Структурная модель Менеузовского месторождения

Содержание

1. Структурная модель Менеузовского месторождения

.1 Объекты разработки месторождения

.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

.3 Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении

.4 Методы разработки объектов месторождения

. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин месторождения

.1 Конструкция нагнетательной скважины

. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования скважин, инструмента, КИП при добыче нефти на месторождении

. Назначение и правила обслуживания нефтепромыслового оборудования, установок и трубопровода на месторождении

. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

. Индивидуальные средства защиты при добыче нефти на месторождении

. Обеспечение промышленной и экологической безопасности при добыче нефти на месторождении

. Выводы и предложения по совершенствованию производства

Список использованной литературы

1. Структурная модель Менеузовского месторождения

Менеузовское нефтяное месторождение открыто в 1957 году, и в 1965 году месторождение введено в эксплуатацию и разрабатывается Чекмагушевским УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа».

Менеузовское нефтяное месторождение расположено на территории Илишевского района республики Башкортостан и на расстоянии 140 км от г.Уфа. По природным условиям район относится к равнине, изрезанной системой рек и оврагов. Главной водной артерией является судоходная река Белая. По соседству с Менеузовским месторождением находятся такие разрабатываемые месторождения как Арланское, Андреевское, Манчаровское и др. (рисунок 1).

Разведочные работы на площади начаты в 1957 году на основании структурно-поискового бурения, выявившими здесь Менеузовское нижнепермское поднятие.

В 1965 г. были подсчитаны и утверждены ГКЗ запасы нефти и газа Менеузовского месторождения (таблица 1).

За прошедший после утверждения запасов период дополнительные разведочные работы на площади месторождения не проводились. Велось лишь бурение эксплуатационных скважин, в которых производился отбор керна, опробования на приток, отбор проб нефти, промыслово-геофизические измерения и другие виды работ.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине и расположено в пределах Андреевского валообразного поднятия. Менеузовское нефтяное месторождение представляет собой крупную положительную структуру северозападного простирания, оконтуренную общей изогипсой - 1150 м.общая протяженность поднятия составляет 15,8 км, ширина 5 км. Амплитуда структуры изменяется от 15 до 26 м. свод поднятия осложнен куполами: северно-менеузовским, Менеузовским, ЮжноМенеузовским, Саиткуловским, которые разделены между собой малоамплитудными прогибами. К каждому поднятию приурочены промышленные скопления нефти, которые выявлены в пластах терригенной толщи нижнего карбона и в карбонатных отложения каширского горизонта и турнейского яруса.

1.1    Объекты разработки месторождения

На Менеузовском нефтяном месторождении основными продуктивными пластами являются:

пять нефтеносных песчаных и песчано-алевролитовых пластов С1V, C1VI01, C1VI02,CVI11,C1VI12,C1VI13.

Пласт С1V.

С пластом С1V связаны две залежи, обе структурно-литологического типа, расположенные на западном и восточном крыльях Менеузовской структуры. Размеры залежи, расположенной на западном борту структуры, равны 8,3х2,0…3,0 км, высота 16,3 м.; размеры залежи на восточном борту составляют 5,6х1,2…0,3 км, высота 22,3 м.

Пласт C1VI01 .

Выделяются две залежи структурно-литологического типа, находящиеся на Восточно-Менеузовском и Саиткуловском участках. Размеры залежи, приуроченной к Восточно-Менеузовскому поднятию, составляют 8х3,7 км, высота 20 м. Размеры залежи, приуроченной к Саткуловскому поднятию, составляют 5,3х0,6 км, высота 15м. С западной стороны залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов, с востока - контуром нефтеносности.

Пласт C1VI02.

На площади месторождения выделяются три залежи литологически ограниченные со всех сторон. Залежи небольших размеров 0,5х0,3;0,3х0,4 и 1,5х0,6…0,4 км.

Пласт CVI11

По запасам является основным продуктивным пластом. С ним связаны две пластово-сводовые залежи. Одна залежь небольших размеров 1,1х1 км, высота 4 м, полностью подстилается водой. Другая залежь, размеры которой 12,5х4,4 км, высота 19 м, является основной залежью по размерам и запасам.

Пласт VI12.

выявлены две пластово-сводовые залежи и одна залежь структурно-литологическая. Залежь структурно-литологического типа небольшая. (0,5х0,3 км, высота 6,5 м). Залежь 2б содержит основные запасы пласта VI12 . размеры ее 2,4х1,4 км, высота 10,4 м.Она является основной залежью по размерам и запасам. Залежь 2в полностью подстилается водой . Размеры залежи небольшие 0,8х0,8 км, высота 4м.

Пласт C1VI13.

Выделена одна залежь 0,8х0,6 км, высотой 3 м.

В карбонатных отложениях турнейского яруса выделяется одна залежь массивного типа.

.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

Пласты К-1, К-2,К-3. Общая толщина составляет от 4 (скв.1033) м до 8,8 (скв.3241). Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков и доломитов. . Коэффициент расчленности по пласту равен 1. толщина пористого прослоя изменяется от 0,8 до 1,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1,5 м. По лабораторным исследованиям керна пористость пласта в среднем равна 13%. Проницаемость изменяется в пределах 0,001-0,130 мкм2, среднее значение - 0,024 мкм2.

Пласт С1V. Толщина пласта и коллектора изменяется от 0,4 м до1,6 м (скв. 3108). В таких же пределах изменяется и нефтенасыщенная толщина.

В разрезе пласта выделяется один прослой коллектора, следовательно, коэффициент расчлененности равен 1. коэффициент песчанистости в долях единицы по пласту составил 0,96.Коэффициент сложности периметра по первой залежи равен 0,44; по другой 0,79.

По керну пористость пласта из меняется в пределах 15,3-27,1 %, составляя в среднем 21,9%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,052-3,22 мкм2и составляет в среднем 0,675 мкм2.

Пласт C1VI01. Толщина пласта и коллектора изменяется от 0,4 до 2,6 м. В таких же пределах изменяется и нефтенасыщенная толщина.\

Коллектор представлен одним прослоем за исключением скв.4Мнз,1068,3159, где он состоит из двух прослоев. Коэффициент расчленности составляет величину 1,05.коэффициент песчанистости в долях единиц по пласту равен 1. С пластом C1VI01 связаны две залежи нефти. Обе залежи структурно-литологического типа. По керну пористость пласта изменяется от 14 до 23,8 % и составляет в среднем 19,1%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,018-0,810 мкм2, составляя в среднем 0,320 мкм2.

Пласт C1VI02. Толщина пласта, коллектора и нефтесыщенная толщина изменяется от 0,8 (скв.3160) до 4,8 м (скв. 1021). Коллектор представлен одним прослоем, следовательно, коэффициент расчлененности равен 1.Коэффициент песчанистости равен 1. коллекторские свойства пласта по керну не определялись. По результатам геофизических исследований пористость пласта изменяется в пределах 16,5-24,4% и составляет в среднем 20%.

Пласт CVI11. Общая толщина колеблется в пределах 0,8-13,8 м. Толщина коллектора и нефтенасыщенная толщина изменяются от 0,6 до 13,2м. Пласт в большинстве скважин представлен 1-2 прослоями, в некоторых скважинах число прослоев достигает 3-4. коэффициент расленности равен 1,7. Коэффициент песчанистости в долях единиц составил по пласту 0,92.

По керну пористость пласта в долях единицы изменяется в пределах 14-37,5%, составляя в среднем 23,9%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,001-3,9 мкм2 и составляет в среднем 0,93 мкм2.

Пласт VI12 Суммарная толщина пласта изменяется от 0,6 до 17,2 м (скв.1024). Толщина коллектора меняется в этих же пределах. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 м (скв.3227) до 11,2 (скв.3209). Коллектор представлен в основном 1-2 прослоями, редко 3-4 (скв.3197). Коэффициент расчлененности равен 1,3. коэффициент песчанистости в долях единиц составил величину 0,92.По лабораторным исследованиям керна пористость изменяется в пределах от 14,3-25,7 %, составляя в среднем 20,5%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,005-0,781 мкм2 и составляет в среднем 0,358 мкм2.

Пласт C1VI13. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 до 9,2 м. Толщина колектора меняется от 0,8 до 8,6 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 2,8м. Коэффициент песчанистости составил величину 0,97. Пористость, определенная по ГИС, равна 22%.

Пласт Т. В пласте выделяются от 1 до 3 пористых прослоев, с преобладанием одного-двух прослоев. Коэффициент раслененности составил 1,5. Толщина прослоев и нефтесыщенная толщина изменяется по пласту от 0,8 до 4 м. По лабораторным исследованиям керна пористость пласта изменяется в пределах 7,2-19,4%, составляя в среднем 12,3%. Проницаемость изменяется в пределах 0,001-0,208 мкм2 и составляет в среднем 0,031 мкм2.

Геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем представлены в таблице 1.

Распределение запасов и накопленной добычи нефти по объектам разработки приведены в таблице 2.

Балансовые запасы нефти промышленных категорий в песчаниках составляют 84,2%, а извлекаемые 90,7%.Для известняков соответственно равны 15,8 и 9,3% [1].

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Нефть в поверхностных условиях.

Нефть, отобранная из скважин, расположенных вблизи зон замещения песчаников алевролитами или в водонефтяной зоне, отличается от нефти, отобранной из скважин центральной части залежи - она более тяжелая и более вязкая.

Пробы нефти отбирались из пластов C1VI01, C1VI02,CVI11,C1VI12,C1VI13. (таблица 1).

При исследовании изучались удельный вес нефти, её вязкость, а также содержание асфальтенов, смол, серы, парафина.

Таблица 1 - Изученность поверхностных нефтей Менеузовского месторождения

Таблица 2 - Свойства нефти продуктивных пластов в поверхностных условиях (в числителе - величина параметра, в знаменателе - количество проб, использованных для вычисления среднего параметра)

Пластовая нефть.

Ограниченное количество проб обусловлено отсутствием фонтанного фонда скважин, обеспечивающего качественный отбор проб нефти. Пластовые нефти Менеузовского месторождения по своим свойствам близки между собой (таблица 3). Они тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность.

Таблица 3 - Свойства нефтей в пластовых условиях (в числителе - величина параметра, в знаменателе - количество проб, использованных для вычисления средней величины)

Состав попутного газа.

Содержание сжимаемых газов приведено в таблице 4.

Таблица 4 - Содержание этана, пропана, бутана в попутном газе

1.3 Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении

На 01.01.2010 г. на месторождении всего пробурено 416 скважин, 64 скважины ликвидированы.

Добывающий эксплуатационный фонд составляют 246 скважин, из них 229 действующих: 189 скважин оборудованы ШГН, 40 скважин − ЭЦН. В бездействующем фонде находятся 17 скважин.

На каширском горизонте работают шесть скважин, на кизеловском горизонте 103 скважины. На ТТНК работает наибольшее количество скважин − 131 ед., из них 11 скважин эксплуатируются совместно с отложениями кизеловского горизонта.

На месторождении осуществлялись переводы скважин с объекта на объект (всего 39 переводов). На каширский горизонт переведено 6 скважин с ТТНК. На ТТНК была переведена 31 скважина с кизеловского горизонта. На кизеловский горизонт были переведены две скважины с ТТНК.

После отработки в качестве добывающих 64 скважины переведены в нагнетательный фонд.

Нагнетательный фонд составляют 85 скважин. Из них 62 действующих скважины (46 ед. на ТТНК, 16 ед. на турнейском ярусе), четыре бездействующих (все на ТТНК).

Ликвидированы 45 добывающих и 19 нагнетательных скважин, девять добывающих скважин находятся в ожидании ликвидации.

Скважины ликвидированы как выполнившие свое назначение (32 единицы) и геологически неудачные (32 единицы).

В 2009г. скважины месторождения работали с дебитом нефти до 8,7 т/сут. Наибольшее количество скважин (122 ед. или 53,3 %) работали с дебитом менее 1 т/сут. С дебитом 1-5 т/сут работают 95 скважин (41,5 %), с дебитом 5-10 т/сут работают 12 скважин (5,2 %). Средний дебит скважин месторождения по нефти за 2009г. составляет 1,5т/сут, по жидкости 28,6 т/сут, среднее значение обводненности 94,6% [3].

1.4 Методы разработки объектов месторождения

Выделен один эксплуатационный объект- ТТНК. Кроме этого выделена водоплавающая залежь в карбонатах турнейского яруса, нефтенасыщены известняки самой верхней части разреза.

Компенсация отбора закачкой по месторождению составила 92,8%, в т.ч по ТТНК- 93,0%.

В 2007 г. выполнено 84 ГТМ с технологическим эффектом 16 832тыс. тонн. Внедрено 12 технологий МУН, 14 операций с дополнительной добычей 23,232 тыс.тонн нефти. Введено из бездействия с прошлых лет 12 добывающих скважин и 3 нагнетательные скважины.

Среднесуточная добыча нефти составила 342,1 т/сут. Текущий среднесуточный дебит одной скважины составил 1,47 т/сут. Действующий фонд нефтяных скважин - 232 при количестве нагнетательных скважин - 74; отношение количества добывающих скважин к нагнетательным равно 3.14.

Среднесуточная закачка составила 5050 тыс. м3. Процент обеспечения закачкой с начала разработки равен 91,6 %.

Максимальные уровни добычи нефти были достигнуты при отборе 55% от начальных извлекаемых запасов в 1990 году, далее - характерно снижение добычи после достижения максимума. В большинстве случаев это связано с выводом из эксплуатации обводненных добывающих скважин.

В начале разработки увеличение дебитов связано с одной стороны с увеличением фонда скважин, с другой стороны - на рост дебитов оказывает большое влияние трансформация системы заводнения, в которой становилось все больше внутриконтурных нагнетательных скважин, и уменьшения числа добывающих скважин на 1 нагнетательную.

Таким образом, система заводнения становится более жесткой.

Анализ соотношения среднесуточной закачки к среднесуточному дебиту и соотношения числа добывающих скважин к нагнетательным показал: чем больше число добывающих скважин, тем меньше отток за контур нефтеносности, в другие водоносные пласты.

Показатели разработки за 2008 г.

Из эксплуатационного фонда, составляющего 246 скважины, основная часть, 200 скважин, эксплуатируются ШСНУ, с помощью УЭЦН эксплуатируются 46 скважины.

Большая обводненность продукции, кривизна ствола скважины, наличие механических примесей, как наземного, так и подземного происхождения вызвало необходимость применения УЭЦН, и за последние семь лет количество этих установок увеличилось с 25 до 46.

УЭЦН имеет также ряд положительных качеств в отличие от ШСНУ, поэтому при определенных условиях их эксплуатация целесообразнее. Применение УЭЦН позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрооборудование ввиду его малых габаритов, небольшой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни паводки не препятствовали нормальной бесперебойной эксплуатации скважины.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

2. Конструкция добывающей скважины

Рассмотрим конструкцию скважину и ее проектные данные на примере скважины №1062 Менеузовского месторождения. Дата ввода в эксплуатацию скважины: 01.01.1967. Начальный дебит жидкости - 14.9 м3/сут, нефти - 10 т/сут. Способ эксплуатации: ШГН.

Рисунок 2 - Конструкция скважины

1 - обсадные трубы;

- цементный камень;

- пласт;

-перфорация в обсадной трубе и цементном камне;направление - диаметр 324мм, глубина спуска 65м;-кондуктор - диаметр 245мм, глубина спуска 215м;эксплуатационная колонна - диаметр 146*7.7мм-1330.4м

.1 Конструкция нагнетательной скважины

Кондуктор. При выборе глубины спуска необходимо руководствоваться требованиями перекрытия верхних неустойчивых отложений и изоляции верхних водоносных горизонтов - 400 метров. Тампонажный раствор поднимается до устья.

Требования, предъявляемые к нагнетательным скважинам:

расчетная приемистость должна быть постоянной во времени;

вся мощность вскрытого пласта должна быть вовлечена под закачку.

Это достигается качественным вскрытием пласта, поддержанием расчетного давления нагнетания и использованием рабочего агента, соответствующего предъявляемым требованиям.

На практике достичь таких результатов проблематично, поэтому существуют химические и физические способы увеличения приемистости скважин, которые применяются как при освоении, так и в процессе эксплуатации нагнетательных скважин.

При освоении нагнетательных скважин проводятся работы по очистке призабойной зоны пласта от продуктов перфорации, бурового раствора, цементажа эксплуатационной колонны.

При переводе добывающей скважины под нагнетание необходимо очистить эксплуатационную колонну и призабойную зону пласта от нефти, по результатам исследований провести работы по увеличению или по выравниванию профиля приемистости. Учет закачиваемой воды, производится приборами:

СВУ (счетчик воды вихревой ультразвуковой) предназначен для измерения объема жидкости, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления, или производительности насосов ЦНС 180-1422 (1900).

Счетчик состоит из датчика расхода ДРС и вторичного прибора - блока БПИ-04.

Технические характеристики:

Напряжение питания датчика ДРС - 24 В.

Питание блока БПИ-04 от сети переменного тока напряжением 220 В.

Давление жидкости в трубопроводе - от 0,3 до 20 МПа.

Диапазон эксплуатационных расходов:

Погрешность в диапазоне эксплуатационных расходов - 1,2 или 2,5%. Диаметр условного прохода трубопровода: для ДРС-25, 50, 200 - 100 мм,

Потребляемая мощность: для ДРС - 3Вт, для БПИ-04 (без ДРС) - 11В-А.

Температура измеряемой жидкости - от +40С до +600С. Температура окружающей среды: для ДРС - от -40"С до +50°С, для БПИ - от -10′С до +50′С. Минерализация воды - до 20 г/л. Масса: ДРС - 15 кг,

Датчик расхода устанавливается на трубопроводе с помощью фланцевого соединения типа «Сэндвич».

Принцип действия: ДРС преобразует объем протекающей жидкости в последовательность импульсов, поступающих в блок БПИ-04. В составе информационно-измерительных систем ДРС может работать без блока БПИ-04. Блок БПИ-04 обеспечивает:

подключение до 2 (4) датчиков ДРС одновременно;

электрическое питание датчиков;

обработку информации, поступающей с датчиков, и передачу ее по каналу системы телемеханики;

индикацию мгновенного и интегрированного расхода по каждому из контролируемых трубопроводов.

3. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

Режимы залежей нефти определяются геологическими и гидро-геологическими характеристиками пластов, а также физическими свойствами нефти и пласта.

Турнейский ярус

Залежь нефти турнейского яруса относится к типу массивных, нефть в ней приурочена к сводовой части структуры и подпирается по всей площади нефтеносности высоконапорными водами, что подтверждается результатами опробования скважин. Коллекторами в турнейских отложениях являются пористые и пористо-кавернозные известняки, распространение их по разрезу и по площади весьма своеобразно и характеризуется замещением их плотными породами. Проницаемость коллекторов по данным исследования образцов керна составляет 0-0,024 мкм2 и только по скважине 27-И проницаемость колеблется в пределах 0,185-0,370 мкм2. Пластовое давление замерено по большинству опробованных скважин, наиболее достоверными являются замеры по скважинам 1-А, 2-А, 55, пластовое давление по которым составило 14,0-14,4 МПа. Давление насыщения нефти турнейских отложений на Менеузовском месторождении не замерялось, величины давлений по соседним месторождениям составляют: Манчаровское 5,7-5,9 МПа, Менеузовское 6МПа, Ново-Хазинская площадь 7,3-7,5 МПа.

В первоначальный непродолжительный период разработки залежь нефти будет работать при упругом режиме за счет упругой энергии нефти и пласта при очень ограниченном её восполнении подошвенными водами. Но так как проницаемость карбонатных коллекторов очень низкая, восполнение упругой энергии в призабойной зоне будет отставать от её расхода, что поведет за собой переход работы залежи на режим растворенного газа.

Анализ структуры запасов

Нефтеносность месторождения связана с отложениями палеозоя, промышленно-нефтеносные пласты месторождения содержатся в двух продуктивных комплексах:

1) терригенных отложениях нижнекаменноугольной системы, залежи приурочены к бобриковскому горизонту;

2)      карбонатных отложениях нижнекаменноугольной системы, залежь приурочена к турнейскому ярусу.

Начальные геологические и начальные извлекаемые запасы по Менеузовскому месторождению по категории А+В+С1 составляют, соответственно 19660 и 7070 тыс.тонн, при текущем коэффициенте извлечения нефти 0,32% и 0,05% соответственно по залежам бобриковского горизонта и турнейского яруса.

На 01.01.08 г. по месторождению с начала разработки добыто 6141 тыс.т нефти или 87% от начальных геологических запасов.

Выработанность запасов нефти по объектам разработки различна. Объекты месторождения различны и по времени их эксплуатации. Наиболее длительное время разрабатывается бобриковский горизонт. Этот объект характеризуется наибольшей выработкой запасов нефти, коэффициент использования запасов (КИЗ) составляет 0,88, текущий коэффициент извлечения нефти (КИНтек) - 0,32, обводнённость - 91,2%. Объект эксплуатации, приуроченный к карбонатным коллекторам, разрабатывается на сегодняшний день двумя скважинами (скв.№,№ 1944 и 1982) и характеризуется меньшей выработкой запасов нефти: КИЗ составляет 0,5, КИНтек - 0,05 с обводнённостью 40% [3].

4. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования скважин, инструмента, КИП при добыче нефти на месторождении

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами широко распространена на большей части месторождений НГДУ «Чекмагушнефть». На 01.01.2011г в действующем фонде эксплуатируются установками ШСН - 1620 скважин.

Оборудование для эксплуатации скважин ШСНУ

Наземное оборудование: привод, устьевая арматура, рабочий монифольд.

Подземное оборудование: НКТ, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен приемный клапан, открывающийся только вверх. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными или нагнетательными. Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира станка-качалки (СК). Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый (полированный) шток.

Скважинный насос приводится в действие от СК, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя, при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх под ним падает давление, и всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением столба находящейся над ним жидкости. При ходе плунжера вниз приемный клапан под давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается, и жидкость поступает в НКТ. При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в насосные трубы. Уровень жидкости в НКТ постепенно повышается и достигает устья скважины; жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством.

Для эксплуатации скважин применяются насосы вставного и невставного типов.

Вставные насосы по принципу действия не отличаются от невставных. Вставные насосы спускают в скважину на конце колонны штанг и закрепляют на заданной глубине в НКТ. Отличием невставных насосов является то, что цилиндр этих насосов спускают в скважину на колонне НКТ.

Техническая характеристика вставных насосов (выпускаются под шифром НСВ): внутренний диаметр цилиндра - 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6 до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м.

Техническая характеристика невставных насосов (выпускаются под шифром НСН): внутренний диаметр цилиндра - 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход плунжера от 600 мм до 6000 мм; производительность при числе ходов 10 в минуту - 5,5…585 м3/сут; предельная глубина спуска - 650…1500 м; габаритные размеры - диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23,5…406 кг.

Эксплуатация скважин, оборудованных электропогружными центробежными насосными установками (УЭЦН).

Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 6) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного б и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. диаметры агрегатов находятся в пределах 116-142,5 Мм, длина агрегатов- более 25 м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки;

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) НКТ, являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД;

В зависимости от геометрических размеров установки условно делятся на группы: 5, 5А, 6 и предназначаются для эксплуатации скважин со следующими диаметрами эксплуатационных колонн: группа 5-121,7 мм, группа 5А- 130 мм, группа 6-144,3 мм (148,3 мм - для установок УЭЦНБ-500-1100 и УЭЦНБ-700-800).

Погружные насосы по диаметрам и поперечным размерам подразделяются аналогично установкам на группы 5, 5А, 6. Группа 5 -насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм, группа 5А- 103 мм, группа 6-114 мм [6].

5 Назначение и правила обслуживания нефтепромыслового оборудования, установок и трубопровода на месторождении

Под организацией сбора нефти, газа и воды на площадях месторождений понимается система нефте - газо - водопроводов, по которым осуществляется транспорт этих продуктов от скважин до централизованных технологических установок по подготовке нефти, газа и воды. Технологические установки (схемы) подготовки нефти, газа и воды представляют собой комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляются процессы изменения состава нефти, газа и воды, завершающиеся получением товарной продукции.

Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать:

измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);

максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки;

сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты его подготовки или потребителям;

отделение от продукции скважин свободной воды;

раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающейся по содержанию воды, физико-химическим параметрам (например, по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению и иным признакам, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

подогрев продукции скважин (например, высокопарафинистой нефти) в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора, процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два - нефтяной (водонефтяной) и газовый.

Для сбора, подготовки и хранения нефти в Чекмагушевском УДНГ филиала «Башнефть-Уфа» функционируют два нефтесборных парка с установками подготовки нефти НСП-Манчарово и НСП-Телепаново.

Нефть, поступающая на установки, тяжелая, высокосмолистая, высокосернистая.

Рисунок 1 - Схема сбора попутного нефтяного газа Чекмагушевского УДНГ филиала «Башнефть-Уфа»

Жидкость Менеузовской группы месторождений поступает в НСП-Телепаново. Здесь при давлении 0,22 МПа происходит сепарация, а затем в резервуаре (РВС-2000м) отделяется вода и нефть с частью воды откачивается, а вода - в систему ППД. Газ, выделившийся в депульсаторе и в сепараторе нефти поступает в газосепаратор, где после отделения конденсата полностью расходуется на собственные нужды.

На входе продукции скважин на УПС и на выходе из УПС предусмотрена подача деэмульгатора.

Температура нефти зимой 4-6С, а летом 15-20С. В депульсаторе происходит отделение части газа и жидкости. Затем в нефтегазосепараторе (2 шт. V-100 м) при давлении (Р=0,25 МПа) происходит дополнительная сепарация и далее жидкость поступает на УСТН, где происходит вторая ступень сепарации и затем до отделения воды поступает в РВС (2 шт.V-2000 м).

Нефть после РВС откачивается на НСП-Телепаново, а вода в систему ППД. Выделившийся газ в депульсаторе и нефтегазосепараторе поступает в газосепаратор и после отделения капельной жидкости частично используется на собственные нужды, а затем остальная часть по газопроводу направляется на НСП - Телепаново.

Сбор нефти на Менеузовском месторождении осуществляется по герметизированной однотрубной системе. Количество ГЗУ типа «Спутник» выбирается соответственно по количеству проектных эксплуатационных скважин. Эксплуатация систем сбора и внутрипромысловый транспорт нефти и газа проводятся в соответствии с РД 39 -0147-103-344-86.

Реагенты - деэмульгаторы имеют следующий класс опасности: дипроксамин 157 - 3 кл.; реапон-2 - 4 кл.; сепарол WF-34 - 4 кл.; сепарол WF-25 - 3 кл.; проксамин НР-76 - 3 кл.

Учет добычи нефти и газа осуществляется на основании «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» и РД 39-147 103-344 86 «Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа», разделы 4, 6 и РД 39-0147311-605-86.Замер дебита нефти и газа производится по каждой нефтяной скважине на АГЗУ дебитом до 2 м/с [5].

месторождение скважина добыча нефть

6. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

Нефть и конденсат, добываемые из скважин, выносят углеводородный газ, пластовую воду в количестве от 1 до 30% на нефть и механические примеси (до 1% масс. на нефть).

В воде содержится до 10 г/л минеральных солей, состав которых различается в зависимости от месторождений и составляет, % отн.: NaCl - 56 86; MgCl2 - 6 ¸ 10; CaCl2 - 8 ¸ 35.

Наличие воды и солей в нефти имеет следующие недостатки: соли, содержащиеся в воде при нагреве гидролизуются, вызывая коррозию аппаратуры и оборудования; вода имеет большую скрытую теплоту испарения и для ее отгонки от нефти требуется большой расход топлива; при испарении вода образует большой объем паров и нарушают процесс ректификации.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно, Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10 % с образованием HCl. Хлористый магний гидролизуется на 90 %, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния может проходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).

MgCl2 + H2O ↔ MgOHCl + HCl

При перегонке нефти и конденсата в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который (в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды и при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо:

Fe + H2S → FeS + H2

Покрывающая поверхность металла защитная пленка из FeS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FeS + 2HCl → FeCl2 + H2S

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Механические примеси состоят из песчинок пластовой породы, выносимых нефтью из пласта, кристалликов минеральных солей, продуктов коррозии и др. Растворенный газ при транспортировании и хранении нефти вызывает усиленные потери легких продуктов - нефть является "нестабильной".

Нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на НПЗ. В задачу подготовки к переработке входит отделение механических примесей, воды и минеральных солей, а также попутного газа.

Механические примеси из нефти удаляют обычно отстоем в соответствующих сепараторах и резервуарах на промыслах и НПЗ, от которых их периодически очищают. Пластовая вода удаляется в резервуарах и отстойниках промысла, а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") разделяется в специальных аппаратах - дегидраторах (на промыслах часто в термодегидраторах). При обезвоживании и обессоливании нефти удаляются и минеральные соли, растворенные в воде. Попутный газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно. Эту растворенную часть газа извлекают на промысле при стабилизации нефти.

В зависимости от содержания в нефти воды и хлоридов установлены 3 группы сырой нефти, поступающей на НПЗ: I группа - содержание воды 0,5%, солей не более 100 мг/л; II - воды 1% и солей не более 300 мг/л; III - воды 1% и солей не более 1800 мг/л. Для всех групп содержание мехпримесей не должно превышать 0,05% и давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи не более 66,7 кПа.

Нефть, углеводородные конденсаты и вода взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию чаще всего "вода в нефти"), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды и наличия в смеси стабилизаторов эмульсии.

Образуется эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Основное количество воды отделяется отстоем и представляет собой также дисперсную систему "нефть и воде", т. е. воду, в которой диспергированы мелкие капли нефти. Отделение этой диспергированной нефти в пластовой воде производят на установке подготовки воды, и отделенную нефть возвращают в основной поток нефти.

Капли глобулы диспергированной воды имеют диаметр от 0,1 до 1000 мкм, и каждая из них окружена адсорованной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти, называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя создает защитную "скорлупу" вокруг каждой глобулы воды, препятствующую слиянию (коалесценции) глобул при самопроизвольном столкновении. Этот сольватный слой часто называют АСПО - асфальто-парафиновое отложение.

Процесс образования сольватных оболочек начинается сразу же в момент дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени, пока существует эмульсия. Поэтому чем больше время существования эмульсии, тем толще становится сольватный слой и тем прочнее его защитное действие.

Интенсивность адсорбции эмульгаторов на поверхности глобул воды определяется тем, что дисперсная фаза (вода) при указанных выше размерах капель имеет огромную межфазную поверхность (десятки квадратных метров в литре нефти). Поэтому на такой поверхности может адсорбироваться большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию, т.е. придающих ей характер кинетически устойчивой среды.

Одной из важнейших характеристик эмульсии является дисперсность частиц воды. Нефти после подготовки на нефтепромысле являются мелкодисперсными системами, имеющим, следующий спектр диаметр» частиц воды мкм:

Размер частиц, мкм          Содержание, %

,1_________________ 2-3

-4_________________ 56

-6 ________________ 18

-10_______________ 15

> 10_______________ 8

Очень важно для характеристики эмульсии и выбора методов ее разрушения знание свойств эмульгаторов, образующих защитные сольватные оболочки и определяющих устойчивость эмульсии.

Установлено, что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсии - вода - нефть, являются асфальтены и высокоплавкие парафины, а также высокодисперсные твердые частицы ( минеральные и карбоиды). При этом устойчивость эмульсий зависит не столько от концентрации перечисленных эмульгаторов, сколько от степени их коллоидности, которая, в свою очередь, определяется наличием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов.

Прочность сольватной оболочки, где сконцентрированы эмульгирующие вещества, зависит также от рН водной фазы. Химический состав глобул воды и наличие в ней ионов некоторых соединений оказывает влияние на состав и свойства адсорбированных эмульгаторов. Прочность сольватной оболочки максимальна в кислой среде, и минимальна - в щелочной.

К факторам, определяющим устойчивость эмульсий, относятся следующие:

Средний диаметр глобул воды. Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивой будет эмульсия.

Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить (ускорить) отделение от нее воды, необходимо укрупнить капли воды, т.е. создать условия для их коалесценции (слияния).

Время жизни эмульсии. Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой эмульгирующих веществ вокруг капель воды и тем прочнее эта защитная оболочка, препятствующая коалесценции капель при их соударении. Кроме того, имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти в процессе ее движения от места добычи к месту переработки (число и тип перекачивающих насосов, длина и профиль трассы нефтепроводов, число задвижек и других местных сопротивлений по трассе и т.д.). Чем больше нефть подвергается таким местным воздействиям, тем мельче становится средний диаметр капель и тем устойчивее эмульсия.

Физико-химические свойства нефти и химический состав эмульгированной воды. Имеются в виду главным образом плотность нефти, ее вязкость и состав эмульгаторов. рН водной фазы.

Причиной образования устойчивых нефтяных эмульсий является перемешивание пластовой воды с нефтью и конденсатом при добыче и перекачке, а также содержащихся в ней парафинов, асфальто-смолистых веществ, ПАВ и др. Наличие воды в нефти вызывает повышенный расход топлива на ее испарение, повышение скорости паров в аппаратуре. Наличие солей, особенно хлоридов кальция и магния, при нагреве нефти при температурах выше 100°С вызывает в присутствии воды их гидролиз с образованием HCl, коррозирующей оборудование и аппаратуру. Коррозия резко увеличивается при наличии в нефти или образовании сероводорода.

Сущность процесса обессоливания и обезвоживания нефти и конденсата заключается в их водной промывке при смешении нагретой нефти и конденсата с пресной водой, последующем разрушении образуемой при этом водонефтяной смеси и отделении соленой воды от нефти.

В технике применяют термический, механический, химический и электрический, а также их комбинации методы разрушения эмульсий. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости и полноты осаждения воды.

Термическое разрушение эмульсии заключается в нагреве нефти до температуры 65-160оС, так как подогрев снижает вязкость нефти, ее поверхностное натяжение и увеличивает разность плотностей воды и нефти. Для того чтобы избежать испарения нефти и воды, разрушение эмульсий ведут при избыточном давлении до 0,6¸1,6 МПа.

К механическим методам относятся отстаивание и фильтрация. Их применяют к нестойким легко разрушающимся или разрушенным эмульсиям. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в аппаратах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1 - 2 ч при температуре 120 - 140 °С и давлении до 1,5 МПа. Отстой происходит вследствие разности плотностей разделяемых фаз в зависимости от диаметра частиц и вязкости дисперсионной среды. На промыслах устанавливают вертикальные или горизонтальные дегидраторы. Для удаления солей нефть обрабатывают 1-5% деминерализованной воды. Длительность отстоя составляет 2-4 ч. Фильтрацию через различные фильтрующие материалы осуществляют достаточно редко.

Эффективность механического разделения эмульсии можно существенно повысить, если вместо сил гравитации использовать центробежную силу, т. е. подвергать эмульсию центрифугированию. Однако из-за сложности аппаратурного оформления такой метод для промышленного разделения эмульсии применения не нашел.

К механическим методам разрушения эмульсий можно отнести также фильтрование через фильтры избирательной смачиваемости. Если фильтрующий элемент (песок, древесная стружка) смачивается только водой и не смачивается нефтью, то пропуская через такой фильтр нефтяную эмульсию, можно отделить значительное количество воды от нефти (особенно если эмульсия грубодисперсная). Такой метод иногда применяется на миниНПЗ, хотя фильтрующий элемент быстро выходит из строя и требует частой замены.

Механические методы, в частности отстой, малопроизводительны и в чистом виде практически не применяется, но отстой входит как обязательный элемент во все термохимические и электротермохимические методы.

Teрмохимический метод сочетает ввод в систему деэмульгатора - химического вешества деэмульгатора, разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 130 °С) и ускорения укрупнения капель за счет ослабления защитных оболочек и облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.

Деэмульгатор вводят в поток нефти в смесителе в количестве 5-100 г/т нефти. Обладая хорошими поверхностно-активными свойствами, деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг капель воды сольватные оболочки эмульгаторов за счет:

·             адсорбционного вытеснения (замещения) эмульгатора сольватной оболочки;

·             химического взаимодействия компонентов деэмульгатора и разрушения сольватного слоя;

·             образования эмульсии противоположного типа, т. е. инверсии фаз.

В результате пленка из эмульгирующих веществ вокруг капли воды разрушается, резко снижаются ее прочность и защитные свойства, что способствует коалесценции капель воды.

Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с небольшой глубиной обессоливания.

Следует кратко рассмотреть основные требования к деэмульгатору и его характеристики. Деэмульгаторы - это химические вещества, которые, должны:

·             не взаимодействовать с основным веществом нефти и не изменять ее свойства;

·             не вызывать коррозию аппаратуры;

·             обеспечивать высокую деэмульгирующую активность при малых расходах;

·             легко извлекаться из сточной воды, отделенной от нефти;

·             быть неядовитыми для людей и не загрязнять окружающую среду;

·             быть относительно дешевыми и недефицитными.

Состав эмульгаторов связан как с химическим составом нефти, так и с составом пластовой воды. Подбор деэмульгатора и его расход определяются только экспериментально и индивидуально для каждой нефти.

Существует два типа деэмульгаторов - неэлектролитные и коллоидного типа.

К неэлетролитным деэмульгаторам относятся органические вещества (бензол, спирты, бензиновые фракции, керосин), растворяющие эмульгаторы нефти и снижающие при этом ее вязкость. Это способствует быстрой коалесценции капель воды и их осаждению. Их используют главным образом в лабораторной и исследовательской практике. В промышленной технологии обезвоживания нефти их не применяют из-за большого расхода и высокой стоимости, а также из-за сложности отделения от нефти после осаждения воды.

Наибольшее применение в промышленности получили поверхностно-активные вещества (ПАВ) коллоидного типа. Они бывают трех видов: анионоактивные, катионоактивные и неионогенные.

Анионоактивные (сульфанол, сульфоэфиры, карбоновые кислоты) в присутствии воды диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части и положительные ионы металла или водорода.

Катионноактивные в присутствии воды распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. В качестве деэмульгаторов используются очень редко.

Неионогенные деэмульгаторы ионов в водных средах не образуют. Они нашли самое широкое применение в технологии обезвоживания нефтей. По растворимости в воде их можно разделить на водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые.

К водорастворимым относятся оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-10 и ОП-30), а также органические спирты (неонол, синтанол, оксанол). В процессе деэмульсации нефти эти деэмульгаторы на 75 - 85% переходят в дренажную воду. К водонефтерастворимым неионогенным деэмульгаторам относят блок-сополимеры этилен- и пропиленоксидов (диссольван 4411, проксанолы 186 и 305, проксамин 385, сепарол WF-25 и др.). В процессе разрушения эмульсии они на 30 - 60% переходят в дренажную воду, а остальная часть остается в нефти.

Нефтерастворимые деэмульгаторы образуют в нефти истинные или коллоидные растворы и почти совсем не растворяются в воде. В дренажную воду они переходят на 10 - 15%. К этим деэмулгаторам относятся дипроксамин 157, оксафоры 1107 и 43, прохинор 2258, геркулес - 17 и др [4].

7. Индивидуальные средства защиты при добыче нефти на месторождении

Каски предназначены для защиты головы работающего от механических повреждений, от воды и агрессивных жидкостей, а также от поражения электрическим током при случайном касании токоведущих частей, находящихся под напряжением до 1000 В.

В зависимости от условий применения каска может комплектоваться утепленным подшлемником и водозащитной пелериной, противошумными наушниками, щитками для сварщиков, головными светильниками.

Каски состоят из корпуса, внутренней оснастки (амортизатора и несущей ленты) и подбородного ремня.

Перед каждым применением каски должны быть осмотрены с целью контроля отсутствия механических повреждений.10.5. Уход за касками производится в соответствии с руководствами по эксплуатации.

Очки и щитки защитные.

Очки и щитки защитные предназначены для защиты глаз и лица от слепящего света электрической дуги, ультрафиолетового и инфракрасного излучения, твердых частиц и пыли, искр, брызг агрессивных жидкостей и расплавленного металла.

В электроустановках должны использоваться очки и щитки, отвечающие требованиям соответствующих государственных стандартов. Рекомендуется применять очки закрытого типа с непрямой вентиляцией и светофильтрами и щитки наголовные со светофильтрующим, ударостойким, химически стойким и сетчатым корпусом, а также наголовные, ручные и универсальные для сварщиков.

Конструкция щитков должна обеспечивать как надежную фиксацию стекол в стеклодержателе, так и возможность их замены без применения специального инструмента.

Корпуса щитков для сварщиков должны быть непрозрачными и выполнены из нетокопроводящего материала, стойкого к искрам и брызгам расплавленного металла. На корпусе крепится стеклодержатель со светофильтрами.

Перед каждым применением очки и щитки должны быть осмотрены с целью контроля отсутствия механических повреждений.

Спецодежда и спецобувь

Выдаваемая спецодежда и спецобувь должны соответствовать размеру и росту работника.

Все работники обязаны пользоваться выданной спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты.

Работники, обслуживающие вращающиеся механизмы, обязаны носить спецодежду в застегнутом виде, волосы должны быть убраны под головной убор.

Спецодежда и спецобувь, бывшие в употреблении могут выдаваться другим работникам только после стирки, ремонта, дезинфекции.

Администрация предприятия обязана регулярно производить химчистку, а также контролировать состояние индивидуальных средств защиты.

Работникам запрещается производить стирку спецодежды нефтепродуктами и другими пожаро - взрывоопасными продуктами.

Ответственность за правильное использование средств индивидуальной защиты несут лица, непосредственно выполняющие работу, а также мастера бригад.

Средства индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД)

При работе в местах, где возможно образование концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться средствами индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД).

Выбор средств индивидуальной защиты органов дыхания должны производить с учетом состава и состояния воздушной среды, характера производственного процесса и других условий труда.

Все средства защиты органов дыхания делятся на фильтрующие и изолирующие.

Фильтрующие средства индивидуальной защиты органов дыхания по назначению подразделяются:

противоаэрозольные (ФА) для защиты от аэрозоли;

противогазовые (ФГ) - защиты от парообразных веществ;

универсальные (ФУ) для защиты от парогазообразных вредных веществ и аэрозолей, присутствующих в воздухе одновременно.

Изолирующие средства индивидуальной защиты органов дыхания по конструкции делятся на типы:

шланговые (И.Ш.) - обеспечивающие подачу воздуха, пригодного для дыхания из чистой зоны;

автономные (И.А) - обеспечивающие подачу дыхательных смесей из индивидуального источника воздуха снабжения.

Фильтрующие и шланговые противогазы проверяются на герметичность не реже 1 раза в 3 месяца.

Фильтрующие противогазы

Фильтрующие противогазы применяются, если содержание кислорода не ниже 16 % объемной доли, а фильтры противогазов гарантируют поглощение паров и газов, концентрация которых в воздухе не превышает 0,5 % объемной доли.

Запрещается применение фильтрующих противогазов в условиях возможного недостатка свободного кислорода в воздухе, то есть в колодцах, емкостях, резервуарах и других изолированных помещениях.

Основные элементы фильтрующего противогаза:

шлем-маска - обеспечивает механическую, герметичную защиту лица, глаз, органов дыхания и слуха от воздействия окружающей газообразной среды, предоставляя возможность визуального наблюдения за окружающей обстановкой;

противогазная коробка (фильтрующая коробка, фильтр)- осуществляет отделение вредных газов, паров, аэрозолей от воздуха окружающей среды;

гофрированная трубка - соединяет противогазную коробку со шлем - маской, обеспечивая транспортировку фильтрованного чистого воздуха в полость под шлем- маску;

противогазная сумка - предназначена для хранения и переноски шлем - маски, противогазной коробки, гофрированной трубки.

В зависимости от вредности газов применяются следующие марки коробок для противогазов, указанные в таблице .

Таблица № 1

ПРИМЕЧАНИЕ: фильтрующие коробки снабженные фильтрами дополнительно защищают органы дыхания от ядовитого дыма и тумана.

На коробках снабженных дополнительными фильтрами нанесены по всей высоте широкие белые полосы.

Принцип защитного действия фильтрующего противогаза основан на том, что используемый воздух предварительно очищается от вредных примесей в фильтрующей коробке.

Фильтрующие противогазы, закрепленные за работниками должны иметь паспорт, где заполняется:

Ф.И.О.

Размер маски

Тип коробки

Дата изготовления

Дата выдачи

Дата проверки, результат проверки и подпись проверяющего.

Выбор маски

Выбор маски производиться ориентировочно обмером головы. При обмере производится два измерения при помощи сантиметровой ленты. Первым измерением определяют длину (в сантиметрах) круговой линии проходящей по краю подбородка, по щекам и через высшую точку головы (макушку), второе измерение производиться по линии соединяющей ушные отверстия и проходящей над бровями.

Сумма, полученная при сложении двух замеров показывает размер шлема - маски.

Шлему № 0 соответствует сумма от 90 до 93 см.

№ 1                                                  от 94 до 95 см.

№ 2                                                  от 95 до 99 см.

№ 3                                                  от 99 до 103 см.

Новую маску перед тем как надеть, необходимо протереть внутри чистой тряпкой или ватой, смоченной водой, гофрированную трубку продуть.

Маску, бывшую в употреблении, следует отсоединить от коробки, протереть спиртом или промыть водой с мылом и просушить.

Для определения правильности подбора шлем - маски, сборки и исправности (герметичности) противогаза необходимо его проверить по частям.

Проверка маски: ладонь руки плотно прижать к торцу резьбового элемента шлем - маски и сделать 3-4 глубоких вдоха. Если при этом дышать невозможно, то маска исправна, подобрана правильно.

Проверка гофрированной трубки: присоединить к ранее проверенной исправной шлем - маске гофрированную трубку, сделать выдох (для удаления пыли из трубки), ладонью руки плотно закрыть ее свободный торец и сделать 3-4 вдоха. Если дышать невозможно, то гофрированная трубка исправна.

Проверка противогазной коробки: присоединить к ранее проверенному исправному комплекту шлем - маски и гофрированной трубке противогазную коробку и закрыть колпачком или ладонью входное отверстие коробки и сделать 3-4 вдоха, если дышать невозможно, то противогаз в целом исправен.

Время защитного действия фильтрующих коробок

Время защитного действия фильтрующих коробок определяется при постоянных условиях испытания по бензолу, сильной кислоте, сернистому газу, мышьяковистому водороду и сероводороду.

Для противогаза марки КД (сероводород без фильтра и с фильтром 100 мин. при концентрации сероводорода 4,6 г/м3 , для противогазов марки БКФ 70 мин. при концентрации кислых газов и органических паров 3,0 г/м3

Отработанность противогазов по вредным примесям определяется следующим образом:

·       для коробок А, В, КФ, БКФ при появлении даже незначительного запаха вещества. При этом необходимо немедленно выйти из отравленной атмосферы и заменить коробку на новую;

·       для коробок марок СО по привесу коробки. На коробках марок СО указана масса их в граммах при снаряжении.

Перед выдачей противогаза марки СО на руки взвешивается и в журнале записывается ее масса (с колпачками и прокладками) с точностью до 5 г. На коробку наклеивается этикетки с указанием даты выдачи и масса.

После каждого пользования коробки взвешивается и на этикетке делается отметки о массе. При увеличении массы по сравнению с начальной (указанный на коробке изготовителя) для марки СО на 50 г.

При хранении противогазов без употребления более 3-х лет коробки должны быть испытаны в лаборатории на пригодность к использованию.

Шланговые противогазы

Для защиты органов дыхания работающих внутри емкости, аппарата, в замкнутых пространствах должны применяться шланговые противогазы. Применение для этих целей фильтрующих противогазов запрещается. Шланговый противогаз с тщательно подогнанной шлем - маской и отрегулированной подачей свежего воздуха, рабочий надевает непосредственно перед входом в емкость, аппарат. Герметичность сборки, подгонку противогаза и исправность воздуходувки проверяет лицо, ответственное за ведение работ.

Шланговый противогаз ПШ-1 состоит из следующих частей:

·       шланга длиной более 10 м при работе на установках подготовки нефти;

При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором при работе в газовом хозяйстве длина шланга не должна превышать 15 м.

·       маски с удлиненной гофрированной трубкой;

·       пояса с помощью которого шланг крепится на корпусе рабочего;

Пояс должен иметь инвентарный номер. Предохранительные пояса испытываются нагрузкой 200 кг в течение 5 мин. Испытание проводится не реже 1 раза в 6 месяцев.

·       фильтрующей коробки, служащей для очистки вдыхаемого воздуха от пыли;

·       чемодана или мешка в которой укладывают все детали шлангового противогаза;

·       сигнальной веревки.

Шланговым противогазом типа ПШ-2 могут пользоваться одновременно 2 человека. В комплект такого противогаза входит электродвигатель и воздуходувка. Максимальная длина шланга 40 м.

Сигнальная веревка должна быть прочной и надежной, т.к. она служит для связи между работающим в противогазе и дублером, а также для извлечения работающего из загазованной зоны при непредвиденных случаях. Если на сигналы дублера условного ответа со стороны работающего не последовало, то дублеры должны немедленно извлечь его.

Сигнальная веревка испытывается не реже 1 раза в 6 месяцев нагрузкой массой 200 кг. в течении 15 мин.

Шланговым противогазом марки ПШ-2 могут пользоваться одновременно 2 человека. В комплект такого противогаза входит электродвигатель и воздуходувка. Максимальная длина шланга 40 м.

Требования безопасности перед началом работы.

Сборка шлангового противогаза и работа в нем проводиться в следующем порядке:

Одевается и укрепляется на пояс за плечевыми ремнями. К поясу с помощью двух специальных скоб прикрепляется один из концов шланга. К шлангу привинчивается удлиненная гофрированная трубка с маской. Подбор маски производится по размеру для каждого работника.

·       Второй конец шланга с противопыльным фильтром выносится в зону чистого воздуха, надежно укрепляется, а при механической подаче воздуха посредством гайки плотно присоединяется к одному из штуцеров воздуходувки. Если в ПШ-2 работает один человек, то второй штуцер воздуходувки закрывается заглушкой.

·       К специальному кольцу, вмонтированному на плечевых ремнях сзади на спине, надежно укрепляется один конец сигнальной (спасательной) веревки.

·       Подготовка к работе в загазованной зоне должна происходить обязательно с участием мастера или бригадира.

Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом ответственным за проведение газоопасных работ, записывается в наряде-допуске, но не должен превышать 30 мин. с последующим отдыхом не менее 15 мин.

Во время производства работ внутри емкости, аппарата наблюдающие должны находиться около емкости, аппарата вести непрерывное наблюдение за работающим, за исправным состоянием шланга, нахождением заборного патрубка в зоне чистого воздуха и не допускать перегибов шланга.

ПРИМЕЧАНИЕ: При работе в шланговом противогазе с принудительной подачей воздуха должно быть установлено на все время работы внутри аппарата непрерывное наблюдение за работой воздуходувки.

Наблюдающие должны быть в таком же снаряжении, что и работающий в емкости, аппарате, в закрытом пространстве и быть готовыми оказать ему немедленную помощь.

При обнаружении каких либо неисправностей (прокол шланга, остановка воздуходувки, обрыв спасательной веревки и т.п), а также при попытке работающего в емкости, аппарате снять шлем-маску противогаза, работа внутри емкости, аппарата должна быть немедленно приостановлена, а рабочий извлечен [7].

Плакаты и знаки безопасности.

Плакаты и знаки безопасности предназначены:

для запрещения действий с коммутационными аппаратами, при ошибочном включении которых может быть подано напряжение на место работы (запрещающие плакаты);

для предупреждения об опасности приближения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, и передвижения без средств защиты в ОРУ 330 кВ и выше с напряженностью электрического поля выше допустимой (предупреждающие знаки и плакаты);

для разрешения конкретных действий только при выполнении определенных требований безопасности (предписывающие плакаты);

для указания местонахождения различных объектов и устройств (указательный плакат).

Плакаты и знаки безопасности должны изготавливаться в соответствии с требованиями государственного стандарта.

8 Обеспечение промышленной и экологической безопасности при добыче нефти на месторождении

Охрана труда в НГДУ ведется согласно руководящего документа РД 08-200-98, регулирующего деятельность надзора в нефтяной и газовой промышленности. Правилами установлены требования к созданию системы управления и контроля за промышленной безопасностью производства, разработке, сооружению, изготовлению и использованию производственных объектов, технических средств, технологических процессов, определен порядок обеспечения промышленной безопасности, охраны окружающей среды, рационального использования природных ресурсов. На основе и в соответствии с требованиями предприятия и организации разрабатывают технические условия, инструкции по безопасности труда по видам работ, по профессиям, по эксплуатации оборудования и инструмента, о порядке на рабочем месте, пользовании средствами индивидуальной защиты и т.п., обеспечивающими безопасность труда в конкретных условиях на протяжении всего цикла работ.

Для нефтегазовых месторождений НГДУ "Чекмагушнефть" характерны следующие чрезвычайные ситуации: сильные паводки; сильные морозы; сильные метели и снежные заносы; сильные взрывы паро-воздушных смесей, образовавшихся в результате утечки газа или лёгких фракций нефти; крупномасштабные пожары на нефтепроводах и в резервуарных парках; разливы на больших площадях ядовитых сильнодействующих веществ, таких, как фенол, метанол, кислота, щёлочь и др.

К основным экологическим проблемам НГДУ относятся следующие: подземные аварии на скважинах, следствием которых является загрязнение водоносных горизонтов; порывы нефтепроводов, влекущие за собой разливы нефти по суше и водоёмам; гибель растений и животных; выбросы газа на устье скважин и из дыхательных клапанов резервуаров; сброс сточных вод в водоёмы; неполное сгорание газа на факелах с образованием угарного газа.

По предотвращению вышеперечисленных опасностей производства, чрезвычайных ситуаций и экологических проблем в НГДУ "Чекмагушнефть" ведётся работа по следующим направлениям:

обеспечение безопасности производства и охраны труда;

мероприятия по защите работников и инженерно-технического комплекса в чрезвычайных ситуациях;

разработка мероприятий по охране окружающей среды.

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в НГДУ "Чекмагушнефть " занимаются: отдел техники безопасности и охраны труда, отдел охраны окружающей среды, отдел гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций (ГОиЧС). Кроме этого, за деятельностью НГДУ "Чекмагушнефть" ведут постоянный надзор службы, не относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный надзор, Госгортехнадзор, санэпидемстанция.

К работам на объектах НГДУ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказания по здоровью. Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным тревогам и другим вопросам.

Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, в т.ч. практиканты высших и средних специальных учебных заведений, для допуска к самостоятельной работе должны иметь соответствующее удостоверение по рабочим профессиям. Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение территориальных органов Госгортехнадзора. Проверка знаний по безопасному ведению работ у рабочих проводится ежегодно. Проверка знаний у руководящих работников проводится не реже одного раза в три года. В случае изменения условий деятельности или требований промышленной безопасности предприятие вносит соответствующие изменения в декларацию промышленной безопасности, а также проводит дополнительный инструктаж с рабочим персоналом. При внедрении новых технологий, оборудования, изменения действующих правил безопасности после соответствующего обучения должна проводится внеочередная проверка знаний. На рабочих местах должны быть инструкции, инструкции по пожарной безопасности, а также инструкции по эксплуатации оборудования.

Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, средствами индивидуальной защиты. Спецодежда должна быть изготовлена из термостойких и антистатичных материалов.

Запрещается находиться посторонним лицам на территории производственного объекта, обозначенной в установленном на предприятии порядке, без разрешения руководителя работ или администрации.

На рабочих местах, а также в местах, где возможно воздействие на человека вредных и опасных производственных факторов, установлены предупредительные знаки и надписи. В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов, пыли осуществляется постоянный контроль воздушной среды. Данные о состоянии воздушной среды фиксируются на рабочем месте и передаются на диспетчерский пульт. Контроль содержания вредных веществ в воздухе, уровней шума и вибрации осуществляется в соответствии с требованиями.

Все потенциально опасные места объектов нефтегазодобычи (открытые емкости, трансмиссии, т.п.) имеют ограждения, закрывающие допуск к ним со всех сторон. Открытие дверцы ограждений или их снятие производится после полной остановки оборудования или механизма. Пуск оборудования разрешается только после установки ограждения. Для взрывоопасных технологических процессов предусмотрена автоматическая система регулирования и противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасных смесей и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ заземление. Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, аппаратов, механизмов ограждаются или заключаются в кожухи. Такое оборудование оснащено системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении.

Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду-допуску. На взрывопожароопасных объектах разработан план ликвидации возможных аварий (ПЛА), в котором с учетом специфических условий необходимо предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, исключению возгораний или взрывов, безопасной эвакуации людей, не занятых в ликвидации аварии.

В случае нарушения правил техники безопасности применяются следующие виды наказаний: дисциплинарная (замечание, выговор, увольнение), административная, уголовная.

Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти на предприятии НГДУ "Чекмагушнефть"

При добыче нефти и газа на людей, окружающую среду и инженерно-технический комплекс НГДУ "Чекмагушнефть" негативное действие оказывают физические, химические и психофизиологические факторы.

К основным электроопасным объектам относятся скважины, оборудованные УЭЦН и ШСНУ к которым подведены линии электропередач, кабели большой длины, в которых может возникнуть обрыв провода. На территории кустов, скважин, имеются трансформаторы, станции управления. Всё это создаёт опасность поражения электрическим током. При эксплуатации скважин УЭЦН увеличивается зона поражения электротоком, т.к. резко возрастает длина токопроводящего кабеля от пульта управления до электродвигателя, причём часть его проходит по поверхности.

К пожаро- и взрывоопасным объектам на предприятии относятся: цех подготовки и перекачки нефти, товарные парки нефти, заправочные станции, мини нефтеперерабатывающий завод. Помещения, в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут образоваться при авариях и неисправностях - это помещения нефтяных насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок. Оборудование, используемое при нефтедобыче и при ремонте нефтепромыслового оборудования, относится к классу опасного. Взрыв или возгорание газообразных или смешанных горючих химических веществ наступает при определенном содержании этих веществ в воздухе, что приводит к разрушению и повреждению зданий и сооружений, технологических установок, емкостей и трубопроводов.

Опасным оборудованием являются: движущиеся машины и механизмы, незащищенные подвижные элементы производственного оборудования, передвигающиеся изделия, заготовки, материалы. Для данного вида работ это постоянно действующий фактор. Основными движущимися и опасными элементами являются кронблоки, талевая система, с помощью которой производятся спускоподъемные операции насосно-компрессорных труб, используемые при проведении подземного и капитального ремонта скважин, всевозможные лебедки, пневматические и полуавтоматические ключи, наземное оборудование скважин, станки качалки и другие элементы.

Источниками производственного шума являются электродвигатели, дымососы и вентиляционные установки, дробилки, трансформаторы, станки, электромашины, нефтедобывающее оборудование, транспортные средства и многое другое. Большинство машин и агрегатов на промысле характеризуются высоким уровнем шума и вибрации. Сильный шум создаётся при редуцировании газа, продувке скважин, проведении обработок ПЗП. Работа технологических компрессоров, насосов, электродвигателей также сопровождается шумом.

К ним относят выхлопные газы автотранспорта, разлившиеся на территории промысла химические реагенты, добавляемые в трубопровод при транспорте нефти, сгораемые газы на факелах, нефтепродукты, разлившиеся в водоемы при порывах трубопроводов. Для данного производства свойственно применение химических реагентов, имеющих раздражающее, сенсибилизирующее и канцерогенное воздействие на организм человека - это ингибиторы коррозии, применяемые на всем участке движения нефтяных эмульсий, диэмульгаторы, стабилизаторы, применяемые на АГЗУ, ДНС, УПСВ и ЦППН.

Для обработок призабойных зон пласта используются химические реагенты, при разливе которых может произойти загрязнение природной среды и заражение персонала, проводящего обработки.

Физические перегрузки (статические нагрузки, динамические нагрузки). После тяжелого рабочего дня работники устают физически, весь рабочий день у них проходит в динамике, а руководителя зачастую испытывают статические нагрузки, так как почти весь рабочий день проводят сидя в кабинетах. Нервно-эмоциональные нагрузки (переутомление, возникающее после работы у всех работников НГДУ "Чекмагушнефть", перенапряжение зрения, у тех кто весь рабочий день проводит за компьютером и слуха, у рабочих, работающих на шумных объектах, указанных ранее).

Обеспечение безопасности на предприятии осуществляется по трем направлениям:

1)      разработка и внедрение эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность труда;

2)      обеспечение надежной защиты работников и инженерно-технического комплекса НГДУ "Чекмагушнефть" в чрезвычайных ситуациях;

)        проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической безопасности в районе деятельности НГДУ "Чекмагушнефть".

С целью разработки и внедрения эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность технических систем и технологических эффектов в НГДУ "Чекмагушнефть" создан отдел Техники Безопасности, который создает регламент любого технологического процесса, без которого не проводятся никакие работы. В регламентах описаны все мероприятия, обеспечивающие безопасность и рабочего персонала, и технического оборудования, и технологических процессов.

Обеспечением всевозможных мер защиты в случае возникновения ЧС занимается отдел ГОЧС. На предприятии регулярно проводятся учения «как вести себя в случае ЧС». На каждом производственном объекте предприятия, в том числе и в подсобном помещении НГДУ "Чекмагушнефть" находятся средства индивидуальной защиты работников в случае ЧС.

Вопросами экологической безопасности занимается отдел Экологии, контролирующий экологическую безопасность в районе деятельности

НГДУ "Чекмагушнефть" и проводящий частые ревизии на промыслах.

Далее будет дана оценка комплекса мероприятий по обеспечению производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях, обеспечению экологической безопасности в НГДУ "Чекмагушнефть" с учетом специфики дипломного проекта.

Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности труда в НГДУ "Чекмагушнефть"

Для обеспечения производственной безопасности в НГДУ "Чекмагушнефть" регулярно проводятся инженерно-технические мероприятия по следующим направлениям:

1)      обеспечение пожаровзрывобезопасности;

2)      защита от действия вредных веществ, при их выбросах и сбросах;

3)      защита от поражения электрическим током и статическим электричеством;

4)      обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением;

)        обеспечение безопасности эксплуатации машин, механизмов и производственных помещений;

6)      обеспечение комфортных условий труда работников;

7)      защита от вредного воздействия шума и вибрации.

Для предотвращения возникновения пожаров разработаны регламенты и инструкции, соблюдение которых контролируется на всех уровнях НГДУ от главного инженера до мастера. Следует поддерживать в надлежащем состоянии дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения. В НГДУ выполняются все требования по обеспечению пожаро - и взрывобезопасности. За последние годы она повысилась в значительной степени благодаря внедрению систем герметизации сбора и хранения нефти и газа.

Для защиты пожаро - и взрывоопасных помещений от попадания в них молнии броня кабелей и металлические трубопроводы в местах ввода их в здания заземлены.

Для отвода в землю атмосферного электричества в результате прямого удара молнии и предупреждения прямого удара молнии установлены молниеотводы. Ежегодно перед началом грозового сезона проверяются устройства молниезащиты и устраняются обнаруженные неисправности.

Электробезопасность может быть обеспечена только строгим выполнением требований действующих электротехнических нормативов.

Жестко контролируются условия работы с электроустановками: не допускается выполнение работ без устного или письменного (наряда) разрешения; запрещается работать в одиночку; до проведения работ надо выполнить все необходимые организационные и технические мероприятия по обеспечению техники безопасности. Для повышения безопасности весь персонал, использующий или обслуживающий электроустановки, подлежит регулярному медицинскому осмотру, проходит обучение, переквалификацию и проверку знаний по технике безопасности и др.

На предприятии периодически контролируется состояние изоляции, измеряется сопротивление изоляции и проводится испытание ее электрической прочности.

На установках имеются диэлектрические перчатки, боты и резиновые коврики, изолирующие подставки и др. Выбор изолирующих средств регламентирован правилами эксплуатации установок и техники безопасности, инструкцией НГДУ "Чекмагушнефть" Перед каждым употреблением проверяется исправность защитных средств, отсутствие внешних повреждений, резиновые перчатки проверяются на отсутствие проколов. Все защитные средства хранятся в соответствии с правилами и подвергаются периодическим контрольным просмотрам, электрическим и механическим испытаниям.

Важным источником информации и оповещения персонала и окружающих является предупреждающие таблички («Высокое напряжение», «Опасная зона», «Не включать, работают люди», «Внимание! Пуск автоматический!»), которые вывешивают непосредственно у данных объектов.

К основным инженерно-техническим мероприятиям по защите от статического электричества, проводимых в НГДУ "Чекмагушнефть" относится уменьшение интенсивности генерации электрических зарядов за счет подбора конструкционных материалов, облицовки оборудования, уменьшения силы трения и скорости истечения жидкости и так далее. Устранение зарядов статического электричества путем заземления частей оборудования, путем нейтрализаторов статического электричества.

Основные инженерно-технические мероприятия по защите от электромагнитных полей, проводимые в НГДУ "Чекмагушнефть" - это

ослабление электромагнитных полей за счет устройства отражающих или поглощающих излучение экранов, уменьшение мощности электромагнитных излучений, удаление источника электромагнитных излучений от рабочего места или наоборот.

К герметичным системам (ГС) работающим под давлением относятся: трубопроводы, арматура, КИП и предохранительные устройства, сепараторы. Нагнетательные линии, работающие под высоким давлением, собирают из стальных высокопрочных бесшовных труб. После нескольких циклов работы проводят ультразвуковую дефектоскопию с целью обнаружения нарушений и микротрещин, неоднородностей и так далее.

При работе с ГС выполняются следующие требования: нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки равняется рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Персонал, на который возложены обязанности по обслуживанию ГС тщательное проводит наблюдение за порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки действия арматуры, КИП, предохранительных и блокировочных устройств и поддержания ГС в исправном состоянии. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации ГС в зависимости от назначения оснащены запорной и запорно-регулирующей арматурой, приборами для измерения давления, предохранительными устройствами. Каждая ГС и самостоятельные полости с разными давлениями снабжены манометрами. Манометры имеют класс точности 2,5 при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и 1,5 - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа. Предохранительные клапаны в процессе эксплуатации периодически поверяются на исправность их действия путем принудительного открывания его во время работы. Не допускается во время действия ГС проведение ремонтных работ.

Соблюдение и использование всех перечисленных мероприятий по охране труда является гарантом надежной и безопасной работы оборудования и персонала, производящего столь сложные операции по борьбе с отложениями гипса.

Спускоподъемные сооружения, талевые механизмы, элеваторы, применяемые при подземном и капитальном ремонте скважин, и другое оборудование в процессе работы могут оказаться под опасными нагрузками, значительно превышающими допустимые, в результате чего могут иметь место тяжелые аварии, разрушения спускоподъемных сооружений, а также несчастные случаи с людьми. Все это является следствием нарушения безопасности технологического процесса.

Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование оснащаются необходимыми средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

Для взрывоопасных технологических процессов предусматриваются автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие оборудование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работ и обеспечивающие безопасную обстановку.

Безопасность людей не ограничивается безопасной эксплуатацией машин и механизмов. Также предъявляются требования к производственным помещениям. В НГДУ "Чекмагушнефть" отделом Труда и техники безопасности выполнены следующие предписания: застройка площадей залегания нефти и газа объектами, не связанными с разработкой месторождения, допускается с разрешения предприятия - владельца горного отвода и при положительном заключении органов Госгортехнадзора. Отопление и вентиляция производственных и бытовых зданий и помещений соответствует строительным нормам и правилам. Производственные объекты, рабочие места в зависимости от условий работы и принятой технологии производства имеют соответствующие средства защиты. В помещениях, на объектах и рабочих местах, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли (АГЗУ, ДНС и т.д.), а также в случаях изменений технологических процессов, осуществляется контроль воздушной среды. Рабочие места, объекты, проезды и проходы к ним в темное время суток освещены.

Комфортные условия работы в НГДУ "Чекмагушнефть" создаются обеспечением оптимальных параметров освещения и состава воздуха производственных и бытовых помещений.

Для обеспечения комфортного освещения разработаны и выполнены следующие мероприятия: рабочие места объекты подходы к ним, проходы в темное время суток освещены, искусственное освещение выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ и строительных норм и правил, уровень освещенности рабочих мест соответствует отраслевым нормам проектирования искусственного освещения объектов. В производственных помещениях и в зонах работы на открытых площадках предусмотрено аварийное и эвакуационное освещение. Освещенность помещения обеспечивает оптимальное зрительное восприятие объекта различения. Освещение обеспечивает равномерное распределение яркости на рабочей поверхности и окружающего пространства. Освещенность поверхности постоянна, без пульсаций. Осветительные установки долговечны и безопасны. Замеры уровня освещенности проводится не реже одного раза в год, а также после реконструкции помещений и систем освещения.

Комфортные условия работы на кустовой площадке не ограничиваются обеспечением оптимальных параметров освещения. Проводятся также такие мероприятия как:

1)      утепление культбудки в холодное время года;

2)      обеспечение чистоты воздуха, т.е. контроль воздушной среды;

3)      использование средств индивидуальной защиты и КИП, когда невозможно избежать воздействия неблагоприятных климатических условий;

4)      организация перерывов в работе.

Для обеспечения комфортности отопления жилых помещениях выполняют расчет тепловых потерь в помещениях и выбирают рациональную систему и конструкцию.

Принята к исполнению в 2004 году корпоративная программа «Пожарная безопасность» по инвестиционной деятельности НГДУ.

Для снижения уровня шума и вибрации применяются следующие меры: звукоизоляция ограждающих конструкций: уплотнение по периметру притворов окон, ворот, дверей, звукоизоляция мест пересечения ограждающих конструкций инженерными коммуникациями; устройство звукоизолированных кабин наблюдения и дистанционного управления, укрытия, кожухи, персоналу, работающему в условиях повышенного шума, выдаются специальные наушники. Звукопоглощающие конструкции и экраны; для защиты от вибрации рабочих мест, оборудования и строительных конструкций применяются виброизоляция, представляющая собой упругие элементы, размещенные между вибрирующей машиной и основанием.

В 2008 году в НГДУ "Чекмагушнефть" была проделана определенная работа, направленная на улучшение и оздоровление условий труда. В 2008 году было затрачено 71 810 тыс. рублей (плановый показатель - 62 874 тыс. руб.). В том числе на спецпитание, спецодежду, спец. обувь, средства индивидуальной защиты, обучение, проверку знаний. На повышение квалификации было затрачено - 7 948 тыс. рублей. Завершена в 2008 году аттестация рабочих мест в подразделениях НГДУ. Разработаны мероприятия по улучшению и оздоровлению условий труда в НГДУ "Чекмагушнефть".

Запланированные мероприятия по улучшению условий труда за отчетный период выполнены на 128,6 % (запланировано 63 мероприятие, реализовано -81). На внедрение мероприятий по улучшению условий труда непосредственно на объектах НГДУ "Чекмагушнефть" в 2008 году затрачено 713,4 тыс. руб.

В 2008 году аварии, пожары и несчастные случаи отсутствовали в сравнении с предыдущим годом, когда в НГДУ произошли две аварии, 2 случая травматизма. Снижение числа аварий и травматизма свидетельствует об эффективности проводимых организационно-технических мероприятий по обеспечению производственной безопасности.

Подводя итоги по вышеизложенному материалу, можно сделать вывод о достаточно качественной работе отдела ”Техники безопасности”, которые проводят инженерно-технические мероприятия, разрабатывают регламенты и инструкции, соблюдение которых контролируется на всех уровнях НГДУ. Соблюдение и использование всех перечисленных мероприятий по охране труда является гарантом надежной и безопасной работы оборудования и персонала. Предлагаемые в дипломном проекте инженерно-технические решения практически не снижают достигнутый уровень безопасности, так как выполняются все требования по обеспечению пожаро - и взрывобезопасности, защите от вредных веществ, защите от воздействия шума и вибрации, а также жестко контролируются условия работы с электроустановками.

Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности

В процессе эксплуатации месторождения происходят выбросы в атмосферу на ДНС и кустах скважин при сгорании газа в подогревателях, из-за не плотности фланговых соединений оборудования, при хранении и перекачке нефти, пластовой воды в резервуарах. Помимо собственно углеводородов (нефти и попутного газа) загрязнителями являются различные химические реагенты, применяемые в процессах сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, вещества, использующиеся в химических реакциях горения, а также за счет использования транспортных средств ремонтной и строительной техники, силовых агрегатов буровых установок и так далее.

Наибольшее загрязнение воздушного бассейна происходит при возникновении аварийных ситуаций, из-за порывов трубопроводов неисправностей торцевых и сальниковых уплотнений насосов и других. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании скважин. При оценке воздействия на атмосферу необходимо знать, что основными веществами при выбросах в атмосферу являются окисли азота, окиси углерода и углеводороды, образующиеся при работе транспорта. Сбор твердых бытовых отходов производится в мусоросборники, которые устанавливаются рядом с кухней - столовой и вывозится спецтранспортом по мере накопления.

Так при длительной закачке пластовой воды в продуктивные пласты для поддержания пластового давления происходит минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличение концентрации сульфатов. В закачиваемых пресных водах развита микрофлора. Закачивание в пласт пресных, промысловых и сточных вод и их смешивание изменяют химический состав пластовых вод. Основные источники загрязнения наземных и подземных пресных вод в районах добычи и транспорта нефтесброс промысловых и промышленных сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки; разливы промысловых сточных вод при порывах водоводов; попадание поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; переток высокоминерализованных вод глубинных горизонтов в пресноводные горизонты из-за негермитичности колонн скважин; попадание сточных вод в пресноводные горизонты при нарушении герметичности нагнетательных и поглощающих скважин.

При проведении работ по борьбе с солями загрязнение грунтов не допускается путем проведения ряда мероприятий, исключающих попадание рабочей жидкости и нефти в почву, а именно: доставка ГСМ на куст осуществляется спецтранспортом или в герметичных емкостях с последующей их закачкой в пласт. Сбор и вывоз отработанных ГСМ производится в металлических емкостях. Емкости с ГСМ устанавливаются на площадке с гидроизоляцией и обвалованы сплошным земляным валом. Ширина обвалования по верху 0,5м, высота 1м. Расстояние от стенок емкости до нижней кромки внутренних откосов обвалования принято 3м. Емкости с ГСМ снабжаются поддонами во избежание излива на рельеф. Учет использования ГСМ регламентируется предприятием-подрядчиком, проводящим работы по борьбе с отложениями гипса. Ремонт и техническое обслуживание механизмов производится на центральной базе. Количество выбрасываемых загрязняющих веществ рассчитывается на весь цикл проведения мероприятий по борьбе с солями. Загрязнение атмосферы, в течение цикла, происходит в результате выделения продуктов сгорания топлива (насосные агрегаты, авто с блоком манифольдов, передвижная паровая установка, и другого оборудования).

В НГДУ "Чекмагушнефть" проводится ряд мероприятий по предотвращению выбросов вредных веществ в атмосферу. Это строгий контроль за ПДК и ПДВ на территории месторождений, строительство и внедрение закрытых резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, обязательная герметизация и контроль за ней всего нефтепромыслового оборудования и механизмов, быстрое устранение порывов и сбор разлившейся нефти, контроль за расходом, хранением, и утилизацией различных промышленных вод и реагентов.

Для предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов выполняются следующие мероприятия: своевременно ведут проверку на прочность трубопроводов (дефектоскопия). С помощью специальных приборов и при наличии каких-либо дефектов в срочном порядке устраняют их; следят за герметизацией всего оборудования и механизмов; регулярно производятся проверки по наличию противовыбросового оборудования и приспособлений; обязательное обвалование кустовых площадок.

В НГДУ "Чекмагушнефть" ежемесячно разрабатываются технические мероприятия по предупреждению загрязнений, замене старого оборудования, герметизации оборудования и контроль за ней, применение емкостей по сбору нефти при проведении различных обработок и воздействий, применение закрытых резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, активное устранение порывов (при наличии таковых).

Организационные мероприятия: обваловка кустовых площадок, закрытое хранение химических реагентов и ингибиторов, сбор и их утилизация, сбор отработанных растворов, предельно-допустимая концентрация в водоемах (например - допустимое содержание сернистых соединений 0,1 мг/л, соляной кислоты), 0,6 мг./л, ПАВ - 0,5 мг/л, формальдегидов - 0,05 мг/л, фенольных соединений - 0,001 мг/л ). В связи с тем, что месторождение расположено в районе очень большого количества озер и рек, основное мероприятие по охране водоемов - это водоохранные территории. В пределах водоохранных зон по берегам рек и озер, выделяются прибрежные полосы, представляющие собой территорию строгого ограничения хозяйственной деятельности.

Ущерб, причиняемый природной среде при эксплуатации объектов, определяется в виде нормативных платежей. В целях компенсации ущерба, наносимого природным комплексам, по согласованию с районной охотинспекцией, инспекцией рыбоохраны, лесохозяйственными организациями и местными органами государственной власти и управления, будут определены виды работ, направленные на восстановление разрушенных земель путем рекультивации.

Самыми распространенными случаями причинения ущерба окружающей среде являются: разлив горюче-смазочных материалов, пластового флюида (нефти).

На всех производственно-хозяйственных объектах НГДУ "Чекмагушнефть" достигнут высокий уровень экологической безопасности. Это происходит за счет регулярно проводимых комплексов мероприятий по предотвращению выбросов вредных веществ в атмосферу, по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Осуществляется строгий контроль за герметизацией оборудования, а также при необходимости смене старого на новое оборудование. При проведении мероприятий по борьбе с отложениями гипса загрязнение грунтов не допускается путем проведения ряда мероприятий, исключающих попадание рабочей жидкости и нефти в почву. Все выше указанные мероприятия направлены на то, чтобы не усугубить состояние окружающей природной среда, а по возможности даже улучшить.

В завершении данного раздела можно сделать ряд выводов. В НГДУ "Чекмагушнефть" состояние производственной безопасности, защиты в ЧС и экологичности добычи нефти и газа находится на высоком уровне. При проведении гидравлического разрыва пласта производственная и экологическая опасность не повышается. При внедрении предлагаемых решений будет обеспечен высокий уровень безопасности и экологичности добычи нефти.

9. Выводы и предложения по совершенствованию производства

При осуществлении технологического процесса нефтедобычи, при бурении и освоении скважин происходит загрязнение водоемов и окружающей среды сточными минерализованными водами, нефтепродуктами, химреагентами и попутным газом.

С целью исключения отрицательного влияния нефтедобычи на состояние почв рекомендуются следующие природоохранные мероприятия:

. По окончании буровых работ провести рекультивацию территории, согласно проекту на ведение буровых работ с обязательным удалением загрязненных веществ, захоронением бурового шлама и промывочной жидкости, нанесением рекультивирующего слоя почвы.

. Не допускать сброс нефти и загрязненных вод в земляные амбары при испытании скважин и производстве работ в процессе эксплуатации.

. При рекультивизации территории нефтепромысловых объектов после их ликвидации производить очистку почвы от загрязняющих веществ.

. Не допускать сброс загрязненных веществ за территорию нефтепромысловых объектов.

. Осуществлять постоянный контроль состояния устьевой арматуры и, при необходимости, производить устранение утечек и сброс загрязняющих веществ.

. Обеспечить целостность обваловок вокруг нефтепромысловых объектов в течение всего периода их эксплуатации.

. При аварийных выбросах загрязняющих веществ за территорию нефтепромысловых объектов немедленно производить их сброс с поверхности почвы и рекультивацию загрязненной почвы на соответствующей площади.

Контроль состояния почв организуется в соответствии с РД 39-0147098-015-90. Он проводится службой по охране окружающей среды УДНГ.

Список использованной литературы:

1.      Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана /Ф.Х. Хатмуллин, И.М. Назмиев, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, Л.Н. Загидуллина, Ш.Х. Султанов//Москва,1999, 29с., 118-120с.

2.      Авзалетдинова Л.Р. Подсчет запасов нефти и газа Менеузовского месторождения: отчет о НИР /Башнипинефть - Уфа, 1987.

.        Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений В.Е. Гавура//Москва, ВНИИОЭНГ.,1995-496 с.

.        Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах.

.        Байков Н.М. Сбор, транспорт и подготовка нефти /М.: Недра.- 1975. - с.31-56.

.        Еникеев В.Р. Практическое пособие для операторов по добыче нефти / М., Недра 1965.

.        Инструкция для операторов по добычи нефти и газа по применению СИЗ.