направления ветра должны устанавливаться на каждой буровой и технологических площадках, на газопроводе с интервалом в 1 I<М, а также в соответствии с проектом обустройства.

На объектах месторождения разрешается нахождение людей только с наветренной стороны.

При выполнении работ, связанных с технологическими операциями, обязательно применение воздушных (кислородных) изолирующих аппаратов (технологические переключения, подключение приборов, отбор проб и др.).

Все работающие бригады или одиночные рабочие, должны иметь при себе индикаторы сероводорода, которые носятся в нагрудном кармане.

Находящийся на территории обязан наблюдать за их окраской.

При появлении окраски, означающей наличие сероводорода, необходимо надеть СИЗ, замерить концентрацию H₂S с помощью переносного прибора простейшего аспирационного или другого, отвечающего своему назначению, типа, определить опасную зону и наметить маршрут преполагаемой эвакуации.

Выйти из опасной зоны, определить место утечки, соблюдая правила безопасности, (если это на газовом объекте), если это вне газового объекта - сообщить диспетчеру.

Методика определения места утечки:

замерить концентрацию H2S по направлению, противоположную направлению ветра в соответствии с Инструкцией по эксплуатации прибора;

этот путь приведет к месту утечки, или укажет направление, в котором следует искать утечку (пересечение вектора движения ветра с местами расположения газовых объектов на местности).

Бригады и персонал, перемещающиеся по трассам систем сбора, транспорта и газоконденсатопроводов, буровым, должны быть оснащены СИЗОД изолирующего типа, ракетницами с ракетами, для которых организуется учет.

Автомобиль оснащается аптечкой, табельным реанимационным аппаратом. Изолирующими дыхательными аппаратами должны быть оснащены все члены бригады.

Бригада должна иметь: - индикаторы H2S;

приборы замера H2S;

переносной указатель направления и скорости ветра;

радиотелефоны.

Для пер сон ала уполномоченными лицами, назначенными приказом, ежедневно проводится инструктаж следующего содержания (вариант):

Содержание инструктажа:

производственная обстановка на рабочем месте, в рабочей зоне;

перечень вьшолненных работ на площадке (буровой) на протяжении смены; какие имеются неполадки и принятые по ним решения;

метеообстановка;

работоспособность связи, номера телефонов и позьmные радиостанций; правила пользования СИЗОд, индикаторы H₂S и приборы замера H₂S; напоминание о пользовании указателями направления и скорости ветра;

перечень работ, который необходимо вьшолнить бригаде и каждому отдельному ее члену;

правила их вьшолнения, порядок вьшолнения, срок вьшолнения;

порядок регистрации этих работ в оперативной документации;

порядок оформления и согласования проводимых работ.

Инструктаж проводится с записью и регистрацией в журнале инструктажа на рабочем месте и росписью проинструктированных.

Инструктирующий проверяет, как понято содержание инструктажа инструктируемыми и, при необходимости, требует от них записей в свои рабочие блокноты основных сведений (погодные условия, путей эвакуации, NQ телефонов, позывные, порядок и правила выполнения работ и др.).

Эти записи инструктирующий проверяет, и после подписи интсруктируемого делает роспись в блокноте о том, что знаком с правильностью его содержания.

После про ведения всех видов обучения, предусмотренных для конкретной профессии и инструктажей на рабочем месте, вся ответственность за правильность ведения работ возлагается на исполнителя работ.

Газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности.

На линейной части газопроводов, на переездах, на границах зоны отчуждения, устанавливаются плакаты и надписи, несущие информацию о газовой опасности, в том числе:

«Не приближаться к трассе трубопроводов ближе 1 км. Опасно для жизни!»;

«При признаках порыва трубопровода, появлении газового облака или пламени в

районе газопровода, сообщите по телефону ... »;

«При работающей сирене к газопроводу не приближаться ближе 1 км»;

- "Об обнаружении утечки газа сообщить по телефону NQ ... ". Работа в охранной зоне должно проводиться с наветренной стороны.

Запрещается размещать пионерские и трудовые лагеря, базы отдыха и полевые станы с постоянным пребыванием людей, проводить культурно-массовые мероприятия на расстоянии менее 12 км от зоны отчуждения газопровода и других объектов, где может существовать угроза аварийного выброса или разгерметизации.

На этот счет должно быть принято соответствующее решение облакимата по представлению Инициатора хозяйственной деятельности.

Рекомендуемое содержание предупредительных надписей на дорогах, проходящих через трубопроводы: «Не останавливаться!», «Остановка и стоянка запрещена!», «Опасная зона!», «Опасно - газ!», «Опасно для жизни!».

Обо всех работах, связанных с отдувкой скважины, разгерметизацией оборудования, трубопроводов, удаления газа через факельные устройства со сжиганием, следует извещать уполномоченную структуру, дающую разрешение на производство работ.

Должны функционировать передвижные лаборатории контроля загрязнения атмосферного воздуха и охраны окружающей среды в населенных пунктах, на контрактной территории и для зоны газопроводов.

График контроля воздушной среды в населенных пунктах разрабатывается специализированными подразделениями Инициатора хозяйственной деятельности, согласовывается в органах Госсаннадзора и утверждается в установленном порядке.

В технической документации должны быть определены: - перечень газоопасностных работ;

технический регламент их выполнения;

технологическая карта газоопасных объектов;

методы выполнения газоопасных работ;

меры безопасности при их выполнении;

В каждой инструкции, в каждом журнале, при каждом инструктаже должно быть сказано о мерах соблюдения газовой безопасности для формирования у персонала и ответственных лиц экологической настороженности, способности без паники, адекватно, реагировать на чрезвычайную ситуацию с целью минимизации возможных негативных последствий и существенного осложнения инвестиционной деятельности.

Для предотвращения неблагоприятных метеорологических условий, проектом предусмотрено ряд мероприятий для безопасного ведения необходимых работ: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью, устройство укрытия зонтов над рабочими местами, помещения для обогрева рабочих (сушилки, культбудки).

Во время сильных морозов, ветров и ливней работы запретить. При монтаже и демонтаже станка-качалки специально сооружены мостики для предотвращения отложения парафина, смол, применяют паровые передвижные установки (ГШУ), которые выполняют работу по оппариванию парафинистых труб.

Трубопроводы и выкидные линии скважин, где имеется в составе нефти сероводород, трубы надо покрывать специальными эпоксидными смолами.

Оборудование на объектах месторождения располагается так, чтобы была возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта. В помещениях насосных станций расстояние между насосами и стенкой составляет 1 метр, а ширина рабочих проходов -0,75 м.

В местах постоянного перехода людей уложенных по поверхности трубопроводов, а также над канатами и траншеями устанавливаются переходные мостики шириной 0,6 м с перилами высотой 1 метр. В опасных зонах вблизи движущихся механизмов, предусматривают- сплошные сетчатые ограждения. Движущиеся части станка-качалки оборудуются прочными металлическими ограждениями - 3,5 метра от движущихся частей механизмов. Выполняются они в виде перил. Освещенность ремонтных работ в период технического обслуживания узлов и механизмов машин должна составлять 75150 сек.

Производственное освещение считается рациональным при соблюдении следующих требований: достаточной яркости освещаемой поверхности распределения светового потока на рабочих поверхностях. Грозозащита производственных и жилых зданий состоит из защиты от прямого удара молнии и от запаса в здании атмосферных перенапряжений по проводам воздушных линий низкого напряжения. Первая защита от молнии осуществляется отводами заземления крюков или четырех изоляторов всех фазных проводов на концевых опорах с вводом в любое здание, а также через каждые 100-200 метров вдоль электрической линии.

Так как добыча нефти осуществляется круглосуточно, групповая установка обеспечивается помещением для оператора. В помещении имеется оцинкованный бочок с питьевой водой и умывальник, аптечка, где находятся все необходимые средства для оказания первой доврачебной помощи.

Все работающие в цехе добычи нефти проходят один раз в год медицинский осмотр и должны быть обеспечены специальной одеждой, обувью и индивидуальными средствами защиты. Список спецодежды: куртка с брюками, фуфайка, комбинезон х/б, халаты х/б - два, ботинки, сапоги

резиновые, валенки, рукавицы, респиратор.

Для защиты от статического электричества, которое возникает при трении ременных передач, перемешивании нефти, применяются заземляющие устройства металлических частей. На групповых и других объектах предусмотрены противопожарные щиты и инвентари.

Таблица

Радиационная безопасность

Все природные органические соединения, в том числе нефть и газ, являются естественными активными сорбентами радиоактивных элементов. их накопление в газе, конденсате, нефти, пластовых водах и их коллекторах является естественным геохимическим процессом. В этой связи конденсат и образующиеся со временем донные осадки необходимо рассматривать с позиции радиационной безопасности как минеральное сырье, содержащее радиоактивные вещества. Радиоактивность нефтепромыслового оборудования обусловлена отложением на его стенках высокорадиоактивных солей - смеси сульфата кальция-бария-тория-калия-40.

К радиоактивным отходам относятся: металлолом, нефтешлам, соли с внутренней поверхности труб, грунт в местах массированных изливов пластовой воды.

При работе с радиоактивными отходами должны быть учтены все виды лучевого воздействия на персонал и население, предусмотрены защитные мероприятия, снижающие суммарную дозу от всех источников внешнего и внутреннего облучения до уровней, не превышающих предельно-допустимой дозы (ПДЦ), или предела для соответствующей категории облучаемых лиц.

Радиационная безопасность обеспечивается соблюдением действующих «Норм радиационной безопасности» (НРБ-99), «Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений» (ОСП-72/87)

Проектными решениями при эксплуатации месторождения предусмотрено проведение ряда работ, обеспечивающих радиологическую безопасность.

Вопросы радиационной безопасности решаются в соответствии с директивным письмом Мин геологии NQ 5-7/4094 от 21.10.91 г. «Рекомендации по обеспечению радиационной безопасности при работе с нефтью». Работы по эксплуатации месторождения предусматривается про водить в строгом соответствии с «Основными санитарными правилами работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений» (ОСП-27/87),

«Санитарными правилам и обращения с радиоактивными отходами (СПОРО-85).

Согласно указанным документам предусмотрены следующие работы:

Проведение замеров радиационного фонда на территории скважин;

Проведение инструктажа обслуживающего персонала о правилах и режиме работы в случае обнаружения пластов (вод) с повышенным уровнем радиоактивности. 3. Объектами постоянного радиометрического контроля должны быть места подготовки нефти и ее транспорта, места разливов нефти.

Требования по охране окружающей среды от загрязнения радиоактивными веществами

в соответствии с законом РК «О радиационной безопасности населения» статья 10, производство, обработка, применение, хранение, транспортирование источников ионизирующих излучений, переработка и обезвреживание радиоактивных отходов осуществляется с разрешения _ и под контролем Государственного санитарного надзора, предоставляется вся информация, необходимая для оценки возможной радиационной опасности Для персонала и населения и санитарного состояния соответствующего учреждения. Технические условия на защитное технологическое оборудование, а также контейнеры для радиоактивных отходов, транспортные средства, предназначенные для перевозки РВ, и все виды индивидуальных средств защиты должны быть согласованы с Госнадзором.

Блоки источников излучения, необходимость использования которых отпала, с истекшим сроком годности, которые в дальнейшем не могут эксплуатироваться, рассматриваются как радиоактивные отходы и подлежат захоронению в установленном порядке.

Сбор радиоактивных отходов на предприятии должен производиться непосредственно на местах их образования и включать в себя сбор отходов, временное хранение, удаление и обезвреживание.

Расчет по электробезопасности

С позиции практического использования следует выделить три первичных критерия электробезопасности - пороговый ощутимый, неотпускающий и фибрилляционные токи.

Количественно эти критерии отдельными специалистами оцениваются по-разному. Наиболее обоснованными для электроустановок переменного тока частотой 50 Гц являются пороговый ощутимый ТОК - 0,5 мА и пороговый неотпускающий ток - 10мА.

Если человек коснулся оборванного и лежащего на земле провода воздушной линии, находящейся под напряжением. Определить напряжение прикосновения U_np, если длина участка провода, лежащего на земле, 1 = 5 м; расстояние от человека до этого участка 1₁=3M; диаметр провода 2r=0,01M; ток замыкания на землю I_з=10А; р=100 Ом*м; Rh=1000 Ом. (ПУЭ-96, ПТЭ и ПТБ-2000)

пределяем потенциал про вода, рассматривая провод, лежащий на земле, как протяженный заземлитель круглого сечения, т.е.

Определяем потенциал на поверхности земли в том месте, где стоит человек:

Определяем коэффициент напряжения прикосновения a₂, учитывающего падение напряжения в сопротивлении растеканию ног человека

Определяем напряжение прикосновения

=(440-30)*0,87~360 В, т.е. в данном случае человек подвергнут смертельной опасности поражения электрическим током. (ПУЭ-96)

Расчет требуемого воздухообмена

К санитатарно-гигиеническим условиям труда относятся метеорологические факторы (температура, влажность, скорость струи и давление воздуха), загрязнение воздуха парами, газами, пылью, а также шум, вибрация, электромагнитные и лазерные излучения, ионизирующая радиация.

Определить требуемый воздухообмен и его кратность для вентиляционной системы цеха завода, имеющего длину 60 м, ширину 12 м, высоту 6 м. В воздушную среду цеха выделяется пыль в количестве W = 120 г/ч (для данного вида пыли ПДК=4мг/м), концентрация пыли в рабочей зоне С _р._з. = 2,8 мг/м³, в приточном воздухе С_п=0,3 мг/м³, концентрация пыли в удаляемом из цеха воздухе равна концентрации ее в рабочей зоне (С _у.х=С _р._з.), т.е. пыль равномерно распределена в воздухе. Количество воздуха, забираемого из рабочей зоны, равно G_м=1500 м³/ч

Объем цеха V = 30*12*6 = 4320 м³•

Требуемый воздухообмен

Кратность воздухообмена в цехе

то есть за один час воздух в цехе должен обмениваться 11,1 раза.

Расчет пожарной безопасности технологических процессов и оборудования

Автоматическая защита от возникновения и распространения пожара осуществляется: предотвращением образования горючей среды производственных аагрегатов, коммуникациях и помещениях; эвакуации горючих веществ из производственных емкостей в аварийные; перекрытием производственных коммуникаций, вентиляционных систем, путей распространения пожаров; включением подачи гасящих средств на пути распространения огня; закрыванием проемов (для предотвращения распространения огня в соседние помещения). (ШиП 21-01-97)

Бензин со скоростью v = 100 л/мин наливают в изолированную цистерну вместимостью М = 1000 л. Скорость электризации бензина

= 1,1 * 1 0-8 А *с/л.

В каком случае будет обеспечена безопасность от возможных разрядов статического электричества?

Определим потенциал на цистерне к концу налива. Общий заряд, передаваемый электризованным бензином цистерне, составит

= qM = 1,1·10-8 ·1000 = 11·10^-6 kл.

Если электрическую емкость цистерны принять равной С = 10^-9 Ф, то потенциал на корпусе к концу налива будет

При данном потенциале в случае разряда энергии искры между цистерной и землей

Для воспламенения бензина достаточно искры с энергией

а поэтому потенциал на цистерне должен быть не более

Для уменьшения потенциала до допустимой величины необходимо предусмотреть заземление, величина сопротивления которого может быть определена из выражения

При этом время полного разряда

Принимая во внимание, что во взрывоопасной среде постоянная времени релаксации должна быть

 с,

необходимо предусмотреть заземляющее устройство с сопротивлением

Тогда потенциал на корпусе цистерны не превысит допустимого значения, то есть

здесь t =10 мин - полное время налива бензина со скоростью 100 л/мин в цистерну емкостью 1500 л. (НГБ 110-03, ПГБ-01-03)

Вывод: применяемые технологические решения на предприятии отвечают требованиям структур Государственного надзора по безопасности Республики Казахстан и требованиям нормативных документов по безопасности труда.

4. Охрана окружающей среды

.1 Охрана атмосферного воздуха

Источники загрязнения атмосферного воздуха

Основными загрязняющими веществами являются: углеводороды, сероводород, сернистый ангидрид, окись азота, двуокись азота, окись углерода, пыль серы, сероокись углерода, сварочный аэрозоль, соединения марганца, соединения кремния, сажа.

Основными компонентами загрязнителей природы, выделяемых нефтегазодобывающими и перерабатывающими предприятиями, являются сероводород, сернистый ангидрид, окись углерода, углеводороды, окиси азота и другие, представляющие собой токсиканты III - IV классов опасности. Необходимо отметить, что особенностью химического состава западноказахстанской нефти является высокое содержание меркаптанов, сероводорода и сернистого газа.

В результате производственной деятельности АО "Мангистаумунайгаз" в атмосферу выделяются различные вредные вещества. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу в целом по АО "Мангистаумунайгаз" составляют 13794,197 т/год. Динамика их содержания в атмосферном воздухе по данным экологической службы АО "Мангистаумунайгаз" следующая:

сернистый ангидрид: 5492,8 т - 1998 г.

,6 т -1999 г.

,6 т - 2000 г.

окись углерод: 9288,0 т - 1998 г.

9683,0 т - 1999 г.

,0 т - 2000 г.

окиси азота: 1642,7 т-1998 г.

1658,3 т-1999 г.

,4 т-2000 г.

Основными источниками загрязнения воздуха на нефтепромыслах являются скважины, замерные установки, сварочные агрегаты и котельные. В состав выбросов комплекса входят вещества, обладающие эффектом суммации: двуокись азота + сернистый ангидрид.

Исследования по контролю загрязнения атмосферного воздуха должны включать использование экспресс-методик и расчетные методы.

В периоды с нормальными метеоусловиями показатели загрязнения атмосферного воздуха не превысят фоновых значений для района наблюдений. Возможно, в период с неблагоприятными метеоусловиями, значения могут превышать фоновые в 2-4 раза, а концентрация на границе СЗЗ в 1,5-2 раза. Для окончательных выводов требуется осуществление наблюдений (летний, осенний, зимний периоды) в динамике.

Фоновые концентрации ВВ для месторождения Жетыбай выдаются КазГидрометод. Метеорологические характеристики атмосферы, нормы естественной убыли нефти с амбаров и расчет нормативов платы за выбрось некоторых веществ в атмосферу должны быть использованы для расчета количества выбросов вредных веществ в атмосферу, а также для заполнения статотчетности, в том числе форм 2- ТП (раздел воздух).

При замене оборудования будут происходить выбросы углеводородов из устья скважины, поэтому основным источником загрязнения атмосферы является устье скважины. Кроме того, неорганизованным источником загрязнения будут сварные работы. При этом основными загрязняющими r веществами являются углеводороды, при сварке - сварочные аэрозольные МпО₂.

На предприятии АО "Мангистаумунайгаз" каждые 5 лет разрабатываются проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) загрязняющих веществ. Так, согласно сводного проекта ПДВ, месторождения Жетыбай перечень загрязняющих веществ составлен на основании изучения технологии производства, а также химического состава поступающего вещества (сырья) и выпускаемой продукции Жетыбайского газоперерабатывающего завода.

Все загрязнители атмосферы, выбрасываемые технологическим гер:оборудованием (кроме серы, окиси углерода, мазута, дизтоплива) имеют нормативы ПДК для атмосферы населенных мест.

с целью снижения отрицательного воздействия производственной деятельности нефтегазового комплекса на окружающую природную среду и с учетом добычи нефти с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа в АО "Мангистаумунайгаз" проводится целый комплекс природоохранных мероприятий.

Принятая схема сбора и транспорта нефти обеспечивает герметизацию технологических процессов, как наиболее отвечающую безопасным условиям труда и требованиям охраны природной среды. Для обеспечения безаварийной работы технологическое оборудование, трубопроводная арматура, трубопроводы изготовлены из специальных марок сталей, стойких к сероводородной среде. Надежность и безаварийная эксплуатация оборудования, контактирующего с сероводородной средой, обеспечивается ингибиторной защитой, которая включает емкостную аппаратуру, дозировочные насосы и трубопроводную обвязку. В виду того, что основные технологические процессы по добыче, сбору, транспорту газа, конденсата на месторождении герметизированы и в рабочем режиме исключают выбросы и разлив агрессивной среды (конденсат, газ, реагенты) на рельеф и выделение в атмосферу, основными мероприятиями по уменьшению выбросов в атмосферу являются:

обеспечение герметичности и прочности технологических аппаратов, арматуры и трубопроводов;

контроль давления и уровней в трубопроводах и емкостях, позволяющих оперативно обнаружить повреждение трубопроводов и отключить подачу в них транспортируемого продукта;

аппаратура, работающая под давлением, оборудована предохранительными клапанами, манометрами, указателями уровня, регуляторами давления и уровня;

своевременное проведение планово-профилактических ремонтов и осмотров технологического оборудования и трубопроводов;

надежный контроль качества сварочных стыков физическим и

радиографическим методами, обеспечивающим надежность

герметизации технологических систем;

система очистки трубопроводов от парафина и солеотложений, что

обеспечивает стабильность технологического режима при эксплуатации и надежность;

герметизированная система сбора и подготовки газа;

все сигналы оповещения, предусмотренные на месторождении выводятся с соответствующих датчиков, приборов в центр управления с целью оповещения оператора. Автоматическая система управления также связана с системой выявления загазованности или возгорания, которые срабатывают автоматически.

Всеми подразделениями АО "Мангистаумунайгаз" разработаны проекты нормативов предельно-допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Получены разрешения на выброс их в атмосферу и складирование твердых бытовых отходов. На основании проектов предельно-допустимых выбросов разработаны экологические паспорта предприятий.

.2 Охрана водных ресурсов

Территория месторождения не имеет поверхностных водоисточников, а артезианские воды перекрываются мощными пластами осадочных пород. Источники загрязнения подземных вод можно подразделить на два вида: постоянного и временного действия. К загрязняющим источникам постоянного действия относятся утечки из шламонакопителя, проникновения в верхний горизонт сточных бытовых и технических вод, утечки газоконденсата и попутных вод при испытании скважин. Глубина проникновения загрязнения определяется защищенностью водных горизонтов.К загрязняющим источникам временного действия относятся перетоки соленных вод и рассолов в водоносные горизонты вдоль ствола скважины и излив на поверхность при нарушении герметичности затрубного пространства, разрушение призабойной зоны в результате нестабильного отбора газа и конденсата, и как следствие, загрязнение подземных вод механическими примесями, увеличение пористости пород продуктивного горизонта и загрязнение подземных вод, вызванное применением химических реагентов для повышения производительности скважин.

Загрязнение вследствие нарушения естественной целостности гидрогеологических структур и загрязнение их буровыми растворами и пластовыми флюидами может происходить в результате некачественной технологии проходки скважин, вследствие применения недостаточно обоснованных конструкций скважин, гидроразрыва пластов при законтурном наводнении продуктивных пластов. Загрязнение может происходить во всех

водоносных горизонтах, залегающих в основном выше продуктивных пластов.

На промысле будут образовываться сточные воды:

. производственно-ливневые, загрязненные нефтью, нефтепродуктами

и взвешенными веществами;

. хозяйственно-бытовые, загрязненные органическими веществами и

взвесями;

. пластовые воды высокой минерализации.

Мероприятия по охране водных ресурсов

Ежегодно по нефтепромыслу отводится более 500 тыс. м³ промышленных, 320 тыс. м хозяйственно-бытовых стоков. Действующие три поглощающие скважины мощностью 586 т/сут закачивают в пласт до 212 тыс. м³ промышленных стоков, что составляет лишь 42,4 % от общего объема. В результате этого очистные сооружения стали одним из источников загрязнения окружающей среды. Поэтому для закачки промышленных стоков в пласт в полном объеме необходимо строительство, ввод в эксплуатацию дополнительных поглощающих скважин.

На Жетыбайском ГПЗ шламы на полях фильтрации N~ 1 и N~ 2 промышленных стоков имеют повышенное гамма-излучение, мощность экспозиционной дозы 75 мкр/час, что выше естественного гамма фона в несколько раз.

В настоящее время на Жетыбайском ГПЗ заключен договор со специализированными организациями на про ведение анализа нефти и шлама с полей фильтрации N~l и N~ 2 промстоков для определения удельной эффективной активности, содержания в них естественных радионуклидов: радия - 226, тория - 242 и калия - 40. Все эти отходы необходимо складировать в специально отведенных местах, то есть на полигоне промышленных отходов. На территории предприятия скопилось большое количество промышленных отходов - 232 тонны нефтешламов.

Все предприятия АО "Жетыбаймунайгаз" имеют разрешения на спец водопользование и не осуществляют прямых сбросов сточных вод в водоемы. На месторождениях про изводится утилизация промстоков путем закачки в пласт для ппд. Очистка хозбытовых стоков осуществляется на комплексах искусственной биологической очистки по объектам с последующим сбросом на поля фильтрации.

Жетыбайское ГПЗ также располагает сооружениями исскуственно-биологической очистки с последующей доочисткой стоков на полях фильтрации. Согласно проводимым химическим анализам, наблюдается постоянное загрязнение полей фильтрации нефтепродуктами, то есть поля фильтрации, по сути, являются дополнительными источниками загрязнения водосборных площадей.

4.3 Охрана земельных ресурсов

Почвенный покров участка нефтяного месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые; серобурые супесчаные; солонцы; комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми переходящими в сора; пески.

Серо-бурые почвы описываемой территории развиваются на возвышенных элементах рельефа с равнинной или волнистой слабо изрезанной поверхностью.

Серо-бурые суглинистые почвы сверху имеют сильно пористую очень

сухую хрупкую корочку серого цвета, толщиной 1-2 см. Ниже залегает аккумулятивный ГОРИ10НТ буровато-серого цвета.

Химический анализ показывает, что серо-бурые почвы носят хлоридносульфатный характер засоления. Верхний слой (1-15 см) несколько промыт от этих солей.

Гумуса описываемые почвы содержат около 1 % с постоянным убыванием к низу. Азота в верхних горизонтах содержится около 0.13-0.16%.

Серо-бурые субпесчанные почвы развиваются преимущественно под полной растительностью, среди которой иногда встречается боялыч. Эти почвы имеют однородно окрашенный профиль желтовато-бурового цвета. Концентрация гумуса в верхней части профиля не более 0.3-0.4%, причем к низу она постепенно снижается.

Общее количество легкорастворимых солей здесь незначительно, преобладают сульфаты. Резкое повышение солей наблюдается при переходе в более тяжелые грунты, где появляются видимые кристаллы гипса, а также на соровых участках, где осаждаются соли.

Солонцы встречаются в комплексе и сочетании с серо-бурыми почвами и солончаками на близких выходах третичных засолений и гипсовых глин. Растительный покров на них изрешеченный и представлен солонковыми и черной полынью. С поверхности она имеет корочку около 2-3 см.

Пески. Почти лишены легкорастворимых солей. Гумус, представлен в них в незначительных количествах 0.50/0. Песчаные почвы рыхлые, бесструктурные, сформированные в большинстве случаев на продуктах эоловой переработки древних аллювиев. Пески относятся к примитивным почвенным образованиям.

В процессе разработки месторождения неизбежно будет происходить загрязнение почв и грунтов, вызванное объективными условиями несовершенства технологического процесса.

Земли, отводимые под разработку месторождения, являются

малопродуктивными пастбищами.

Серо-бурые почвы характеризуются:

накоплением карбонатов в верхней части профиля;

образованием пористой корки;

образованием уплотненного, оглиненного, ожелезненного горизонта

под коркой;

распространенностью солонцеватости, накопленного гипса в нижней части профиля;

чрезвычайно малой мощностью почвенных горизонтов.

Хиический анализ серо-буровых почв характеризует их как хлоридно-сульфатные. Цементации почв способствуют карбонаты и гипс, что обусловлено отложениями третичного и мелового периодов, богатых легкорастворимыми солями, особенно сульфатами кальция.

Гумуса в почве менее 1 %, бонитет очень низкий. В верхних слоях содержание гумуса не превышает 0.3-0.4%, снижаясь с глубиной.

Загрязнение почвы может, в основном, происходить следующими путями:

проливы на рельеф нефти; проливы пластовой воды;

неупорядоченное движение техники и транспорта; - размещение отходов производства.

Сами воздействия могут быть подразделены на:

механическое повреждение почв;

загрязнение почв нефтепродуктами, отходами бурения;

разрушение растительного покрова и нарушение жизни животного мира;

загрязнение воздуха, в том числе УВН, пылью.

Основными причинами загрязнения почвы являются:

сброс нефтеотходов в амбары;

сброс в амбары материалов, используемых при бурении;

захоронение отходов, включая асбест;

утечка топлива.

При выполнении замены оборудования на ШГН будет про водиться демонтаж. Поэтому трубы, фонтанная арматура, елки будут складироваться на территории буровой, нарушая новые участки земли.

Результаты анализа проб почв показывают загрязнение в той или иной степени углеводородами нефти в амбарах для испытания скважин и амбарах для бурового раствора. Загрязнения тяжелыми металлами и радионуклидами в сколько-нибудь значительной степени не наблюдалось. В пробах грунтовых вод не обнаружены углеводороды нефти, тяжелые металлы или радионуклиды. Кроме того, географическое положение данного района дает основание считать, что слой сравнительно непроницаемой глины мощностью до 20 м отделяет почву от первого большого водоносного горизонта и не пропускает в грунтовые воды загрязняющие вещества с поверхности почвы.

Воздействия на флору и фауну включают в себя:

прямую потерю среды обитания;

деградацию растительного покрова, возникшую из-за движения транспорта и связанных с ним эрозии и возникновение оврагов;

нарушение нормальной жизни дикого животного мира;

ущерб растениям, наносимый при сжигании нефтеотходов. Можно сделать следующие выводы:

- техногенные повреждения растительного покрова, связанные с перетаскиванием буровых установок и обустройством скважин после всех видов окончания работ, уборка и утилизация отходов бурения могут быть сведены к минимуму путем проведения технической рекультивации в соответствии с проектом;

образовавшееся огромное количество беспорядочных проселочных дорог, которые являются источниками эрозии почв и изъятия площадей из пастбищных угодий, должны решаться на уровне

местных административных и контролирующих органов и входить в перечень организационных мероприятий по охране окружающей среды технического проекта; в связи с тем, что вся юридическая ответственность за ущерб, нанесенный окружающей среде ложится на Министерство геологии и охраны недр, подразделения которого проводили эти работы, следует до начала работ решить с МинГео вопросы восстановительных мероприятий по окружающей среде в установленном порядке.

Техногенная деградация района разработки характеризуется как умеренная: с умеренной водной и ветровой эрозией почвы и тенденцией к образованию оврагов.

Мероприятия по охране земельных ресурсов

АО "Жетыбаймунайгаз" и его структурные подразделения постоянно эксплуатируют земельные угодья общей площадью 17818 га.

За АО "Жетыбаймунайгаз" числится 1279 га нарушенных земель, из них

га отработанных. Рекультивировано 19,14 га нарушенных земель.

Нефтегазовые промыслы расположены, в основном, в зоне светлокаштановых почв, которые значительной частью представлены песчаными и субпесчаными механическими составами. Эти земли склонны к ветровой эрозии и занимают большие площади, концентрируясь вокруг населенных пунктов Кумсай, Копа, Башенколь. Растительный покров на этих участках полностью выбит деструктурировкой и в настоящее время представляет собой барханные пески. Orчетливо выявляются очаги эрозии на участках бурения и эксплуатации скважин, расположенных на легких почвах.

По окончании буровых работ на отдельных участках установки не вывозятся, и металл в течении ряда лет, подвергаясь коррозии, отрицательно влияет на окружающую среду.

На участках отработанных скважин про водится черно-техническая рекультивация (нивелирование поверхности, уборка отходов производства). В результате, создается участок с песчаной, полностью лишенной растительности и легко эрозийной поверхностью.

В процессе выполнения разведочных и эксплуатационных работ значительный ущерб почвенному и растительному покрову наносится при про кладке новых дорог и перемещение по целинным землям.

Для снижения негативного воздействия на окружающую среду при эксплуатации необходимо:

обеспечение максимальной герметичности подземного и надземного оборудования;

выполнение запроектированных противо коррозийных мероприятий;

обеспечение надежной, безаварийной работы систем сбора, подготовки и хранения флюида;

закрытая система сбора и транспорта продукции скважин;

комплекс   мер   по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичности колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа.

сооружение профильных подъездных дорог к местам про ведения работ;

организация хранения используемых реагентов в специальных герметичных лотках или емкостях на буровых площадках;

асфальтировать площадку для стоянки, заправки и хранения автотехники;

исключить сброс неочищенных сточных вод на поверхность почвы;

по окончанию работ все производственные площади должны быть спланированы и очищены от отходов производства и бытового мусора;

засыпка траншей трубопроводов грунтом с отсыпкой валика, обеспечивающего создание ровной поверхности после уплотнения грунта;

нa участках, нарушенных во время строительных работ, необходимо проведение комплекса рекультивационных и фитомелиоративных работ, обеспечивающих восстановление почв до уровня нормального функционирования;

мероприятия по предотвращению эрозионных процессов.

Для характеристики экологического состояния земель, своевременного выявления изменений, их оценки и прогноза дальнейшего развития, на территории месторождения необходимо постоянное ведение экологического мониторинга земель.

Заключение

Степень влияния поступившего в насос газа на коэффициент накопления зависит не только от объемного соотношения газа и нефти под плунжером, но и от объема его «вредного» пространства. Коэффициент накопления там тем больше, чем меньше «вредного» производства и чем больше длина хода плунжера, коэффициент накопления насоса там больше, чем меньше объем поступающего в насос газа.

Для уменьшения вредного влияния газа необходимо:

. Уменьшение объема «вредного» производства, что доступ установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера.

.Путем увеличение длины хода плунжера.

.Путем увеличения глубины погружения насоса под динамически уровень, при этом увеличивается давления на приеме насоса.

.Путем установки на приеме насоса газового якоря для частичного отвода газа от насоса в межтрубное пространство.

список литературы

1. Проект пробной эксплуатации месторождения Жетыбай, ЗАО «НИПИнефтегаз», г.Актау, 2002 г.

. Технологическая схема «Опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения Жетыбай», АО НПЦ «Мунай» 1996 г.туры

. Щуров В.И., Технология и техника добычи нефти, Москва, Недра, 1979г.

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

. Пыхачев Г.Б., Подземная гидромеханика, Москва, Недра, 1973 г.

. Акульшин П.Т., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, Москва, Недра, 1971 г.

. Бойко Р.Н, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, Москва, Недра, 1989 г.

. Желтов Ю.П., Разработка нефтяных месторождений, Москва, Недра, 1986 г.