Отчет по практике БашНЕфть. Башнефть. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 393.85 Kb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 4 ННК Н196-18.006.04-21 1 Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений ПАО АНК «Башнефть» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») – одно из старейших предприятий нефтегазовой отрасли страны, осуществляющее деятельность по добыче и переработке нефти и газа, реализации нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой. Башнефть -- одно из старейших предприятий нефтяной отрасли России -- ведет добычу с 1932 года. Накопленная добыча на территории Башкирии -- более 1,65 млрд. тонн В промышленной эксплуатации - более 170 месторождений Добыча более 15 млн. тонн нефти в год Мощный научный потенциал - многолетний опыт разработки и внедрения передовых технологий разведки и добычи Комплекс из трех высокотехнологичных нефтеперерабатывающих предприятий со средним показателем индекса Нельсона - 8.55 Переработка около 20 млн тонн нефти в год Отраслевой лидер по глубине переработки нефти с показателем 84,9% Розничная сеть «Башнефть» по состоянию на 30.09.2013 насчитывает 758 АЗС расположенных в 23 регионах РФ Инвестиции в развитие социальной инфраструктуры Республики Башкортостан в 2009--2012 гг. -- около 5 млрд. рублей Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 ННК Н196-18.006.04-21 2 Схема организационной структуры предприятия или цеха Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ). Структуру и штаты по добыче нефти и газа утверждает генеральный директор. Цех подразделяется на бригады, создаваемые по признаку однородности технологического процесса. Рисунок 1 - Схема организационно-производственной структуры ЦДНГ Старший механик Заместитель начальника ЦДНГ Геолог Старший технолог Начальник цеха Бригады по добычи нефти Мастер Технолог Старший геолог Рабочая бригада Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 6 ННК Н196-18.006.04-21 3 Должностная инструкция по рабочей профессии Оператор по добыче нефти и газа 4 разряда Должностные обязанности: - ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добыче нефти и газа более высокой квалификации; - осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата; - Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, групповых замерных установок, дожимных станций и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. -Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. - Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. -Отбор проб для проведения анализа. - Обслуживание оборудования нагнетательных скважин, работающих под давлением до 10 Мпа (100 кгс/см 2 ) и объемом закачки воды до 3600 м 3 /сутки. -Дренаж конденсата из влагоотделителей, наблюдение за исправностью устьевого оборудования нагнетательных скважин, влагоотделителей и участие в их ремонте. -Обслуживание оборудования АГЗУ и БГ. -Производство работ с устройством GPS -Соблюдение правил внутреннего трудового распорядка Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 7 ННК Н196-18.006.04-21 Права: Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право предпринимать действия для предотвращения и устранения случаев любых нарушений или несоответствий. Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право получать все предусмотренные законодательством социальные гарантии. Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право требовать оказание содействия в исполнении своих должностных обязанностей и осуществлении прав. Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право требовать создание организационно-технических условий, необходимых для исполнения должностных обязанностей и предоставление необходимого оборудования и инвентаря. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 8 ННК Н196-18.006.04-21 4 Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин 4.1 Технология термометрирования Термометрирование позволяет определять параметры пласта не только при водонапорном режиме, как это было показано, но и при режиме растворенного газа. Правда, метод определения этих параметров достаточно сложный. Контрольное термометрирование характерных точек оборудования РУ ВВЭР-1000 проводится в период пусконаладочных работ в составе проектной системы пусконаладочных измерений (СПНИ) с целью экспериментального подтверждения того, что оборудование данной РУ по условиям изготовления, монтажа и эксплуатации соответствует требованиям проекта в части непревышения интенсивности температурных воздействий. В процессе термоконтроля должны быть выявлены возможные процессы, не предусмотренные проектом и влияющие на ресурс оборудования, определены и отработаны мероприятия, обеспечивающие проектные условия проведения эксплуатационных режимов. Для получения полной картины условий натурных испытаний на прочность необходимо наряду с данными термометрирования располагать сведениями о полях деформаций исследуемой детали и в первую очередь в зонах максимальных термомеханических напряжений. Следует также отметить, что до настоящего времени промышленностью не выпускаются надежно работающие токосъемные устройства, позволяющие производить термометрирование вращающихся с высокими окружными скоростями роторов ВД и СД. Зарубежные формы широко применяют для исследования теплового состояния так называемые тепловизоры и даже целые комплексы типа Термовизион - 780, в состав которых входят: мощная ЭВМ, кино - и фотоаппаратура и другие устройства для регистрации, обработки и графического представления материала. Для этой цели один из указанных ГМК Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 9 ННК Н196-18.006.04-21 был переоборудован на систему испарительного ВТО атмосферного давления, а другой оставлен с существующей системой открытого водяного охлаждения с градирней. В объем измерений по каждому агрегату входило индицирование рабочего, процесса, термометрирование как деталей - так и охлаждающих сред, определение износов, изменения качества и расхода смазочного масла МС-20 и нагарообразования, а также оценка накипеобразования в области зарубашечного пространства силовых цилиндров. В НАТИ проведена большая работа по созданию моторной установки для испытаний масел групп Б, В, Г Была принята двухконтурная система охлаждения, оборудована система наддува, повышена прочность и жесткость основных узлов двигателя. Для выбора режима испытания и обеспечения воспроизводимости получаемых результатов предусмотрено термометрирование цилиндропоршневой группы и изучено влияние температуры и состава охлаждающей жидкости, а также нагрузки и давления наддува на тепловое состояние поршневой группы. Существующие экспериментальные методики и аналитические методы оценки теплового и напряженного состояний рабочих и сопловых лопаток газовых турбин основаны на рассмотрении, как правило, натурной лопатки или модели, геометрически ей подобной. Весьма сложная геометрическая форма лопатки не позволяет использовать методы точного аналитического решения задач нестационарной теплопроводности и термоупругости. Вследствие этого в настоящее время анализ термонапряженного состояния лопаток газовых турбин. При проводении на основании термометрирования весьма сложных, трудоемких и дорогостоящих экспериментах в натурных условиях либо в условиях, близких к натурным, на специальных стендах с использованием приближенных методик численных расчетов. Большое внимание при обследовании уделяется термометрированию с помощью "черного ящика". Данное устройство состоит из микропроцессорного запоминающего устройства и термопар, вмонтированных в изделие, в котором Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 10 ННК Н196-18.006.04-21 необходимо получить температурный график во времени. В процессе нагрева запоминающее устройство фиксирует поступающий от термопар сигнал с частотой 1-60 сек. и в результате разработанная методика позволяет получить достоверную информацию о температурных полях в изделиях и их изменении во времени. Технология термометрирования с помощью "черного ящика" является достаточно гибкой и позволяет обследовать с ее помощью широкий круг нагревательных, термических и обжиговых печей как периодического, так и непрерывного действия. Методика обследования с помощью "черного ящика" позволяет: - получить достоверные данные о поле температур в садке изделий, сделать вывод о влиянии конструкции печи на тепловой и температурный режимы работы агрегата; - определить соответствие реального температурного режима технологической инструкции; - выяснить причину неравномерности нагрева изделий, которая может являться возможной причиной брака; Рисунок 2 – Методика исследования с помощью «черного ящика» 4.2 Технология расходометрии Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров.С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по Входная информация (вводимый сигнал) «Черный ящик» Выходная информация (температурный график во времени) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 11 ННК Н196-18.006.04-21 стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором. Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм. 1 - блок управления пакером; 2 - редуктор; 3 - ходовой винт; 4 - шток; 5 - магнитоуправляемый контакт; 6 - постоянный магнит; 7 - электрический двигатель; 8 - тяга; 9 - пакер; 10 - ползун; 11 - концевые микровыключатели Рисунок 3 – Схема дебитомера с управляемым пакером ДГД-8 Расходометрия является одним из основных методов исследования динамики отбора и поглощения жидкости в добывающих и нагнетательных скважинах. Методы расходометрии позволяют выделить интервал притока или поглощения жидкости в действующих скважинах, выявить наличие перетока жидкости по стволу скважины, определить суммарный дебит ( расход) жидкости отдельных пластов, построить профиль притока ( приемистости) как по Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 12 ННК Н196-18.006.04-21 отдельным участкам пласта, так и для пласта в целом и провести разделение добычи жидкости из совместно эксплуатируемых пластов. Расходометрия ставится в технологических и наблюдательных скважинах ПВ для оценки фильтрационных свойств проницаемых зон в условиях заданных режимов в пределах рудовмещающего горизонта. Измерения производятся при установившемся гидродинамическом уровне на стадии возбуждения скважин (откачки, нагнетания, наливы) при двух-трех ступенях положения раствора. Необходимость дальнейшей детализации с шагом менее 1-2 м устанавливается из анализа графиков измерения расхода жидкости от глубины скважины. Перед производством расходометрии очищают стенки скважины и рабочей части фильтра от шлама и глинистого раствора. С помощью расходометрии также определяются нарушения герметичности эксплуатационных и обсадных колонн (их место, число), а также утечки растворов через образовавшиеся отверстия. Механическая расходометрия позволяет устанавливать количество поглощаемой жидкости по пластам или их частям (интервалам), оценивать полноту участия пластов в заводнении. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 13 ННК Н196-18.006.04-21 5 Контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации 5.1 Технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин Дебит — это главная характеристика скважины, которая показывает, какое максимальное количество воды она может дать в единицу времени. Дебит измеряется в м 3 /час, м 3 /сут, л/мин. Исследование насосной скважины с непосредственным замером забойных давлений глубинным манометром связано с остановками скважины и потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования насосных скважин проводят в исключительных случаях: при необходимости определения пластовых давлений в различных частях залежи. Для построения карт изобар или для разовой проверки данных, полученных при исследовании скважин другими методами. В большинстве случаев технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин при исследовании глубинно насосных скважин находят зависимость "дебит - динамический уровень" или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине. Расстояние от устья до динамического уровня измеряют эхолотом или маленькой желонкой, спускаемой на проволоке в затрубное пространство скважины при помощи лебедки (аппарата Яковлева). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 14 ННК Н196-18.006.04-21 1– счетчик оборотов; 2 - вал счетчика; 3 – вал лебедки; 4 – сектор с делениями; 5, 7 – ручка для вращения барабана; 6 – станина; 8 – барабан; 9 – винтовая пружина; 10 – ленточный тормоз; 11 – рукоятка Рисунок 4 – Аппарат Яковлева тяжелого типа Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Если у устья скважины создать выстрелом или воздушной хлопушкой звуковую волну, то эта волна, распространяясь по стволу скважины, дойдет до уровня жидкости, отразится от него и в виде эхо снова возвратится к устью скважины. Момент возбуждения и возвращения звуковой волны отмечается пером прибора на ленте, движущейся с постоянной скоростью. Умножив время, прошедшее от момента возбуждения до возвращения волны, на скорость звука, получают расстояние, которое прошла звуковая волна, равное удвоенной глубине уровня. Из элементарной физики известно, что звуковые волны распространяются в различных газах со скоростью 250--400 м/с в зависимости от природы газа, его плотности и температуры. Приборы для определения уровней в скважинах, построенные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости, называются эхолотами или Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 15 ННК Н196-18.006.04-21 эхометрами. В НГДУ широкое распространение получили эхолоты конструкции В.В. Сныткина 1-хлопушка; 2-пламегаситель; 3-термофон; 4-усилитель; 5-регулятор; 6-диаграмма; 7-электромоторочик Рисунок 5 - Схема эхометрической установки При создании взрыва в хлопушке звуковая волна распространяется по стволу скважины со скоростью звука, отражается от уровня жидкости и снова возвращается к устью скважины, где улавливается термофоном. Так как определение скорости распространения звука в газовой среде скважины связано со значительными техническими трудностями, на колонне насосных труб устанавливают отражатели звука -- реперы, расстояние от которых до устья скважины предварительно точно измеряют. Репер (рисунок 3) представляет собой патрубок длиной 300--400 мм, который приваривают к верхнему торцовому концу муфты насосной трубы и Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 16 ННК Н196-18.006.04-21 спускают в скважину ближе к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уровнем. 1 - насосная труба; 2 - репер; 3 - стопорный винт; 4 - обсадная колонна Рисунок 6 - Схема установки репера Рисунок 7 - Типовая эхограмма По времени прохождения звуковой волны до репера (что фиксируется на эхограмме) определяют скорость звука в скважине и по ней уже находят глубину стояния динамического уровня. Лента прибора движется с постоянной скоростью, равной 100 мм/с, и по измеренному расстоянию между пиками (отражение волн рисуется на эхограмме в виде пик) можно определить время прохождения звука до репера и до уровня 5.2 Технология отбора проб В процессе эксплуатации скважины необходим постоянный контроль за составом и качеством добываемого углеводородного сырья. С этой целью выполняется периодический отбор проб нефти, который проводится в строгом соответствии с действующим ГОСТ на отбор проб нефтепродуктов - ГОСТ Р 52659-2006. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 17 ННК Н196-18.006.04-21 Техническими условиями оговаривается минимальное количество продукта, которое подлежит исследованию. При этом важно делать извлечение в чистые ёмкости, и с применением специализированных пробоотборников. При необходимости получения партии из нескольких образцов, они осуществляются без промывки пробоотбирателя от предыдущего исследования Разнообразные нефтепродукты имеют свои характеристики летучести. Например, для лёгких фракций, с целью сохранения необходимого для дальнейшего качественного анализа объёма, контент охлаждается до температур, не превышающих 200 С. Свышения однородности структуры, субстанция при охлаждении постоянно перемешивается. В некоторых случаях отбор проб нефтепродуктов проделывается не из действующей скважины, а из резервуаров длительного хранения. Там вероятна конденсация водных паров, поэтому перед отправкой компонентов на анализ материал отстаивается, и из образца удаляется вода. 5.3 Технология борьбы с осложнениями в скважинах 5.3.1 Отложения парафина В настоящее время на нефтяных месторождениях Российской Федерации используются следующие методы борьбы с отложениями парафина: Механические. Данные методы основаны на использовании различных лебедках, скребков и механических устройств. Недостатками этих методов является высокая степень отказа применяемых средств и оборудования и невозможность из применения для очистки призабойной зоны скважины. Тепловые. Данные методы предполагают использование греющих кабелей и обработке скважин горячими водой, нефтью или паром. Они основаны на способности парафинистых отложений плавиться при превышении температуры точки кристаллизации. Для их осуществления необходим источник тепла, который Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 18 ННК Н196-18.006.04-21 размещается в зоне отложений. Основными из тепловых методов являются подача теплоносителей, подача пара в скважину, размещение источника тепла в скважине, использование паропередвижных установок. Химические. Данные методы основаны на использовании специальных растворителей, способных растворять парафины и ингибиторов с целью предотвращения выпадения парафинов на стенках насосно-компрессорных труб. Эти методы основаны на дозировании в добываемую нефть химических соединений, которые уменьшают или предотвращают образование парафинов. Действие ингибиторов основано на адсорбционных процессах, происходящих на границе раздела жидкой фазы и металла трубы. Из высокой стоимости химических реагентов, в настоящее время ведется активная разработка дешевых способов их доставки в скважину. Физические. Данные методы основаны на воздействии на скважинную продукцию физическими полями (магнитными, звуковыми и т.п.). К основным методам относятся гидродинамический, акустический, магнитный методы Кроме физических, химических и механических методов борьбы с отложениями парафинов, также используют специальные защитные покрытия. Для предотвращения образования парафинистых отложений в лифтовых колоннах используют защитные покрытия из гидрофильных материалов, обладающих диэлектрической проницаемостью в восемь единиц, а также низкой адгезией по отношению к парафину. 5.3.2 Отложения солей Методы удаления отложений солей из скважин можно подразделить на механические и химические. Сущность механических методов удаления отложений заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 19 ННК Н196-18.006.04-21 Современный этап добычи нефти на старых истощенных месторождениях характеризуется необходимостью извлечения на поверхность огромных объемов попутных вод, как пластовых, так и закачиваемых в залежи для поддержания пластового давления. Именно в результате увеличения обводнения добываемой продукции на всех стадиях разработки залежей нефти происходит образование осадков различных солей. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах скважин, на поверхности глубинно-насосного оборудования и в системе внутрипромыслового сбора и подготовки нефти, отложения солей приводят не только к большим материальным затратам в процессе их удаления, но и к значительным потерям при добыче нефти. Причины, приводящие к солеотложению на элементах глубиннонасосного оборудования и прочем скважинном оборудовании многообразны, и на сегодняшний день эта область исследований далеко не исчерпана. 22 Согласно одной из классификаций, к первой группе относится высокая обводнённость продукции скважины, кроме того, предпосылки сопряженны с параметрами добываемой (пластовой) эмульсии как таковой — присутствие в ней растворенных и нерастворенных природных минералов. Также же сюда относятся характерные черты геологической структуры разрабатываемых пластов. Вторая группа причин сопряжена с изменением термобарических обстоятельств в скважине в ходе активного отбора жидкости с целью обозначенных темпов разработки месторождения, что приводит к выпадению осадка. Таким образом, сдвиг рабочей области в левую часть гидродинамической особенности приводит к увеличению температуры перекачиваемой жидкости и повышению кавитационных действий, и результате, — к выпадению солевых осадок. В третьем случае к развитию солеобразующих сочетаний и агрессивной среды приводит перемещение пластовых вод с закачиваемыми водами иного состава. Четвертая группа причин связана с особенностями и недостатками плодотворного выполнения ГНО, а кроме этого, с дефектом оснащения и по проблеме коррозии. Главным причинной выпадения солей считается вода, добываемая вместе с нефтью. В данной Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 20 ННК Н196-18.006.04-21 взаимосвязи процессу солеотложения подвергаются скважины и наземное оснащение, эксплуатирующееся в обстоятельствах обводнения добываемой жидкости. 5.3.3 Механические примеси При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование песчаных пробок в эксплуатационной и лифтовой колоннах скважин, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин обычно используют следующие на данный момент существующие эффективные методы борьбы с пескопроявлением: - методы, препятствующие поступлению песка из пласта в скважину; - методы, направленные на вынос песка на дневную поверхность при допустимых отборах жидкости и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах; - методы сепарации и изоляции песка в специальных защитных устройствах; - методы ликвидации образовавшейся песчаной пробки. - очистка НКТ от коррозии, песка, солей по принципу механической и гидропескоструйной технологии или полная замена подвески в процессе ремонта скважин; - применение УЭЦН в коррозионно- и износостойком исполнении; - использование фильтров для защиты УЭЦН. Фильтр подвешивается на УЭЦН, либо устанавливается с пакером на забое; - установка песочных якорей на приеме УШСН; - замена раствора глушения скважины после ремонтных работ нефтью путем промывки; - определение минимально допустимых забойных давлений, при которых вынос механических примесей из пласта находится в пределах технологической нормы. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 21 ННК Н196-18.006.04-21 6 Профилактика и безопасность условий труда на нефтяных и газовых месторождениях 6.1 Промышленная безопасность на предприятии или в цехе Персонал производственных объектов в зависимости от условий работы и принятой технологии производства должен быть обеспечен соответствующими средствами коллективной защиты. Каждый производственный объект, где обслуживающий персонал находится постоянно, необходимо оборудовать круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, организации. На рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи. Рабочие места, объекты, подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены. Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами и, кроме особых случаев, оговоренных настоящими Правилами, обеспечить установленный санитарными нормами уровень освещения. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также ежегодно на рабочих местах. В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ в ночное время на открытых площадках аварийное или эвакуационное освещение. Светильники аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимого источника. Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного) освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 22 ННК Н196-18.006.04-21 Выбор вида освещения производственных объектов и вспомогательных помещений должен производиться с учетом максимального использования естественного освещения. Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов - 0,75 м. Для передвижных и блочно-модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов допускается не менее 0,5 м. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м 6.2 Экологическая безопасность на предприятии или в цехе Весь промышленный комплекс месторождения представляет серьезную экологическую опасность. Технологическое оборудование, сырье, а также химические вещества, используемые в технологическом процессе, в любой момент могут оказаться в окружающей среде. При авариях возможно возникновение взрывов, пожаров и загрязнение территорий химическими опасными веществами. Характерными причинами аварий могут являться нарушения режимов нормальной эксплуатации технологических линий, повреждение оборудования, нарушение герметичности емкостей хранения химических реагентов, газового конденсата и т. д. При авариях в основном загрязняется атмосферный воздух, почвенный покров, опасности также подвергается обслуживающий персонал и население близлежащих территорий. Анализ экологической безопасности показал, основную угрозу для окружающей среды на нефтяном месторождении представляют: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 23 ННК Н196-18.006.04-21 - местная котельная, использующая в качестве топлива попутный добываемый газ; - факельная установка по сжиганию газа, полученного при очистке пластовой воды; - промливневые стоки. Технический же процесс промышленной подготовки нефти и газа полностью исключает сбросы или выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду, так как полностью герметизирован и автоматизирован. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 24 ННК Н196-18.006.04-21 Литература 1 Интернет-ресурсы: https://science-education.ru/ru/article/view?id=19032 2 Интернет-ресурсы: https://spravochnick.ru/neftegazovoe_delo/metody_borby_s_parafinami/ 3 Интернет-ресурсы: https://studbooks.net/805499/geografiya/profilaktika_bezopasnost_usloviy_truda_nefty anyh_gazovyh_mestorozhdeniyah 4 Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока русской плиты. - Уфа, издание стереотипное 5 Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Альянс, 2019 6 Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Альянс, 2019 7 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», зарегистрирован Минюстом России от 15.12.2020 |