отчет по практике. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 4.01 Mb.
|
 1 Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений Краснохолмский цех по добыче нефти и газа №2 находится в Янаульском районе Республики Башкортостан. Эксплуатирует 4 месторождения: Игровское, Львовское, Орьебашевское, Кузабевское. Действующий фонд цеха составляет около 400 скважин, 83% которых эксплуатируются при помощи ШГН, 16% эксплуатируются с помощью ЭЦН, четыре скважины находятся в одновременно раздельной эксплуатации, одна скважина эксплуатируется с помощью ЭВН. В зоне деятельности цеха для поддержания пластового давления эксплуатируется около 100 нагнетательных скважин с суммарной закачкой около 5500  .Суточная добыча по цеху составляет коло 7000 по жидкости и 1500 по нефти. Средний дебит одной скважины около 20 .Средняя обводненность нефти составляет 80%.Также в составе цеха эксплуатируются 56 АГЗУ, 5 БИУС, 10 СКЖ. Скважины подключены к системе телемеханики с помощью которой контролируется дебит скважины по жидкости, давление в АГЗУ, запуск и остановка скважин. В административном отношении Игровское месторождение находится в Янаульском районе Республики Башкортостан, на расстоянии 11 км к юго-востоку г. Янаул. С востока месторождение граничит с Четырманским месторождением, с юга и юго-запада – с Орьебашским и Львовским месторождениями. Обзорная карта расположения Игровского и окружающих месторождений показана на рисунке 1. Ближайшими населенными пунктами являются д. Шудимари, Каймашабаш, Каймаша, Иткинеево и г. Янаул. К северу от месторождения (4,5 км) ближайшей железной дорогой является линия «Екатеринбург-Казань». Наиболее близко расположена железнодорожная станция в г. Янаул, она удалена от площади месторождения на 11 км. В 5 км от месторождения проходит магистральный нефтепровод «Чернушка-Кутерем». В 4,3 км проходит магистральный газопровод «Уренгой-Петровск». Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Краснохолмскнефть» ООО «Башнефть – Добыча», расположенное в г. Янаул. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на Буйско-Таныпском водоразделе и представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную густой сетью оврагов, играющих большую роль в формировании современного рельефа. Гидрографическая сеть в районе месторождения развита хорошо. Основными реками являются притоки р. Буй и Танып – р. Каймашинка, Янаулка, Якс. Питание рек и ручьев происходит за счет источников верхнепермских отложений и атмосферных осадков. Воды рек пригодны для питья и технических целей. Климат района континентальный, лето короткое, жаркое, зима холодная, продолжительная, с большими снежными наносами и метелями. Средняя температура января -18 0С, июля +18-20 0С. Продолжительность зимы 5 месяцев. Снежный покров держится с ноября по март. Глубина промерзания грунта 1,8 м. Направление ветра в районе месторождения преимущественно юго-западное. Годовое количество осадков в среднем 450-500 мм. Население района смешанное: башкиры, татары, русские, марийцы. Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1961 г. и введено в разработку разведочными скважинами в 1964 г.  Рисунок 1 - Обзорная карта района Игровского нефтяного месторождения 2 Схема организационной структуры предприятия или цеха Производственная структура ПАО АНК «Башнефть» носит дивизиональный характер, каждая из отраслей деятельности располагается отдельно и находится в подчинении у головного отдела компании. Рассмотрим каждый из секторов деятельности компании чуть подробнее. 1) Разведка и добыча Обширные запасы нефти и ресурсная база Компании расположены в 3-х основных нефтедобывающих регионах России: Волго-Уральская провинция, Тимано-Печора, Западная Сибирь. Компания ведет активную работу по наращиванию ресурсного потенциала, интенсификации добычи на зрелых месторождениях в Башкортостане, а также развитию новых регионов добычи в Ненецком автономном округе и Ханты-Мансийском автономном округе. Основные факты по разведке и добыче: - доказанные запасы нефти на 31.12.2014 г. - 2 145,6 млн. барр.; - объем добычи нефти -- 17,8 млн. тонн в год по итогам 2014 г.; - 175 из 194 месторождений находятся в промышленной эксплуатации. 2) Нефтепереработка и нефтехимия Единый нефтеперерабатывающий комплекс ПАО АНК «Башнефть» представлен тремя НПЗ совокупной мощностью 24,1 млн. тонн в год: «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ» и «Башнефть-Новойл». НПЗ «Башнефти» занимают лидирующие позиции в отрасли по глубине переработки нефти и выпуску светлых нефтепродуктов. Компания обеспечивает более 12% поставок автомобильного бензина и около 6% дизельного топлива на российский топливный рынок. Основная доля выпускаемой продукции - это дизельное топливо (38%) и бензины (25%). 3) Сбыт Объем экспортных поставок нефти в 2014 г. составил 5,8 млн. т, что превышает показатель прошлого года на 26%. Основными направлениями экспорта нефти, как и годом ранее, стали: порт Новороссийск (35%) и поставки через систему нефтепроводов «Транснефть» в направлении Венгрии (23%). Внутренний рынок является основным рынком сбыта нефтепродуктов и нефтехимической продукции Компании. На внутреннем рынке в 2014 г. было реализовано около более половины от общего объема продукции уфимских нефтеперерабатывающих заводов (10,4 млн. т). Из них 8,9 млн. тонн пришлось на оптовую реализацию (включая мелкий опт). Продажа нефтепродуктов в России мелким оптом осуществляется через филиал ПАО АНК «Башнефть» - «Башнефть-Региональные продажи», представленный сетью отделений и секторов региональных продаж, осуществляющих поставки нефтепродуктов с Уфимских НПЗ в более чем 30 регионов РФ.  Рисунок 2 - Схема организационной структуры предприятия 3 Должностная инструкция мастера цеха Общие положения: Должность мастера цеха относится к категории руководителей. Мастер цеха принимается на работу и увольняется с неё приказом руководителя предприятия, по согласованию с руководителем производственного отдела. Лицо, рассматриваемое для позиции мастера цеха, обязано отвечать следующим требованиям по квалификации: - законченное среднее специальное или высшее техническое образование, подтвержденное соответствующими документами; - стаж работы на профильных предприятиях в технической сфере не менее 2-х лет. 4) Мастер цеха находится в подчинении начальника производственного отдела. 5) Мастер цеха обязан обладать компетенциями в следующих областях: - законодательные нормы и внутренние документы, регулирующие производственную и хозяйственную деятельность цеха; - правила производственной и пожарной безопасности, а также нормативы охраны труда; - технические нормативы, применяемые для оценки выпускаемой цехом продукции; - правила документооборота в пределах своей зоны ответственности; - принципы и правила функционирования оборудования цеха; - правила и расценки, применяемые для расчета рабочего времени; - функциональные обязанности работников цеха; - организацию производственного процесса в цехе. 6) Мастер цеха должен руководствоваться: - отраслевыми и общими нормами и правилами; - внутренними документами предприятия, регулирующими трудовые и производственные процессы; - пунктами данной инструкции. 7) Во время отсутствия мастера цеха его обязанности выполняет его заместитель, определенный на эту должность начальником производственного отдела. Функциональные обязанности: Создание оптимальных условий организации производственных процессов. Проведение мероприятий по снижению затрат и потерь в зоне своей ответственности. Контроль за соблюдением графика выхода продукции цеха и её качеством. Принятие мер по своевременному обеспечению подчиненных инвентарем и спецодеждой, необходимых для качественного хода процесса производства. Обеспечение хранения запчастей и инвентаря для оборудования цеха. Организация управления работниками цеха для обеспечения достижения требуемых плановых показателей. Обеспечение условий, необходимых для минимизации рисков в области пожарной и технологической безопасности в цехе. Оформление необходимых документов в сфере своей ответственности. Проводить мероприятия и инструктажи для работников в соответствии с действующими нормами и правилами предприятия. 10) Принимать меры по повышению квалификации работников и увеличением качества оборудования цеха. Ответственность: Мастер цеха может быть привлечен к ответственности за несоблюдение норм производственной безопасности, прописанных в документах предприятия и действующем законодательстве. Мастер цеха может быть привлечен к ответственности за нарушение норм данной инструкции. Мастер цеха может быть привлечен к ответственности за передачу конфиденциальной информации, определенной нормами внутренних документов предприятия. Мастер цеха может быть привлечен к ответственности за ущерб, возникший из-за некачественного выполнения своих функций. 5) Мастер цеха может быть привлечен к ответственности за нарушения графика и норм выпуска продукции цеха в зоне своей ответственности. Права: Мастера цеха обладает правами вносить обоснованные предложения по модернизации цеха и улучшению ситуации в области производственных процессов. Мастера цеха обладает правами информировать руководство о проблемах и недостатках в работе цеха, которые могут оказать влияние на целостность и качество производственных процессов. Мастера цеха обладает правами принимать участие в собраниях руководящего персонала, затрагивающих вопросы функционирования цеха. Мастера цеха обладает правами знакомиться с данными по плановому выпуску продукции. Мастера цеха обладает правами требовать от вышестоящего менеджмента создания условий, которые необходимы для бесперебойного функционирования цеха. Мастера цеха обладает правами получать для подчиненных бесплатные спецодежду и инвентарь в соответствии с нормами, определенными в документах предприятия. Мастера цеха обладает правами вносить предложения по поощрению и наказанию подчиненных. Мастера цеха обладает правами приостанавливать работу на своем участке в случае возникновения угроз, могущих повлиять на долгосрочное функционирование цеха. 9) Мастера цеха обладает правами подписывать документы, связанные с деятельностью цеха, в пределах своих полномочий. Должностные взаимоотношения: 1) Мастер цеха выполняет распоряжения начальника производственного отдела. 2) Мастер цеха взаимодействует с отделом контроля по вопросам качества выпускаемой продукции. 3) Мастер цеха контактируют с отделом снабжения по вопросам закупок спецодежды, рабочего инструмента и запасных частей. 4) Мастер цеха взаимодействует с отделом кадров по вопросам поощрения и наказания работников, а также по вопросам повышения их квалификации. 4 Краткое описание промыслового оборудования и сооружений Штанговая глубинная насосная установка предназначена для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. В настоящее время ШГНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30-40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000- 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3 /сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м. Наземное оборудование УШГН включает станок-качалку (СК), оборудование устья, станцию управления. Подземное оборудование УШГН включает в себя: насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Станок-качалка конструктивно представляет собой индивидуальный балансирный привод штанговых насосов, состоящий из редуктора и сдвоенного четырехзвенного шарнирного механизма, с роторным и роторно-балансирным уравновешиванием, преобразующим вращательное движение кривошипов в вертикальное движение канатной подвески устьевого штока с прикрепленной к нему колонной насосных штанг. Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах. Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник. Штанговые глубинные насосы предназначены для подъема жидкости из нефтяных скважин обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сернистого водорода не более 50мг/л, минерализацией воды не более 10г/л. Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные – 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин (КРС). 5 Технологии выполняемых работ на предприятии или цехе При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра. Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть. На Игровском месторождении средняя наработка на отказ УСШН составляет 581 сут. Основными причинами выхода из строя УСШН (422 отказа) являются износ или засорение клапанов (147 отказов – 34,8%), обрыв или отворот штанг (133 отказа – 31,5%), износ или заклинивание плунжера (95 отказов – 22,5%), негерметичность НКТ (16 отказов -3,8%), прочие по оборудованию (31 отказ – 7,3%). Причинами отказа являются отложения парафина (16 скважин), высоковязкие эмульсии (15 скважин), отложения солей (9 скважин), гидратные пробки (7 скважин), механический износ и засорение механическими примесями. В анализе участвовали насосы, установленные в скважинах в период с 01.01.2010г. по 01.01.2015г. К проблемам эксплуатации скважин штанговыми насосными установками относят: 1) Вредное влияние газа на приеме насоса. Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободною газа нет. Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока. 2) Высокое содержание песка в добываемой жидкости. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 - 20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, песчаных якорей. В песочном якоре частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают (Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены глубинного насоса). 3) Обрыв штанг - разрушение колонны штанг происходит, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений. Обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозернистой и крупнозернистой. На возникновение обрывов штанг влияют отложения АСПО на стенках НКТ, неправильная подгонка подвески. 4) Парафиновые отложения. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. Иногда становится невозможным подъём колонны штанг из-за уплотнения парафина. Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями: Тепловые методы, которые основаны на способности парафина плавиться при воздействии тепла и выноситься из скважины с пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей (пар или горячая жидкость), электронагрев (суть способа заключается в установке в скважине источника тепла), использование передвижной установки на шасси автомобиля. Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства. Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов. Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти. Использование специальных покрытий для труб, которые состоят из материалов с диэлектрической проницаемостью от 5 до 8 единиц. Следить за состоянием подземного оборудования УШГН позволяет метод динамометрирования. Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока. Практическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса. Снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором - динамометром. Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теоретической позволяет выяснить отклонения от нормальной работы установки в целом и дефекты в работе самого ШСН. 6 Промышленная и экологическая безопасность на предприятии или цехе Запуск и вывод на режим производятся после приема скважин из ремонта под контролем мастера по добыче нефти и газа (инженера-технолога) оператором по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 3 разряда после приема скважины из ремонта. Обязательное выполнение следующих работ до запуска: - ознакомиться с данными о скважине и УШГН по записям в эксплуатационном паспорте; - проверить оснащенность скважины исправным обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией (в случае неисправности произвести его замену с отметкой в эксплуатационном паспорте УШГН), патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, исправными манометрами на буфере и выкидной линии; - проверить исправность, при необходимости произвести ревизию сальникового устройства (СУСГ); - проверить, при необходимости установить соответствующий режим работы СК. Запуск скважины производится с уже установленными запланированными длиной хода и числом качаний СК; - проверить исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств фонтанной арматуры, задвижек в АГЗУ, на манифольде и секущих задвижек. - с помощью прибора определить перед запуском статический, а после запуска - динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте ШГН. Процесс запуска и вывод на режим В присутствии представителя ЦДНГ (оператора) производится запуск скважины в работу. После появления подачи на устье скважины производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается линейная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичности подъемного лифта темп падения буферного давления не должен превышать: - для НВ (НН) – 27 и 32 – 5 кгс/см2 за 1 мин; - для НВ (НН) – 38 и выше – 10 кгс/см2 за 1 мин. Вызов подачи производится только с помощью СК, использование подъемного агрегата для этого не допускается. В случаях, если запуск скважины невозможен по причинам неисправности СК, необходимости центровки головки балансира относительно устья скважины или переобвязки скважины и т.п., запуск в работу производится после проведения соответствующих ремонтных работ в течение не более одних суток после окончания ремонта. На скважинах, подверженных солеотложению, перед запуском производить замещение раствора глушения на сеноманскую воду или нефть. Рассмотреть возможность использования при глушении растворов, содержащих ингибитор солеотложений. Если подвеска НКТ (в комплекте «замковая опора + насос») герметична, установка запускается и производится вывод ее на установившийся технологический режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве. В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа отслеживает и фиксирует в эксплуатационном паспорте статический и динамический уровни, дебит жидкости, буферное, линейное, затрубное давления и производит снятие динамограмм: - статический уровень замеряется перед запуском установки; - динамический уровень замеряется после запуска и далее, с периодичностью не менее одного замера в сутки, до полной стабилизации динамического уровня и затрубного давления; дебит жидкости замеряется после запуска и в процессе вывода на стабильный режим эксплуатации; - динамограмма снимается после запуска и после вывода на стабильный режим эксплуатации. Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 100 м, то установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ. Установка считается выведенной на установившийся технологический режим работы, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень, а также буферное и затрубное давления стабилизировались, погружение насоса под уровень жидкости составляет более 100 метров. В комплекс природоохранных мероприятий окружающей среды КЦДНГ-2 КР УДНГ включаются: 1) Мероприятия по охране атмосферного воздуха от воздействия проектируемых объектов в период строительства. Выбросы загрязняющих веществ в период обустройства месторождений носят временный характер. Для снижения воздействия со стороны объектов в период проведения строительных работ на состояние атмосферного воздуха, необходимо предусмотреть мероприятия по уменьшению выбросов ЗВ в атмосферу; 2) Мероприятия по охране атмосферного воздуха от воздействия проектируемых объектов в период эксплуатации. При эксплуатации проектируемых сооружений загрязнение атмосферного воздуха будет происходить в процессе добычи, подготовки и транспортирования нефти. С целью уменьшения и предотвращения загрязнения атмосферного воздуха при эксплуатации объекта предусмотрены мероприятия, позволяющие свести до минимума технологические выбросы ЗВ и вероятность возникновения аварийных ситуаций. Мероприятия условно можно делить на технологические, способствующие сокращению объемов выбросов и снижению их приземных концентраций, и профилактические, обеспечивающие безаварийную работу оборудования; 3) Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов В соответствии с оказываемым воздействием на поверхностные и подземные водные объекты разработаны мероприятия по предотвращению или снижению этого воздействия. В целях предотвращения загрязнения, засорения, заиления водных объектов и истощения их вод, а также сохранения среды обитания водных биологических ресурсов и других объектов животного и растительного мира на территориях, которые примыкают к береговой линии, устанавливается специальный режим осуществления хозяйственной и иной деятельности; 4) Мероприятия по охране земельных ресурсов и почвенного покрова; 5) Мероприятия по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке и размещению опасных отходов; 6) Мероприятия по охране геологической среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами; 7) Мероприятия по охране животного мира. Для уменьшения возможного отрицательного антропогенного воздействия на животных и сохранения оптимальных условий их существования могут быть рекомендованы технологические, организационные и охранные мероприятия; 8) Мероприятия, направленные на исключение возникновения аварий; 9) Мероприятия по ликвидации последствий аварийных разливов нефти. При возникновении аварийных ситуаций предприятие обязано провести следующие мероприятия: - ликвидировать (заглушить, перекрыть) источник разлива нефти; - оценить объем происшедшего разлива и оптимальный способ его ликвидации; - локализовать нефтяной разлив и предотвратить его дальнейшее распространение; - собрать и вывезти собранную с почвы, болотной и - водной поверхности нефть в товарный парк или пункт утилизации; - по окончании работ произвести оценку полноты проведенных работ и рекультивацию загрязненных почв. Литература 1 Ибрагимов Н.Г., Ишемгужин Е.И. Осложнения в нефтедобыче. – Уфа: «Монография», издание стереотипное 2 Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, издание стереотипное 3 Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие. – Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», издание стереотипное 4 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – СПб.: Издательство ДЕАН, издание стереотипное |