Диплом. диплом. Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения
 Скачать 448.47 Kb.
|
|
Эффективность воздействия реагентом ЩПР по скважинам 27, 176 (по методу Сазонова) находится в приложение. 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ Технологию применения щелочно-полимерного воздействия на пласт можно разделить на следующие этапы: - подготовка реагентов для проведения ЩПВ на реагентной базе НГДУ; - доставка реагентов на нагнетательную скважину; - осуществление обвязки скважины; - обработка нагнетательных скважин композиций щелочно-полимерного раствора; - анализ результатов закачки по динамике показателей окружающих добывающих скважин; - подсчет экономической эффективности проведенного мероприятия за год. Эффективность мероприятия обуславливается свойствами щелочно-полимерного раствора такими как: - сохранение нефтевытесняющей способности при достаточно сильном разбавлении и снижении концентрации раствора; - вступая в реакцию с солями, находящимися в пластовой воде, способность давать осадок, закупоривающий высокообводненные участки пласта; - способность увеличивать степень снижения проницаемости пласта при добавление полимера в раствор в качестве структурообразователя; - в результате своего действия повышать охват пласта заводнением, что приводит к увеличению нефтеизвлечения. Для определения экономической эффективности за базу сравнения принимаются показатели эксплуатации добывающих скважин без закачки щелочно-полимерного раствора в нагнетательные скважины. Основные технико-экономические показатели НГДУ «Южарланнефть» за 2005 год отражены в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Основные технико-экономические показатели НГДУ «Южарланнефть» в 2005 году
Произведем расчет эффективности проведения ЩПВ согласно рекомендациям [14]. В качестве исходных данных используем данные таблицы 4.1. Найдем эксплутационные затраты на добычу дополнительной нефти Зэкспл. = ∆Q · Зпер.усл = 22,766 · 298,7 = 6800,2 тыс. руб., (4.1) где ∆Q – прирост добычи нефти за счет использования мероприятия, тыс.руб..; Зпер.усл – условно переменные затраты на добычу, руб./ т. Дополнительные эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти найдем из затрат на проведение закачки и расходов по извлечению дополнительной добычи нефти Зт = Змер. + Зэкспл. = 380,0 + 6800,2 = 7 180,2 тыс.руб., (4.2) где Змер. – затраты на мероприятия, тыс. руб.; Зэкспл. – эксплутационные затраты на добычу нефти, тыс.руб. Результаты расчетов по дополнительной добыче нефти отражены в таблице 4.2. Стоимостная оценка дополнительной добычи нефти Рт = ∆Q ∙ Ц = 22,766 ∙ 851 = 19 373,866 тыс. руб (4.3) где ∆Q - дополнительная добыча нефти, тыс. т. ; Ц - цена 1 тонны нефти, руб./ т. Экономический эффект от проведенного мероприятия Эт = Рт – Зт = 19373,866 – 7180,2 = 12193,7 тыс. руб., (4.4) где Рт – стоимостная оценка дополнительной добычи нефти, тыс. руб.; Зт – дополнительные эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, тыс.руб. Результаты расчета затрат на дополнительную добычу нефти занесем в таблицу 28. Сумма налогов и выплат из прибыли Н = ∆П · 0,24 = 12 193,7 · 0,24 = 2 926,5 тыс. руб., (4.5) где ∆П – прирост прибыли, тыс.руб..; 0,24 – доля налогов и выплат на прибыль. Таблица 4.2 – Результаты расчета затрат на добычу дополнительной нефти
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия Пп = ∆П – Н = 12 193,7 – 2 926,5 = 9 267,2 тыс.руб., (4.6) где ∆П – прирост прибыли, тыс.руб.; Н – налог на прибыль, тыс. руб. Для более полной картины экономической эффективности ЩПВ определим значение следующих параметров. Стоимостная оценка добычи нефти без внедрения метода Рт1 = Q1 · Ц = 1438,734 · 851 = 1224362,6 тыс.руб., (4.7) где Q1 – добыча нефти без учета мероприятия, тыс.т; Ц – цена 1 т нефти, руб./ т. Стоимостная оценка добычи нефти с учетом внедрения метода Рт 2 = Q 2 · Ц = 1461,5 · 851 = 1243736,5 тыс.руб., (4.8) где Q2 –добыча нефти с учетом использования мероприятия, тыс.т; Ц – цена 1 т нефти, руб./ т. Себестоимость нефти после внедрения метода С2 = Згод./ Q2 = 1214360,35 / 1461,5 = 830,9 руб., (4.9) где Згод. – годовые эксплутационные затраты, тыс. руб.; Q2 – добыча нефти после внедрения метода, тыс.т Себестоимость нефти без внедрения метода С1 = Згод. 1 / Q2 = 1207180,15 / 1438,734 = 839,0 руб., (4.10) где Згод.1 – годовые эксплутационные затраты без дополнительной добычи нефти, тыс. руб.; Q1 – добыча нефти без внедрения метода, тыс.т Балансовая прибыль без учета использования мероприятия Пбал =(Ц – С1) · Q1 = (851 – 839) · 1438,734 = 17182,5 тыс.руб., (4.11) где Ц – цена 1т нефти, руб./ т.; С1 – себестоимость 1т нефти до внедрения метода, руб./ т.; Q1 – добыча нефти до внедрения метода, тыс.т. Балансовая прибыль с учетом использования мероприятия Пбал. 1 = (Ц – С2) · Q2 = (851 – 830,9) · 1461,5 = 29 376,2 тыс.руб., (4.12) где Ц – цена 1т нефти, руб/ т.; С2 – себестоимость нефти после внедрения метода, руб./ т.; Q2 – добыча нефти после внедрения метода, тыс. т. Результаты расчетов экономической эффективности применения метода ЩПВ занесем в таблицу 4.3. Таблица 4.3 – Экономический эффект от использования технологии закачки щелочно-полимерного раствора в 2005 году.
Продолжение таблицы 4.3
Экономический эффект от внедрения мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта методом ЩПВ за 2005 год составил 12193,7 тыс. руб. Добыча дополнительной нефти составила 22,766 тыс. т. Себестоимость добычи нефти снизилась на 8,1руб./т. Прибыль предприятия от внедрения мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта методом ЩПВ составила за 2005 год 9267,2 тыс. руб.. На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что применение метода ЩПВ как метода увеличения нефтеотдачи пластов в условиях месторождений, таких как Наратовское, находящихся на поздней стадии разработки, с точки зрения экономической эффективности оправдано. 5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА Технологии щелочно-полимерного воздействия и щелочно-полимерного раствора (ЩПВ и ЩПР) являются разновидностью метода снижения проницаемости промытых закачиваемыми водами участков пласта осадкообразующими реагентами образующими упругие гидрофобные дисперсные системы при взаимодействии щелочно-полимерного раствора с высокоминерализованными пластовыми водами. В данных технологиях используют малообъемные оторочки концентрированных растворов реагентов. Использование концентрированных растворов щелочей способствует разрушению тяжелых компонентов нефти на поверхности пород, гидрофилизации породы и тем самым улучшают процесс вытеснения нефти. При применении щелочно-полимерных растворов (ЩПР) с углеводородным растворителем достигается комплексное воздействие: - растворение АСПО в призабойной зоне нагнетательных скважин; - снижение проницаемости обводненных интервалов [16]. 5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей в НГДУ «Южарланнефть» Основными опасностями в плане предотвращения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях НГДУ «Южарланнефть» являются: а) крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов; б) сильные взрывы скопившихся газов и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах; в) выброс в окружающую среду опасных веществ, возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод, применяемых при поддержании пластового давления. Основными видами загрязнений в результате деятельности НГДУ «Южарланнефть» являются: выбросы в почву, водоемы и атмосферу значительное количество производственных отходов, загрязняющих почву, воду, воздух; разливы нефти по суше и водоемам; выбросы газа и другие [15]. Для Наратовского месторождения характерны следующее чрезвычайные ситуации: периодические паводки; разливы рек и сильно действующих ядовитых веществ, как кислота, метанол, фенол и другие; сильные метели и снежные заносы; лесные пожары [1]. По пожарной безопасности узел по приготовлению щелочно-полимерного раствора относят к категории Д. На растворном узле должны работать одновременно не менее двух человек, достигших 18-летнего возраста и имеющих соответствующую подготовку [16]. При приготовлении и закачке щелочно–полимерного раствора на обслуживающий персонал могут воздействовать следующие опасные и вредные производственные факторы [17]: - движущие машины и механизмы (транспортные средства, насосные агрегаты, ППУ и автоцистерны); - повышенная температура (до 310 °С) при пропарке 9 прогреве) оборудования и коммуникаций обвязки; - повышенный уровень шума работающей техники (насосных агрегатов, ППУ в пределах 93 – 105 дБ; - высокое давление в коммуникациях насосных агрегатов; - напряжение электрической цепи в пределах 220 – 380В, замыкание которой может произойти через тело человека; - загрязненность рабочего места жидкостями, применяемыми при обработке скважин; - загазованность рабочей зоны (испарение растворителей); - движущиеся части, узлы, детали технологического оборудования; - перемещаемые грузоподъемными кранами грузы; - химические реагенты; - пожароопасность. Для приготовления щелочно-полимерных растворов используют: - натр едкий технический (гидроксид натрия технический) по ГОСТ 2263–79 марок РД (раствор диафрагменный) и ТР (твердый ртутный); - полиакриламид (ПАА) порошкообразный марок GS-1, DMP–310 фирмы «Каваками Трейдинг, ЛТД» Япония или ДП9–8177 (ДР9–8177) фирмы «Сиба Шпециалитетенхеми Лампертхайм ГмбХ» Германия. Гидроксид натрия технический является негорючим веществом, представляет собой едкое вещество и относится к вредным веществам второго класса опасности (ГОСТ 12.1.007– 76). Раствор гидроксида натрия вызывает ожоги слизистых оболочек и кожного покрова трех степеней, поражение глаз и общее отравление организма. Концентрация аэрозоля гидроксида натрия в воздухе рабочего помещения не должна превышать – 0,5 мг/м3. Полиакриламид (ПАА) является негорючим веществом, он не относится к токсичным химреагентам, работа с ним не требует особых мер предосторожности. Фракции жидких углеводородов (ФЖУ) переработки нефти должны содержать не менее 15% ароматических углеводородов. Применяются растворитель комплексного действия РКД по ТУ 2458-004-3996249-2004, Нефрас АР-120/200 по ТУ 38.101809-90, Нефрас С4 – 150/200 по ТУ 38.101026-85, СНПХ 7870 по ТУ 39-05765670-ОП-205-94 и другие марки [16]. Фракции жидких углеводородов (Нефрас) относятся к легко-воспламеняемым продуктам второй категории, с температурой самовоспламенения 270 °С. По степени воздействия на организм ФЖУ относятся к четвертому классу опасности. ПДК паров в воздухе рабочей зоны не более 100 мг/м. В помещениях для хранения и эксплуатации ФЖУ запрещается обращение с открытым огнем, искусственное освещение должно быть во взрывобезопасном исполнении, помещение должно быть снабжено общеобменной механической вентиляцией. При заполнении порожнего резервуара скорость подачи не должна превышать 1 м/с до момента затопления конца загрузочной трубы [16]. Для предупреждения возможности опасных искровых разрядов оборудование и коммуникации должны быть защищены от статического электричества. Применяемые реагенты должны иметь сертификаты соответствия ГЦСС «Нефтепромхим» на применение химпродуктов в технологических процессах добычи и транспортировки нефти. (Система сертификации топливно-энергетического комплекса) [18]. Для приготовления щелочно-полимерного раствора используют пресную воду, соответствующую следующим требованиям [16]: - массовая концентрация ионов кальция до 30 – 40 мг/дм; - массовая концентрация ионов магния до 8 – 10 мг/дм; - плотность воды 1000 кг/м; - водородный показатель рН в пределах 7 – 8. К качеству сточной воды предъявляют следующие требования: - массовая концентрация ионов кальция не менее 400 мг/дм3; - массовая концентрация ионов магния не менее 200 мг/дм; - плотность воды более 1030 кг/м3; - водородный показатель рН в пределах 7 – 8. Для обеспечения безопасности жизнедеятельности, предотвращения вышеперечисленных опасностей производства, чрезвычайных ситуаций и экологических проблем в НГДУ «Южарланнефть» ведется работа по следующим направлениям: а) разработка и внедрение эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность технических систем и технологических процессов; б) обеспечение надежной защиты работников и инженерно-технического комплекса предприятия в чрезвычайных ситуациях; в) проведение мероприятий по обеспечению экологической безопасности. 5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда При проведении работ по технологии ЩПВ и ЩПР необходимо руководствоваться требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные Постановлением Госгортехнадзора РФ № 56 от 5.06.03г. (раздел I, п.1.1, 1.2, 1.5, 1.7, 1.8, раздел III, п. 3.1, 3.5.3, 3.5.3.1, 3.5.3.20). 5.2.1 Мероприятия по технике безопасности. Процесс приготовления и нагнетания в пласт рабочих растворов должен обеспечивать безопасность работ в соответствии с действующим РД 08-200-98 « Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Работу по нагнетанию в скважину химических реагентов проводят в соответствии с проектом и планом, утвержденным НГДУ «Южарланнефть». В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схемы размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работы. Также должен быть разработан, согласован и утвержден в установленном порядке план устранения ликвидации возможных аварий [17]. 5.2.1.1 Мероприятия по электробезопасности. При использовании оборудования электроподогрева руководствуются общими правилами техники безопасности при эксплуатации электротехнических устройств в нефтяной промышленности. Автотрансформатор, станция управления заземляются перед включением электрооборудования в сеть, измеряется сопротивление заземления. Повышенная опасность поражения человека электрическим током возникает при чрезмерной перегрузке токоприемников, прикосновении к токоведущим частям электрооборудования, контакте с обычно не токоведущими металлическими частями, случайно оказавшимися под напряжением, при резком снижении сопротивления изоляции. Электрическая сеть при коротком замыкании отключается при помощи быстродействующих реле выключателей, установленных плавких предохранителей. Все эти устройства предельно сокращают время возможного действия электрического тока на человека. Применяется защитное заземление, преднамеренное соединение с землей металлических частей оборудования, обычно не находящихся под напряжением. Заземляются металлические корпуса соединительной коробки кабеля, вторичные обмотки трансформаторов, щиты управления, броня кабеля, сопротивления корпуса. Заземление должно быть не более 40 метров [19]. Наиболее эффективный способ защиты – защитное отключение: с помощью универсального устройства (прибор-индикатор, автоматический выключатель) аварийный участок сети может быть отключен за доли секунды. Предусматривается применение средств индивидуальной защиты работающих с электрооборудованием: резиновые перчатки, диэлектрические боты, резиновые маты и коврики. 5.2.1.2 Мероприятия по взрывобезопасности. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м [21]. При закачке химреагентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан. Герметичность фланцевых соединений обеспечивается плотностью прилегания поверхностей деталей, что достигается правильным выбором фланцев и прокладочных материалов, а для резьбовых соединений, применением соответствующей герметизирующей подмотки и смазки. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, соответствует 1 классу герметичности затвора, а предохранительная арматура по 1 классу по ГОСТ 12532-88. Устье скважины после спуска кондуктора или промежуточной обсадной колонны оборудуется превенторной установкой. Обвязка превенторов выполняется по типовой схеме, утвержденной нефтегазодобывающим объединением или территориальным геологическим управлением, которая согласуется с органом Ростехнадзора и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов. Оборудование повышенного давления оснащается системами взрывозащиты, которые предполагают: применение гидрозатворов, огнепреградителей, инертных газов и паровых завес; защиту оборудования от разрушения при взрыве с помощью устройств аварийного сброса давления (клапаны, быстродействующие задвижки, обратные клапаны). Применяется опознавательная окраска трубопроводов для указания на свойства транспортируемого вещества. Трубопроводы подвергаются гидравлическим испытаниям при пробном давлении на 25% выше рабочего, но не менее 0,2 МПа [21]. Для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации сосуды и аппараты, работающие под давлением, подвергаются техническому освидетельствованию после монтажа и пуска в эксплуатацию, периодически в процессе эксплуатации, а в необходимых случаях – и внеочередному освидетельствованию. 5.2.1.3 Мероприятия, предотвращающие возможность травмирования инструментом. Эксплуатация технических устройств должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными изготовителем. Эксплуатация этих устройств в неисправном состоянии и с превышением рабочих параметров выше паспортных запрещается. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с установленными требованиями и нормами. Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, аппаратов, механизмов и т.п. ограждаются или заключаются в кожухи [21]. Для защиты людей от механического травмирования применяют: предохранительные тормозные, оградительные устройства, средства автоматического контроля и сигнализации, знаки безопасности, системы дистанционного управления. Особое внимание уделяется безопасности транспортных средств, предназначенных для перевозки людей (лифты, автомобили). Для этих средств установлены нормы загрузки, сроки и виды испытаний, правила пользования, повышенные значения коэффициентов запаса прочности и другие. 5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии. Основными нормативными документами, определяющими санитарно-гигиенические требования в НГДУ «Южарланнефть», являются «Санитарные нормы и правила промышленных предприятий». На каждого рабочего предусмотрен объем производственных помещений не менее 15,0 м3, а площадь – не менее 4,5 м2, высота производственных помещений не менее 3,2 м. Полы в помещениях ровные и нескользкие. Оборудование и площади санитарно-бытовых помещений (гардеробные, умывальные помещения для сушки спец.одежы, туалеты, помещения для отдыха, приема пищи) соответствуют санитарным нормам. Помещения бытового назначения оборудованы согласно «Строительными нормами и правилами» водопроводом, канализацией, электрическим освещением, вентиляцией, отоплением. Запрещается подключать хозяйственно-питьевой водопровод к производственному водопроводу [21]. Все производственные помещения категории «А» оборудованы приточно-вытяжными вентиляционными установками, а также системами аварийной вентиляцией, предусмотрена естественная вентиляция. В НГДУ «Южарланнефть» освещение обеспечивает взрывобезопасность и пожаробезопасность при освещении, как помещений, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей. В производственной обстановке используют три вида освещения: естественное, искусственное и смешанное. Естественное освещение бывает боковым – через окна, верхним – через световые фонари перекрытий и комбинированным – через окна и фонари. Искусственное освещение бывает общее или комбинированное. Равномерность освещения рабочих помещений достигается таким размещением светильников, при котором не создаются падающие тени от работающего и от расположенного вблизи оборудования [20]. Предприятия по переработке нефти относятся к 3 классу. Объекты, выделяющие газ, дым, пыль и создающие шум по отношению к жилому ближайшему району должны располагаться с подветренной стороны и отделяться от него санитарно-защитной зоной шириной 1000...3000 м. 5.2.2.1 Мероприятия по защите работающего от воздействия вредных газов и веществ в производственной среде. При работе со щелочно-полимерными растворами на рабочих местах должны быть предусмотрены бачки с пресной водой и все работающие обеспечены средствами индивидуальной защиты: - костюмы для защиты от механических воздействий по ГОСТ 27653-88; - обувь кожаная для защиты от кислот, щелочей по ГОСТ 12.4.137-84; - специальные рукавицы или перчатки резиновые технические по ГОСТ 12.4.010-75 и ГОСТ 20010-93; - защитные очки по ГОСТ Р 12.4.013-97; нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин). При попадании щелочи на кожный покров необходимо обмыть пораженный участок сильной струей воды в течение 10–15 минут [16]. После промывки водой щелочь необходимо нейтрализовать слабым раствором уксусной (ГОСТ 61-75), или борной кислоты (ГОСТ 18704-78). При попадании щелочи в глаза их следует промыть 1%–м раствором борной кислоты. При разливе раствора гидроксида натрия его обезвреживают, поливая место разлива обильным количеством воды. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины [21]. Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека ограничивается их применение по числу и объему, а где возможно, производится замена высокотоксичных на менее токсичные, сокращение длительности пребывания людей в загрязненном воздухе и наблюдение за эффективным проветриванием производственных помещений. 5.2.2.2 Мероприятия по борьбе с шумом и вибрацией. По временным характеристикам шума выделяют: - постоянный шум, уровень звука которого за время измерений в помещениях изменятся во времени не более чем на 5 дБ; - непостоянный шум, уровень звука которого за время измерений в помещениях изменятся более чем на 5 дБ [20]. Непостоянные шумы подразделяются на: - колеблющийся во времени шум, уровень звука которого, непрерывно изменяется во времени; - прерывистый шум, уровень звука которого, ступенчато изменяется (на 5дБ и более). Длительность интервалов, в течение которых уровень остается постоянным, составляет 1 секунду и более; - импульсный шум, состоящий из одного или нескольких звуков, сигналов, длительностью менее 1 секунды. Допустимые уровни шума на рабочих местах операторов, машинистов, другого обслуживающего персонала регламентированы Санитарными нормами СН.2.2.4/2.1.8.562-96. Уровень звука не должен превышать нормируемого по ГОСТ 12.1.003-76 для рабочих мест – не более 90 дБ. Для уменьшения воздействия шума сокращают время пребывания людей рядом с источником шума, устанавливают экраны. По источнику возникновения вибрации на объекты филиала различают: - общую вибрацию I категории – транспортную вибрацию, воздействующую на человека на рабочих местах, самоходных и прицепных машин, транспортных средств при движении по местности и дорогам; - общую вибрацию III категории – технологическую вибрацию, воздействующую на человека на рабочих местах стационарных машин или передающуюся на рабочем месте, не имеющие источников вибрации; - локальную вибрацию, передающуюся человеку от ручного механизированного инструмента, органов ручного управления машинами и оборудования. По частотному составу вибрации выделяют: - низкочастотные вибрации (с преобладанием максимальных уровней в октавных полосах частот 1 – 4 Гц для общих вибраций, 8 – 16 Гц для локальных вибраций); - среднечастотные вибрации (8 – 16 Гц для общих вибраций, 31,5 – 63 гц для локальных вибраций); - высокочастотные вибрации (31,5 – 63 Гц для общих вибраций, 125 – 1000 Гц для локальных). По временным характеристикам вибрации выделяют: - постоянные, для которых величина нормируемых параметров изменяется не более чем в 2 раза (6 дБ) за время наблюдения; - непостоянные, для которых величина нормируемых параметров изменяется не менее чем в 2 раза (на 6 дБ) за время наблюдения не менее 10 минут. Непостоянные вибрации подразделяются на колеблющиеся, прерывистые и импульсные. Гигиенические нормы вибрации зависят от вида вибрации и время ее воздействия на человека. Согласно санитарным нормам параметры допустимой вибрации представлены в таблице 5.1. Таблица 5.1 – Допустимые параметры вибрации
5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности. Мероприятия в НГДУ «Южарланнефть» по пожарной безопасности подразделяются на четыре основные группы [15]: а) предупреждение пожаров; б) ограничение сферы распространения огня; в) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара; г) создание условий эффективного тушения пожаров. На каждом участке предприятия устанавливается соответствующий его пожарной опасности режим, в том числе: - определяются и оборудуются места для курения; - определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции; - устанавливается порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной одежды; - определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня. Причинами образования пожароопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсических веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, отсутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли, неэффективная вентиляция и другие. Поэтому проводятся работы по исследованию и ликвидации возможных источников пожара. 5.3 Мероприятия по охране окружающей среды При проведении опытно-промышленных работ на нагнетательных и добывающих скважинах НГДУ «Южарланнефть» руководствуется требованиям [21]. Для Наратовского нефтяного месторождения потенциальными источниками загрязнения служат 187 скважин, 21 АГЗУ и 1 СУН. Кроме того, осуществляется контроль за 30 ликвидированными скважинами. Загрязнителями территории на Наратовском месторождении являются все нефтесборные и напорные коллектора, водоводы и магистральный напорный нефтесборный труб.опровод от СУН до нефтесборного парка «Кереметьево». Это происходит в результате порывов коллекторов и водоводов. Мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов включают эффективные средства удержания разлитых жидкостей на месте для сведения до минимума последствий разливов и утечек. Загрязнителями воздушной среды на Наратовском нефтяном месторождении являются СУН «Наратово», факел на СУН «Наратово», скважины и АГЗУ. В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха, предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукции скважин; защита оборудования и труб.опроводов от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»; утилизация попутного нефтяного газа. Внешняя и внутренняя коррозия при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является одной из главных причин преждевременного выхода из строя наземного оборудования, подземных коммуникаций и трубопроводов. В целях уменьшения скорости коррозии трубопроводов в НГДУ «Южарланнефть» произведена обработка ингибиторами коррозии добываемой жидкости и антикоррозийное покрытие резервуаров и емкостей [15]. Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов НГДУ «Южарланнефть» предусматривается: - полная герметизация систем сбора и подготовки нефти и газа, автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии; - установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтегазосборных сетях; - покрытие изоляцией усиленного типа магистральных нефтепроводов со 100%-ным просвечиванием стыков на однониточных переходах через искусственные и естественные преграды; - использование бессточных систем канализации промышленно–ливневых и фекальных стоков. Пластовая вода, являющаяся отходом при добыче нефти, используется для ППД. Закачка в пласт может рекомендоваться также как средство для избавления от отходов, требующих особого внимания. Жидкости для обработки скважин фильтруются, а отработанные кислоты и жидкости для ремонта скважин химически нейтрализуются перед сбросом в разрешенных или подходящих местах за пределами площадки. Большую опасность представляют аварийные выбросы и открытое фонтанирование нефти, газа и минерализованных пластовых вод, а также нарушения герметичности систем сбора и транспорта нефти. В результате таких аварий в реки, озера, могут попадать буровой раствор, нефть, химические реагенты, поверхностно-активные вещества, сточные воды, буровой шлам и другие вредные вещества [22]. Органические отходы, включая бумагу, дерево, пропитанную нефтью ветошь, бытовые отходы и прочие воспламеняющиеся материалы ликвидируются на месте в установке для сжигания, рассчитанной на низкий уровень выбросов. Неорганические отходы, такие, как куски металла и проволоки, тара и пластмасса по возможности утилизируются либо вывозятся на свалки или захораниваются за пределами площадки. Защита природной среды от опасных веществ и материалов осуществляется следующими мероприятиями: - к работе с опасными веществами и материалами допускаются исключительно лица, прошедшие специальную подготовку и аттестацию; - обеспечивается строгое соблюдение инструкций производителя и контроль применения химических реагентов, их сбором и удалением после отработки, с учетом требований нормативных природоохранных документов; - применяются специальные меры работы, включающие: строгое соблюдение правил перевозки химических реагентов и опасных химических веществ; наличие на всех транспортных средствах материалов для ликвидации небольших разливов и утечек; хранение всех видов топлив и химических реагентов в безопасных местах; - используются правильно подобранные методы ликвидации отходов; - осуществляется подготовка и обучение персонала работе с опасными веществами, а также по их сбору и удалению после обработки. 5.4 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях в НГДУ «Южарланнефть» Отдел по делам гражданской обороны (ГО) и чрезвычайных ситуаций НГДУ «Южарланнефть» обеспечивает безопасность в ЧС, поэтапно решая следующие задачи: выявления потенциальных видов ЧС, и оценка риска их возникновения; прогнозирование последствий ЧС; выбор, обоснование и реализация комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий по предотвращению и снижению ущерба от ЧС. Очень важным фактором для безопасного процесса добычи нефти является анализ и выявление потенциальных чрезвычайных ситуаций. Проанализировав природные, технологические и военно-политические факторы, можно заключить, что основными опасностями в плане предотвращения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях НГДУ «Южарланнефть» являются ЧС военно-политического характера, техногенного характера: а) крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов; б) сильные взрывы скопившихся газов и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах; в) крупные автотранспортные аварии; г) чрезвычайные ситуации военно-политического характера - аварии в результате военно-политических конфликтов - аварии в результате террористических актов и другие. д) выброс в окружающую среду опасных веществ, возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод, применяемых при ППД. Также большую опасность представляют аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием. В результате фонтанирования возможны масштабные выбросы нефти, газа и минерализованных вод, наносящих огромный ущерб сельскохозяйственным угодьям, природе леса и животному миру. Плодородная почва сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водо-солевой баланс почвы, восстановление плодородия почвы происходит через очень большой промежуток времени, даже при небольшом загрязнении. При проведении ЩПВ может произойти разлив нефти, рабочих жидкостей и т.п., вследствие разгерметизации устья скважины или системы трубопроводов. Определим глубину распространения ядовитых сильнодействующих веществ (СДЯВ) при разливе их с поражающей концентрацией. При расчёте зон принимают: метеоусловия – изотермия, t = 20 C, скорость ветра Vв = 1 м/с. Из системы трубопроводов вылилось 3 м3 нефти, при толщине слоя 0,04 м. При разливе СДЯВ образуется первичное облако (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости). Эквивалентное количество вещества Q31 по первичному облаку: Q31 = К1К3Q0, (5.1) где К1 – коэффициент зависящий от условий хранения СДЯВ; К3 – коэффициент, равный отношению пороговой токсдозы хлора к пороговой токсдозе данного СДЯВ; Q0 – количество выброшенного (разлившегося) при аварии вещества, т. Тогда Q31 = К1К3Q0 = 00,3651 = 0 т., Т.е. первичного облака пара (мгновенного испарения) в данном случае не будет. Определяем эквивалентное количество вещества QЭ2 по вторичному облаку:  (5.2)где К2 – коэффициент, зависящий от свойств СДЯВ; d – плотность СДЯВ, т/м3; h – толщина слоя СДЯВ, м. Тогда  т.Далее определяем максимальное значение глубин зон заражения первичным Г1 и вторичным Г2 облаком СДЯВ. Полная глубина зоны заражения Г (км) определяется: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||