Отчет по практике. Отчет. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 114.97 Kb.
|
 1 Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова - была создана в 1997 году по инициативе правительств Удмуртии и Башкортостана для повышения эффективности эксплуатации Вятской площади Арланского месторождения и разработки новых участков на территории Удмуртии. Одно из ведущих нефтедобывающих предприятий Удмуртии, входящее в состав АО «НК «Нефтиса». На балансе компании находятся 59 месторождений, в том числе такие крупные, как Арланское, Черновское, Новоселкинское, Смольниковское, Юськинское, Сосновское, Центральное. В компании трудится более 4000 человек. ОАО "Белкамнефть" осуществляет следующие основные виды деятельности: разработка и эксплуатация месторождений нефти и газа; осуществление геологоразведочных работ; добыча, сбор, подготовка, транспортировка, переработка и реализация нефти, газа и продуктов его переработки; производство товаров народного потребления; оказание платных услуг населению; инвестиционная, лизинговая и маркетинговая деятельность; внешнеэкономическая деятельность. АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова является оператором добычи для предприятий ООО «Белкамнефть», ОАО «УНК», АО «Уральская нефть», ООО «РНК», ООО «Окунёвские». На балансе группы компаний «Белкамнефть» находится 58 нефтяных месторождений. Объем добычи нефти АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова в 2020 году составил 3,389 млн тонн. На месторождениях компании введено в эксплуатацию 8 новых скважин. На объектах нефтедобычи было реализовано 897 геолого-технических мероприятий с дополнительной добычей 209 тысяч тонн нефти. 2 Схема организационной структуры предприятия или цеха ОАО «Белкамнефть» имеет линейно-функциональную структуру управления. Этот тип структуры характеризуется соблюдением единоначалия, линейного построения структурных подразделений (отделов, служб) и распределения функций между ними. Данная структура реализует принцип демократического централизма, при котором подготовка и обсуждение вопросов производится коллегиально, а принятие решения и ответственность – только первым руководителем единолично. Она синтезирует лучшие свойства линейной структуры (четкие связи подчиненности, централизация управления в одних руках) и функциональной структуры (разделение труда, квалифицированная подготовка решений). Линейно-функциональная структура является наиболее распространенной, особенно для средних звеньев управления. На нижних уровнях управления более характерными являются линейные связи подчиненности, а на верхних – функциональные. Организационная структура ОАО «Белкамнефть» иерархична, содержит следующие уровни управления: Руководство; Дирекция (службы, отделы, управления); Цеха.  Рисунок 1 - Основные производственные подразделения ОАО «Белкамнефть» В состав ОАО «Белкамнефть» входят основные производственные подразделения, которые разделены по территориальному признаку на два НГДУ (Нефте- и Газодобывающих управления). В состав НГДУ входят производственные цеха, выполняющие одинаковую работу, но на различных, удаленных друг от друга территориях, так НГДУ-1 расположено на территории республики Башкирия (офис г. Нефтекамск), НГДУ-2 - в Удмуртской республике (офис г. Ижевск). 3 Должностная инструкция по рабочей профессии 1. Общие положения. 1.1. Настоящая должностная инструкция определяет обязанности, права и ответственность оператора по добыче нефти и газа. 1.2. Решение о назначении на должность и об освобождении от должности принимается генеральным директором по представлению руководителя подразделения. 1.3. На должность оператора по добыче нефти и газа назначается лицо, имеющее начальное профессиональное образование и опыт соответствующей работы не менее одного года. 1.4. Оператор по добыче нефти и газа в своей деятельности руководствуется: – действующими нормативно-техническими документами; – локальными нормативными актами организации; – настоящей должностной инструкцией. 1.5. Оператор по добыче нефти и газа должен знать: – конструкцию нефтяных и газовых скважин; – назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов; – основные сведения о технологическом процессе добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; – основные химические свойства применяемых реагентов; – принцип действия индивидуальных средств защиты; – правила и нормы охраны труда, техники безопасности и противопожарной защиты. 1.6. Оператор по добыче нефти и газа подчиняется руководителю подразделения. 1.7. На время отсутствия оператора по добыче нефти и газа (отпуск, болезнь и пр.) его обязанности исполняет лицо, назначенное приказом генерального директора. 2. Оператор по добыче нефти и газа: 2.1. Участвует в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. 2.2. Участвует в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. 2.3. Снимает показания контрольно-измерительных приборов. 2.4. Отбирает пробу для проведения анализа. 2.5. Участвует в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ. 3. Оператор по добыче нефти и газа вправе: 3.1. Знакомиться с проектными решениями руководства, касающимися его деятельности. 3.2. Вносить предложения по совершенствованию работы, связанной с предусмотренными настоящей инструкцией обязанностями. 3.3. В пределах своей компетенции сообщать непосредственному руководителю о недостатках, выявленных в процессе исполнения должностных обязанностей, и вносить предложения по их устранению. 3.4. Требовать от руководства оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей и прав. 3.5. Запрашивать через непосредственного руководителя информацию и документы, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей. 4. Ответственность. Оператор по добыче нефти и газа несет ответственность: 4.1. За ненадлежащее исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкцией, в пределах, определенных действующим трудовым законодательством Российской Федерации. 4.2. За нарушения, совершенные в процессе осуществления своей деятельности, в пределах, определенных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством Российской Федерации. 4.3. За причинение материального ущерба в пределах, определенных действующим трудовым и гражданским законодательством Российской Федерации. 5. Порядок пересмотра должностной инструкции. 5.1. Должностная инструкция пересматривается, изменяется и дополняется по мере необходимости, но не реже одного раза в пять лет. 5.2. С приказом о внесении изменений (дополнений) в должностную инструкцию знакомятся все работники, на которых распространяется действие этой инструкции, и ставят свою подпись. 4 Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин 4.1 Технология термометрирования Термометрия — метод ГИС, заключающийся в изучении пространственно-временного распределения температуры по стволу скважины в установившемся и неустановившемся режимах, с целью решения геологических и технологических задач. Термометрия скважины проводится с целью: 1) изучения распределения температуры в геологическом разрезе, вскрытом скважиной, и определения геотермического градиента. В условиях установившегося теплового режима (скважина в длительном простое) на термограммах переломы температурной кривой связаны с горными породами разной удельной теплопроводности. Угол наклона температурной кривой к вертикали соответствует определенному литологическому типу горной породы. При неустановившемся тепловом режиме после прекращения циркуляции изучается скорость восприятия промывочной жидкостью температуры пластов, которая также зависит от удельной теплопроводности горных пород, пройденных скважиной. Осуществление термометрии скважины для этих целей связано с длительной остановкой скважины, и в этом основная причина редкого применения метода на практике. 2) определения температуры по стволу бурящейся скважины. Данные используются при интерпретации каротажных мате риалов и для оценки условий работы бурового инструмента и геофизических приборов. 3) определения высоты подъема цемента в затрубном пространстве 4) исследования технического состояния скважины. По выявленным в скважине локальным температурным аномалиям определяют места притока пластового флюида в скважину, зоны потери циркуляции, интервалы затрубного движения жидкости и т. д. Применяются максимальный ртутный термометр и резисторные термометры, обеспечивающие непрерывную запись кривой температуры. 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 оставленных выявляют наличие перетока жидкости по 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. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные. Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. 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. 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 м3/час, м3/день, л/мин. Чем больше дебит скважины, тем выше её производительность, тем более производительный насос можно использовать для подачи воды. Для определения дебита скважины потребуется высокопроизводительный насос и, желательно, большая мерная ёмкость для выкаченной воды. Для исследования глубиннонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры -- лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл исследования скважины. 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 глубиннонасосных 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). 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. П  риборы для определения уровней в скважинах, построенные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости, называются эхолотами или эхометрами. В НГДУ широкое распространение получили эхолоты конструкции В.В. Сныткина. Рисунок 2 – Схема эхометрической установки Эхолот состоит из пороховой хлопушки 1, представляющей собой тройник из сваренных под углом двух цельнотянутых труб. Открытый конец прямой трубы (колена хлопушки), на который навинчен конус, при помощи резиновой трубки герметично вставляется в отверстие планшайбы на устье скважины. В верхнем конце этой прямой трубы имеется ударник -- устройство для возбуждения взрыва пороха, заряд которого помещен в специальной гильзе. В средней части трубы находится пламегаситель 2, представляющий собой металлическую шайбу с мелкими отверстиями, которая, понижая температуру пороховых газов, предотвращает взрыв газовой среды в межтрубном пространстве скважины. Выстрел производят ударом руки по ударнику. В другой трубе, приваренной под углом к прямой трубе, помещен термофон 3. Это вольфрамовая нить, по которой протекает постоянный электрический ток силой 0,2--0,3 А, нагревающий ее до температуры 100°С. Термофон получает питание от батарейки напряжением 3--6 В. Звуковые импульсы, воздействуя на вольфрамовую нить, вызывают изменение ее температуры, в результате чего изменяется сила тока в цепи термофона. Это изменение силы тока в цепи термофона передается через усилитель 4 регулятору 5, который фиксирует соответствующие пики на диаграмме 6, движущейся с постоянной скоростью от электромоторчика 7. Эхолот питается от сети напряжением 220 В. 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. Р  епер (рисунок 3) представляет собой патрубок длиной 300--400 мм, который приваривают к верхнему торцовому концу муфты насосной трубы и спускают в скважину ближе к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уровнем. Рисунок 3 – Схема установки репера 1  - насосная труба; 2 - репер; 3 - стопорный винт; 4 - обсадная колонна. Рисунок 4 – 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 (рисунок 4). 5.2 Технология отбора проб Проба - это порция продукта, извлеченная из общего объема продукта, содержащая или не содержащая компоненты в тех же пропорциях, которые присутствуют в общем объеме. Таблица 1 – Методы отбора проб
Продолжение таблицы 1
5.3 Технология борьбы с осложнениями в скважинах К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды. Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины. В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинирование поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти. Борьба с отложениями парафина введется следующими способами: Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах, оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах. Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом). Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти - агрегат депарафинизации передвижной АДН. Химический - впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку - ингибитор ХТ-48. Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества). Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин), Физический - применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина). 5.3.1 Отложения парафина Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа. По содержанию парафина нефти принято делить на три класса: I - беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе); II -слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); III - парафинистая (содержит более 2% парафина по массе). Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах. Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка. Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти. В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти. Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м. Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. Полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут. Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования. Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии Башкирии находится в пределах 15-35℃. Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления. Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии. Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности. Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей. Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин. Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время. Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится парафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель. 5.3.2 Отложения солей Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений. Образование отложений неорганических солей происходит в скважинах, нефтепромысловом оборудовании, системе сбора, подготовки нефти и воды, а также в призабойной зоне пласта. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяются две группы солей: карбонатные и сульфатные. Самым распространенным видом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основном сульфат кальция (60-80%) и карбонаты кальция и магния (5-16%). Влага и углеводородные соединения составляют 7-27%. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовыми отложениями. Если при этом в составе осадков содержится более 15% твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные отложения. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5-4,0% окислов железа и до 0,5-3,0% кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины. Изучение структуры позволяет выделить три вида осадков. I - плотные микро- и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер. II - плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5-12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой среднекристаллического осадка призматического или игольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5-12 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими. III плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12-25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В некоторых случаях в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нет сплошных отложений гипса, а осадок представлен в виде одиночных друз кристаллов длиной 20-27 мм с включением у их оснований мелких Для удаления солей применяют различные способы в зависимости от характера солевых отложений, места отложения неорганических солей и их состава. Для ликвидации отложений солей в обсадной колонне применяют механический способ - разбуривание солевых пробок с последующей дополнительной перфорацией в интервале продуктивного пласта. На промыслах России и за рубежом широко используют химические способы удаления солей. Нередко различные способы используются одновременно для обеспечения более полного удаления солей. Отложения сульфата бария удаляются, как правило, механическим способом. Поэтому в каждом случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимых обработок. Для удаления гипса наибольшее распространение получили следующие реагенты: водный раствор едкого натра (каустической соды), водные растворы соляной кислоты с добавкой хлористого натрия или хлористого аммония, водные растворы углекислого натрия (кальцинированной соды). 5.3.3 Механические примеси Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. При остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер. Конструкция штангового насоса следующая. Плунжер в верхней своей части жестко закрепляется с одной или несколькими полыми штангами, которые наглухо закрыты и соединены с колонной обычных штанг. На полых штангах смонтированы кольцевые наклонные полки-пескоприемники. Над полками выполнены отверстия, через которые добываемая насосом жидкость из плунжера поступает в подъемные трубы. Полки-пескоприемники выполнены, во-первых, наклонными и, во-вторых, каждая нижерасположенная полка имеет несколько больший диаметр кольца, чем вышерасположенная. Такое конструктивное расположение полок обеспечивает равномерное заполнение механическими примесями межполочных объемов при остановках насоса и снижает гидромеханическое сопротивление потоку жидкости при выходе из плунжера и поступлении в подъемные трубы. Кроме того, при последующем запуске насоса в работу осевший в межполочных объемах песок полностью выносится из них под действием струи жидкости из отверстий. Наклон полок-пескоприемников позволяет обеспечить лучшие условия смыва механических примесей при любой производительности насоса, сократить общее число полок. 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. 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. Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60° (у резервуаров не более 50°), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м. Лестницы тоннельного типа должны быть металлическими шириной не менее 60 см и иметь, начиная с высоты 2 м, предохранительные дуги радиусом 35-40 см, скрепленные между собой полосами. Дуги располагаются на расстоянии не более 80 см одна от другой. Расстояние от самой удаленной точки дуги до ступеней должно быть в пределах 70-80 см. Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками, установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали одна от другой.Расстояние между ступенями лестниц тоннельного типа и лестниц-стремянок должно быть не более 35 см. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм и, начиная с высоты 0,75 м, перила высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости. На площадках обслуживания, выполненных до выхода настоящих Правил. Допускается просверливание отверстий диаметром не менее 20 мм по периметру настила площадки при расстоянии между отверстиями не менее 250 мм. Работы, связанные с опасностью падения работающего с высоты, должны проводиться с применением предохранительного пояса. Предохранительные пояса и фалы следует испытывать не реже двух раз в год статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя, специальной комиссией с оформлением акта. При отсутствии таких данных в инструкции по эксплуатации испытание следует проводить статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут. Для пожаровзрывоопасных производств (установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.) применение деревянных настилов запрещается.Допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ с лесов во время ремонта полностью остановленных оборудования и аппаратов, зданий и сооружений. Все потенциально опасные места объектов нефтегазодобычи (открытые емкости, трансмиссии и т.п.) должны иметь ограждения, закрывающие доступ к ним со всех сторон. Открывать дверцы ограждений или снимать ограждения следует после полной остановки оборудования или механизма. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки на место и надежного закрепления всех съемных частей ограждения. Высота перильных ограждений должна быть не менее 1,25 м (для приводных ремней не менее 1,5 м), высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40 см, а расстояние между осями смежных стоек не более 2,5 м. При использовании перильных ограждений для приводных ремней с внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва ремня устанавливаются металлические лобовые щиты. Допускается использование перильных ограждений для закрытия доступа к движущимся частям оборудования и механизмов, если имеется возможность установки ограждений на расстоянии более 35 см от опасной зоны. При отсутствии такой возможности ограждение должно быть выполнено сплошным или сетчатым. Высота сетчатого ограждения движущихся элементов оборудования должна быть не менее 1,8 м. Механизмы высотой менее 1,8 м ограждают полностью. Размер ячеек сеток должен быть не более 30x30 мм. Сетчатое ограждение должно иметь металлическую оправу (каркас). 6.2 Экологическая безопасность на предприятии или в цехе Экологическая безопасность – это система мер (правовых, политических, технологических и других), которые направлены на защиту окружающей среды и минимизации негативного воздействия на нее со стороны нефтегазовой отрасли. Эти меры также включают предупреждение возникновения чрезвычайных и аварийных ситуаций и обеспечение защиты интересов человека. Добыча нефти и газа строго контролируется со стороны государства. Проблемы регионов, где идет разработка месторождений, стоят очень остро. Отдельно стоит упомянуть постоянно возникающие вопросы, связанные с утилизацией отходов. Также «лидирующие позиции» занимают проблемы сохранности среды обитания и сокращения флоры и фауны. Заботясь об экологической безопасности, предприятия нефтегазовой отрасли ведут свою политику, основанную на определенных постулатах: Развитое предприятие должно учитывать его негативное влияние на окружающую среду. В первом порядке необходимо грамотно управлять экологическими рисками. Под ними, в свою очередь, понимают несение ответственности (административной и даже уголовной) за ущерб экосистеме, здоровью и жизни людей; Стремление к росту не должно происходить за счет нерационального использования природных ресурсов. Этот принцип предполагает сокращение техногенного воздействия на природу и использование качественно нового оборудования; Контроль соблюдения требований экологической безопасности должен осуществляться систематически, мониторинг состояния среды – постоянно. Один из самых важных – это принцип безаварийного производства. Безусловно, современная техника позволит компании быстрее расти и развиваться, в то же время она не должна увеличивать токсичность выбросов и объем отходов. Нефтегазовые предприятия, ведущие грамотную политику в отношении экологической безопасности, открыты для общественности и охотно делятся с ней информацией о проводимых мероприятиях, направленных на защиту природы. Они ведут работу и в социальном направлении, содействуя психосоциальному благополучию своих сотрудников и других людей, проживающих в местах, где ведется разработка месторождений. Экологическая безопасность – это своего рода экологическая ответственность предприятия, специалисты которого разрабатывают локальные и глобальные программы по охране окружающей среды. Литература 1. Ибрагимов Н.Г. «Осложнения в нефтедобыче», Уфа, Издание стереотипное; 2. https://neftisa.ru/about/enterprises/ao_belkamneft_im_a_a_volkova/ 3. https://www.belkamneft.ru/about/ 4. https://vuzlit.ru/1746687/harakteristika_predpriyatiya 5. https://www.kdelo.ru/art/377523-red-bdi-doljnostnaya-instruktsiya-operatora-po-dobyche-nefti-i-gaza 6. https://cyberleninka.ru/article/n/rezultat-primeneniya-optovolokonnyh-tehnologiy-rasprede lennoy-termometrii-pri-osvoenii-skvazhinys-pomoschyu-etsn 7. https://leuza.ru/old/gti/termin/izmer/termo.htm 8. https://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhden ij/590-rashodometrija-skvazhin 9. https://studbooks.net/805495/geografiya/kontrol_rabotoy_nazemnogo_skvazhinnogo_obo rudovaniya_stadii_ekspluatatsii 10. https://fb-ru.turbopages.org/fb.ru/s/article/401369/metodyi-otbora-prob-pravila-metodika-osnovnyie-pokazateli 11. https://studbooks.net/805496/geografiya/tehnologiya_otbora_prob 12. https://studbooks.net/805499/geografiya/profilaktika_bezopasnost_usloviy_trud a_neftyanyh_gazovyh_mestorozhdeniyah 13. https://www.snta.ru/press-center/ekologicheskie-problemy-neftyanoy-promyshlennosti/ |