7. Определим число Рейнольдса :

8. Коэффициент гидравлического сопротивления получили равным :

9. Рассчитаем потери на трение :

10. Учитывая то , что при значении Re 200 значение потерь на трение увеличится в 1,52 раза :

11. Рассчитаем давление на устье развиваемое при закачке жидкости - песконосителя :

12. Агрегат 4АН-700 на 4 скорости развивает рабочее давление 29 МПа , а рабочий расход 0,0146 м³/с , следовательно необходимое число агрегатов будет равно :

13. Определим объем продавочной жидкости :

14. Рассчитаем количество жидкости для осуществления ГРП :

15. Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на 4 скорости :



5.2.2 Расчет размеров трещин

1. Рассчитаем длину вертикальной трещины :

2. Определим раскрытость трещины :

5.2.3 Анализ технологической эффективности от применения

гидравлического разрыва пласта

Основным результатом применения данной технологии в добывающих скважинах является увеличение притока продукции из обработанного интервала пласта в скважину.

Технологическая эффективность ГРП зависит от многих факторов, их можно разделить на группы :

- геологическая характеристика объектов ;

- параметры процесса ГРП ( геометрия и проводимость трещин );

- технология разработки объекта ( система разработки, близость

нагнетательных рядов, степень истощения пластовой энергии,

способы эксплуатации, продуктивность, текущие дебиты и

обводненность скважин ).

На Приразломном месторождении ( пласт БС4-5 ) проведено 163 гидроразрыва пласта ( на 2008 год ) , что составляет 23 % всех гидроразрывов АО « ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ ». Средняя нефте-насыщенная толщина пласта составляет 13 м , залежь чисто-нефтяная , система разработки трёхрядная .

Средний дебит по жидкости до гидроразрыва пласта составлял 5,3 т/сут , по нефти - 5,1 т/сут , обводнённость - 3,4 % . По 19-ти скважинам ( 12 % от всего числа скважин ) до гидроразрыва средний дебит по жидкости составлял более 10 т/сут ( с дебитом более 20 т/сут не было ни одной скважины максимальный дебит 19 т/сут ) .

После проведения гидроразрыва средний дебит по жидкости увеличился до 37,8 т/сут ( в 7,1 раза ) , по нефти - до 33,9 т/сут ( в 6,6 раза ) . Лишь по 12-ти скважинам средний дебит по жидкости после гидроразрыва не превышает 10 т/сут , что составляет всего 7,4 % от числа скважин , подвергнутых гидроразрыву пласта . Количество скважин , работающих со средним дебитом более 50 т/сут , составляет 25 % от всего числа скважин . Максимальный дебит по жидкости после проведения гидроразрыва пласта составил по одной из скважин 146 т/сут ( всего скважин с максимальным дебитом , после гидроразрыва пласта , более 100 т/сут , шесть ) , средний же максимальный составляет 56,5 т/сут . Текущий дебит жидкости , на 1.02.95 г. , составил 31,4 т/сут , то есть в 5,9 раза больше среднего до гидроразрыва и на 6,4 т/сут меньше среднего после гидроразрыва , дебит нефти соответственно - 27,6 т/сут или в 5,4 раза больше среднего до гидроразрыва и на 6,3 т/сут меньше среднего после гидроразрыва ; другими словами текущие дебиты по жидкости и по нефти уменьшились соответственно не более чем на 17 % по сравнению со средними после гидроразрыва , то есть эффект носит достаточно длительный характер .

Средняя обводнённость после гидроразрыва составила 10,4 % или на 7 % больше средней до гидроразрыва ; текущая обводнённость составила 12 % или на 8,6 % больше средней до гидроразрыва и на 1,6 % больше средней после гидроразрыва . При этом , текущая обводнённость по 10-ти скважинам превышает 30 % ( по одной из них более 70 % ) , что составляет всего 6 % от общего числа скважин с гидравлическим разрывом пласта , по 23-м скважинам обводнённость превышает 20 % ( это составляет 14,5 % от общего числа ) . По 83-м или по 52 % обработанных скважин текущая обводнённость не превышает 10 % . В настоящее время находится на простое 12 скважин ( по 4-м скважинам гидроразрыв сделан 11.1994 - 11.1995 гг. и они в учёт не принимались ), что составляет всего 7,5 % от общего числа скважин .

Таким образом , применение гидроразрыва пласта на пласт БС4-5 Приразломного месторождения в условиях рядной системы , большой толщины пласта и чистонефтяного характера залежи было довольно успешным . Средний дебит по нефти вырос более , чем в 6 раз ; успешность применения гидроразрыва составляет 95 % ( очень хороший результат для Западной Сибири ) , что не уступает мировому опыту применения гидроразрыва пласта ; обводнённость возросла незначительно : с 3,4 % до 10-12 % ; самое главное то , что эффект устойчив во времени . В приложениях (приложения № 4 ) приведены показатели эффективности ГРП, общей эффективности и успешности проведения данного мероприятия, а так же динамики добычи нефти из скважин подвергнутых ГРП, - изменения дебита нефти по годам до и после ГРП, - динамика изменения обводнённости по годам до и после ГРП, среднегодовой прогноз падения добычи нефти из скважин подвергнутых ГРП .

 6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт.

Топливно-энергетический комплекс нашей страны сегодня находится в крайне тяжелом положении. Десятки тысяч нефтяных скважин находятся в бездействии. Кризис нефтяной отрасли начался в октябре 2008 года в связи с резким падением цен на нефть. Кроме того, огромное влияние на нефтяные компании оказывает политика нашей страны, налоги в нефтяной промышленности составляют почти 50 процентов от выручки. Поэтому сегодня Российские нефтяные компании должны приспосабливаться к новым рыночным условиям и выживать.

Одной из актуальных проблем состояния и развития нефтегазового комплекса является состояние его ресурсной базы. Приращение извлекаемых запасов углеводородного сырья, модернизация, обновление основных фондов, повышение их отдачи, эффективности их использования и снижения издержек важнейшие вопросы развития топливно-энергетического комплекса.

Наиболее острой проблемой сегодня является быстрый рост издержек производства. При сохранении столь высокого темпа роста издержек нефтедобывающая промышленность может полностью потерять конкурентоспособность.

Нефтяные компании непрерывно занимаются поиском подходов к реструктуризации и реорганизации управления производством в новых условиях, стремясь сделать производство эффективным, вопросы контроля разработки месторождений и оптимизации добычи нефти давно являются первостепенными задачами.

Работа предприятий в рыночных условиях диктует свои правила: хочешь быть конкурентоспособным - сокращай затраты, изменяй форму деятельности. И как следствие этого-совершенствуется структура предприятий и разрабатываются мероприятия по наращиванию объемов добычи нефти в целях обеспечения роста прибыли и улучшения благосостояния работников нефтегазодобывающих предприятий. Технологические вопросы рассмотренные в данной Дипломной работе разрабатывались на примере работ, осуществляемых на Приразломном месторожении, разработку которого ведет НГДУ «Правдинскнефть» и его структурное подразделение ДОМНГ,входящее в ОАО «Юганскнефтегаз». В экономической части работы рассмотрим технико-экономические показатели на примере этого объединения.

6.1 Краткая характеристика ОАО «Юганскнефтегаз»

6.1.1 Организационно-правовой статус

Акционерное общество «Нефтяная компания «ЮКОС» создана 15 апреля 1993 года постановлением Правительства РФ на основании Указов Президента РФ № 721.

НК "ЮКОС" в настоящее время является одной из крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний в России, занимающихся разведкой, добычей и переработкой нефти, а также транспортировкой и сбытом готовых нефтепродуктов. Она осуществляет руководство своими дочерними предприятиями, в состав которых входят три нефтедобывающих предприятия, четыре нефтеперерабатывающих завода и девять компаний по сбыту продукции. "ЮКОС" имеет приблизительно 1000 бензозаправочных станций, расположенных в центральной части России.

Сегодня у НК "ЮКОС" множество перспективных направлений деятельности, но главной задачей остается совершенствование структуры и производственных связей с целью снижения издержек производства.

Дочерним предприятием НК "ЮКОС" является акционерное общество открытого типа «Юганскнефтегаз» -одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий России. ОАО "Юганскнефтегаз" обеспечивает около 75 процентов добываемой «ЮКОСом» нефти. При этом доля «Юганскнефтегаза» в общероссийской добыче составляет около 8,7 процентов. Добыча нефти с начала образования производственного объединения "Юганскнефтегаз" составила 986 млн. тонн.

На территории деятельности ОАО "Юганскнефтегаз" находятся значительные запасы нефти и газа. Начальные извлекаемые запасы нефти ОАО "Юганскнефтегаз" оцениваются почти в 2,1 млрд. тонн и распределены примерно равномерно по районам расположения всех нефтегазодобывающих управлений ("Майскнефть", "Юганскнефть", "Мамонтовнефть", "Правдинскнефть") и Дирекции по обустройству нефтяных и газовых месторождений.

6.2 Производственные функции Дирекции по обустройству

месторождений нефти и газа (ДОМНГ)

Одной из главных задач производственного развития Дирекции ОМНГ является снижение себестоимости добываемой на Приразломном месторождении, условиях существования низко проницаемых коллекторов, обладающих большими извлекаемыми запасами, как правило, необходимо применять дорогостоящие технологии (ГРП) с большим сроком окупаемости. Одновременно с этим, существует большое количество скважин на которых ранее уже был проведён ГРП (около 60 % добывающего фонда) после которого происходило закономерное падение дебита по причине снижения пластового давления и незначительного снижения коэффициента продуктивности. Эти факты заставили искать нетрадиционные в России методы решения возникших задач.

История развития Дирекции по обустройству вводимых в эксплуатацию месторождений нефти и газа.

Приразломное месторождение было открыто в 1972 году Главтюменьгеологией, в результате бурения и испытания разведочной скважины № 151, в которой получен приток нефти дебитом 14,2 м3/сут.

Месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, недалеко от течения рек Оби Большой Салым, Малый Салым. В административном отношении месторождение находится в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 70 км к юго- западу от г. Нефтеюганска и 165 км к востоку от г. Ханты-Мансийска, занимает площадь 3261 кв. км.

Приразломное месторождение уникально с экологической точки зрения. На его территории произрастают редкостные сосновые леса, являющиеся местом обитания крупных и мелких животных: бурый медведь, лось, северный олень, соболь; в реках водятся ценные виды рыб: сибирский осетр, стерлядь, муксун, щука; обитает множество видов птиц: гусь, лебедь - кликун, орлан - белохвост и скопа, два последних вида занесены в Красную книгу редких видов, находящихся под угрозой исчезновения.

Геологические запасы нефти по категории С1 составляют на Приразломном месторождении около 2 млрд. тонн, извлекаемые - более 600 млн. тонн.

Динамика добычи нефти по ОАО “Юганскнефтегаз” показывает, что к 2010 году без Приразломного месторождения добыча в регионе снизится на 40 % от уровня 2009 года.

Роль Приразломного месторождения в перспективе добычи по ОАО “ЮНГ” необычайно велика Работу осуществляют производственные и вспомогательные цеха и участки: цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ№1 и №2), группа промысловых исследований (ГПИ), участок поддержания пластового давления (УППД), прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), участок по приготовлению задавочной жидкости (УПЗЖ), транспортный участок, цех вспомогательного производства.

На сегодняшний день в Дирекции работает 450 человек.

Разработка Приразломного месторождения потребует в периоды строительства, бурения и эксплуатации (производства) значительного количества рабочей силы. Ожидается, что общее число занятого в проекте персонала достигнет максимума, равного примерно 4500-4600 человек, между 17 и 26 годами реализации проекта.

Учитывая, что в результате реализации Проекта могут возникнуть негативные факторы, влияющие в целом на жизнь в регионе Дирекция ОМНГ ставит перед собой следующие основные задачи:

Разработка системы мероприятий по охране окружающей среды, защите здоровья и технике безопасности работников и жителей тех регионов, где проводит свою деятельность ДОМНГ.

Использование методов международной нефтяной отрасли для решения экологических проблем на всех этапах реализации Проекта.

Разработка программы обучения персонала и подготовки работников.

Разработка социально-культурных мероприятий, которые будут защищать интересы местного населения от риска, который может быть обусловлен влиянием Проекта.

Дирекция по обустройству вводимых в эксплуатацию месторождений нефти и газа входит в состав ОАО “ЮНГ” на правах структурного подразделения. Дирекция ОМНГ не является юридическим лицом , пользуется основными фондами и оборотными средствами.

6.3 Динамика технико-экономических показателей производства

Объемы производства являются основными показателями, по которым оценивается эффективность разработки залежей нефтяного месторождения в целом, величина прибыли от деятельности нефтегазодобывающего предприятия, то есть эти показатели контролируют эффективность производства. Динамика основных технико-экономических показателей

ДОМНГ представлена в таблице 5.1 ( за 2010 -2001 года ).

Анализируя таблицу видно , что добыча нефти с каждым годом постоянно растет . На 2001 год она составляет 1350 т.

Объясняется это усовершенствованием системы ППД ( найдено оптимальное количество закачиваемой воды , (см таб.5.1 и 2.1 ), увеличением эксплутационного ( в т. ч. действующего) и уменьшением бездействующего фонда. Также увеличивается коэффициент эксплуатации (см. таб. 5.1 ) , увеличивается средний дебит 1 скв. по жидкости и по нефти

Увеличение этих показателей ведет также и к росту добычи в целом.

Рост добычи главным образом объясняется применением методов интенсификации , приемлемых на Приразломном месторождении , таких как дострел и приобщение пластов , а также самого основного метода - гидроразрыва пласта .Расчет экономической эффективности от проведения гидроразрыва представлен ниже .

6.4 Расчет экономического эффекта от проведения гидроразрыва

пласта

Целью моего дипломного проекта является анализ методов интенсификации добычи нефти на Приразломном месторождении , а конкретно проведение гидроразрыва в 10-ти выбранных скважинах. Это требует дополнительных затрат.

Поэтому главной задачей экономической части является анализ экономической эффективности мероприятия.

Рассчитаем экономический эффект от проведения гидроразрыва.

З = Qн * Сн + К, где:

Qн - Объем дополнительно добытой нефти по всем скважинам

Сн - Себестоимость нефти

К - Капитальные вложения (стоимость ГРП)

Вр = Qн * Цн, где:

Цн - цена тонны нефти

И - издержки

И = Зэ - Qа

Qа - амортизационные отчисления ,

Qа = 0.16* Зэ

Пб - прибыль балансовая

Пб = Вр - Зэ

Нп - налог на прибыль

Нп = 0,3*Пб

Пч - чистая прибыль предприятия

Пч = Вр - И - К - Нп

Чистый дисконтированный доход:

ЧДД = ;

где В_{t -} полные выгоды в году «t» , З_t - полные затраты в году «t» , Т - срок жизни проекта , Е - норма дисконта ( процента ) , доли еденицы.

Если ЧДД положителен , то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта. Если ЧДД равен нулю , то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля ,то прибыльность ниже нормы дисконта и проект не рентабелен.

Критерий - индекс доходности ( ИД ) равен отношению суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений :

ИД =

где К- капитальные вложения ( стоимость одного ГРП ) в году «t»

З¹ - эксплутационные затраты.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД . Если ЧДД положителен , то ИД больше единицы , и проект эффективен .

Исходные данные:

Исходные данные представлены в таблице 6.1

Еденицы измерения показателей взяты на 2008 год для удобства расчета.

Таблица 6.1

Показатели	Еден. Измерения	Значения
Цена нефти - на внутреннем рынке - на внешнем рынке	Руб / т. нефти Руб. / т. нефи	313,0 419,0
Норма дисконтирования	%	0,15
Себестоимость 1 т. нефти	Руб/ т.нефти	200,0
Эксплутационные расходы : Сырье и материалы Электроэнергия - топливо - заработная плата	Руб./ т. жидкости Руб./ т. жидкости Руб./ т. жидкости Тыс.руб. / чел. месяц	1,5 5,0 1,5 2,5
Количество расчетных ГРП	Шт.	10
Капитальные вложения ( стоимость 1 ГРП )	Тыс. руб. / 1 ГРП	1125,0

Мною будет рассмотрен анализ эффективности от проведения ГРП на 10-и скважинах , где в среднем прирост дебита 12,0 т/сут .

Расчет экономических показателей за 1-й год :

В₁ = Qн * Цн =36000*419= 15084 тыс.руб

И = 888,000 - 142,080 = 745,920 тыс.руб.

Пб = 15084,000 - 888,000 = 14196 тыс.руб.

Налог на прибыль составляет 30% от Пб ( прибыли балансовой ) .

Нп = 0.3*14196 = 4258,8 тыс.руб.

Пч = 15084 - 745,92 - 11250 - 4258,8 = -1170,72 тыс.руб.

Как видно , в первом году затраты превышают выгоды .

Аналогично расчитываются величины на следующие 3 года.

Расчет эффекта приводится в табл. 5.2

Таблица 6.2

Экономическая эффективность ГРП

Накопленный ЧДД = 54692,29 тыс.руб.

ИД = 1,464

Проект считается эффективным , т.к. ЧЧД имеет положительный знак , коэффициент ИД 1 .

7.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

В разработанной Минтопэнерго России с участием институтов Академии наук России, Минэкономики России и других организаций программе «Энергетическая стратегия России» ставится цель существенно снизить техногенную нагрузку ТЭК на окружающую среду, сохранить и укрепить энергетическую независимость России.

На долю предприятий ТЭК приходилось в 1994 г. около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу (11.5 млн.т.), до 36% сточных вод (2,15 млрд.м³ ), свыше 30% твердых отходов (около 10 млн.т.)

Предприятия нефтегазового комплекса оказывают существенное воздействие на окружающую среду. На ряде месторождений юга, европейской части страны, обнаружено загрязнение территорий за счет выноса на поверхность из глубинных горизонтов с продуктами бурения естественных радионуклидов.

В факелах ежегодно сжигается около 6 млрд. м³ нефтяного газа, т.е. около 20% извлекаемого. Основная часть этих потерь приходится на долю предприятий Западной Сибири.

Помимо буровых установок, добывающих и нагнетательных скважин, большую опасность для окружающей среды представляют магистральные трубопроводные коммуникации, на месторождениях промысловые трубопроводы, повреждение которых приводит к значительному загрязнению почв нефтепродуктами. Землепользователям возвращено в 1994 г. более 50 тыс. гектаров рекультивированных земель, в нефтегазовом комплексе введены новые мощности по очистке сточных вод (56,7 тыс. м³), наращиваются мощности оборотного водоснабжения.

Причинами аварийных разливов нефти являются: коррозия металла (внутренняя - 86% , наружная - 5,3%), заводской брак, дефекты строительно-монтажных работ, механические повреждения.

Согласно экспертным оценкам на нефтепромыслах теряется в общей сложности до 0,5 % всей добываемой сырой нефти (с учетом нефтяных газов в пересчете на нефтяной эквивалент).

Некоторое количество сырой нефти теряется в системах сбора и сепарации на промыслах, а также при транспортировке по трубопроводам. Велики потери нефти из резервуаров из-за несовершенства их конструкции, отсутствия плавающих крыш с уплотнителями, неэффективности дыхательных и предохранительных клапанов, газоулавливающих и газоуровнительных систем, отсутствия теплоизоляции резервуаров (табл. 7.1). Наибольшие объемы выбросов в атмосферу произведены рядом предприятий нефтедобывающей отрасли .

Из всего обилия видов геохимического загрязнения, сопровождающих эксплуатацию месторождений, были учтены два основных - это выброс в атмосферу нефтяных углеводородов и разлив нефти на поверхности почвы. Данные обсчета показывают, что максимальное число площадей эксплуатируемых месторождений относятся к территориям со слабой ( 34,3% ) и высокой (35,7%) степенью воздействия. Минимальное число площадей (11,3%) характеризуется очень высокой степенью воздействия.

Более половины ( 57,7% ) всей территории эксплуатируемых месторождений характеризуется слабой степенью воздействия, т.е. в абсолютных значениях менее 1 т/км². Очень высокая степень ( 20...40 т/км² ) наблюдается только на 5,8% площади и приурочена к трем месторождениям: Самотлорскому, Мых-найскому и Варьеганскому.

Таблица 7.1.

Структура потерь углеводородов при сборе, подготовке,

транспортировке и хранении нефти

Источники потерь	Доля от общего количества добытой нефти, %
Устья скважин и средства перекачки	0,002-0,06
Мерники	0,05-1.65
Буферные емкости, отстойники	0,16-0,27
Резервуары для промежуточного сбора нефти	0,05-3,28
Сырьевые резервуары УПН	0.05-2,15
Ловушки нефти (испарения и вынос со сточными водами)	0,05-2.2
Товарные резервуары	0,05-2,0

Одну из серьезнейших проблем геоэкологии в стране создает фонд пробуренных и не ликвидированных разведочных скважин, составляющий фонд развитой добычи нефти и газа, насчитывающий более 7 тыс. скважин. Многие из них находятся в руслах рек под большим давлением, имеются скважины, пропускающие нефть и газ. На ликвидацию первоочередных 980 аварийных скважин Роскомнедра требуется 244 млрд. руб. (в ценах 1994 г.). В 1995 г. Роскомнедра ликвидировали 11 скважин в Ханты-Мансийском национальном округе.

Предприятия нефтяной отрасли обслуживаются 3 противофонтанными частями: Западно-Сибирская ПФВЧ (место дислокации - г.Сургут); Северо-Восточная ПФВЧ ( г.Самара ) и Южно-Российская ПФВЧ (Ахтырка, Краснодарского края). На предприятиях нефтяной отрасли, обслуживаемых ПФВЧ в 1992 г ликвидировано 6 открытых фонтанов, в 1993 г - 5 открытых фонтанов. В 1994 г было ликвидировано 4 открытых фонтана, 6 нефтегазопроявлений , выполнено 116 аварийно-технических paбoт, за 1 полугодие 1995 г произошло 4 открытых нефтяных фонтана , из которых 3 с пожаром. Основными причинами происшедших аварий является низкая производственная и технологическая дисциплина производственного персонала.

Важным направлением технической политики, направленной на обеспечение безопасности, проводимой предприятиями компании «ЮКОС» является внутритрубная диагностика магистральных- и нефте- проводов и организация выборочного ремонта на базе результатов обследования. В этих целях компанией был создан Центр Технической Диагностики, который оснащен современным оборудованием для внутритрубной диагностики нефтепроводов. На предприятиях компании в 2007 г. произошло 13 аварий, в том числе 3 аварии произошло по вине сторонних организаций. Кроме того выявлено 334 случая разгерметизации трубопроводов посторонними лицами. В условиях акционирования промышленных предприятий остро стоит вопрос об ответственности за прошлое загрязнение окружающей среды. Законодательной базы для решения этой проблемы нет. В то же время при создании совместных предприятий с иностранным капиталом в учредительных документах этот вопрос не отражается, что может в дальнейшем создать сложные социально-экономические условия работы таких предприятий. Наше правительство борется со всеми видами происшествий, катастроф, путем создания законодательной базы, которая обеспечила бы безопасность жизнедеятельности людей, экологичность любых предлагаемых мероприятий, производств и сохранила генофонд, как людей, так и флоры и фауны нашей планеты.

За время с 1993 по 2010 г. появился целый ряд новых законов, регулирующих отношения в области безопасности на предприятиях -- Основы законодательства об охране труда, федеральные законы «О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», «О пожарной безопасности», «Об экологической экспертизе». В результате для предприятий, аварии на которых могут произойти с ничтожно малой вероятностью, а последствия их практически не представляют опасности для населения и окружающей среды, отношения в области безопасности оказались в определенной степени регулируемой действующим законодательством. Но этого не было достаточно для потенциально опасных объектов. Уменьшение риска аварий на них требует специальных правовых механизмов, которые и устанавливаются федеральными законами «Об использовании атомной энергии», «О безопасности гидротехнических сооружений» и, наконец «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Важнейшим направлением обеспечения экологической безопасности представляется создание Единой Системы Производственного Экологического Мониторинга ( ЕСПЭМ ) ТЭК. Создание такой системы необходима осуществить на единой концептуальной основе, что обеспечит совместимость ее отраслевых подсистем, систем мониторинга компаний и отдельных предприятий. Такая система должна обеспечить контроль за воздействием на природную среду (контроль выбросов и сбросов), а также устойчивость и надежность промышленных объектов. Такой подход к созданию ЕСПЭМ ТЭК позволит решить вопросы оценки экологического риска объектов, выявление наиболее опасных звеньев производственного процесса каждого предприятия, принятие примитивных мер по предотвращению экологических чрезвычайных ситуаций.

усиления экологической безопасности нефтегазового сектора необходимо осуществить ряд дополнительных мероприятий, важнейшими из которых представляются следующие:

- создание внебюджетною фонда экологической безопасности ТЭК, региональных отрядов и центров экологической безопасности (возможно, используя имеющиеся службы противофонтанной, газовой безопасности и т.п.);

- создание страхового экологического фонда ТЭК, введение обязательного страхования некоторых наиболее опасных объектов;

- создание специализированной службы с региональными центрами по борьбе с нефтяными разливами.

Разработка межотраслевой научно-технической программы экологической безопасности МНТЭК, предусматривает ее реализацию преимущественно за счет собственных средств предприятий ТЭК ( при условии совершенствования налоговой системы. Создание экологической инспекции при Минтопэнерго России. Для начала такая служба с небольшим персоналом может быть создана при МНЦТ «Экология» Минтопэнерго России. Для ее успешного функционирования необходимы соответствующие компьютерные обеспечения, средства связи и возможность использования информации других ведомств.

7.1 Основные производственные опасности и вредные факторы на

проектируемом объекте

7.1.1 Метеоусловия на рабочих местах

Район работ удалён на 165 км к востоку от города Ханты-Мансийска,на 70 км к западу от города Нефтеюганска .

Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м . Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции . Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом . Зима морозная и снежная . Самый холодный месяц года - январь ( среднемесячная температура -19,5 градусов С ). Абсолютный минимум -52 градуса С . Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура +17 градусов С ), абсолютный максимум +33 градуса С . Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год , причём 75% приходится на тёплое время года . Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня .Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

В геоморфологическом отношении данный район представляет собой слаборасчлененную пологую, сильно заболоченную равнину с абсолютными отметками рельефа 25-40 м над уровнем моря.

Охрана труда на месторождении имеет ряд особенностей. Это пожароопасность производственных объектов и работа на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеоусловиях. Оборудование подвержено внешним воздействиям. коррозии, низким температурам и т.д., что приводит к нарушению прочностных характеристик конструкции и их преждевременному разрушению. При оценке параметров микроклимата, воздействующих на работников в помещениях и на промышленных площадях, принимаются во внимание поправки по нормам, учитывающим тяжесть физического труда (ГОСТ 12.005-76).

Температура на открытом воздухе подвержена сезонным и суточным колебаниям. На основании результатов исследования влияния температуры на работающих разработаны санитарные нормы.

В холодный период года при температуре наружного воздуха ниже -5 С температура в помещениях с незначительными тепловыделениями допускается в пределах 19-20 С при легкой работе и 13-17 С при тяжелой. В теплый период года температура воздуха в производственных помещениях поддерживается на уровне, при котором она не превышала бы наружную более чем на 3-5 С соответственно для помещений с незначительными и значительными тепловыделениями. Так как основные мощности т.е. скважины, расположены на открытой площади, то влияние погодных условий сильно сказывается на производственном процессе. В зимнее время года не редки обморожения, так как в условиях Западной Сибири минимальные температуры достигают -50 С. Поэтому необходимо уделять большое внимание дисциплине труда и обеспечению необходимых условий.

7.1.2 Производственное освещение

Рациональное освещение помещений и рабочих мест один из важнейших элементов благоприятных условий труда, улучшаются условия безопасности труда, снижается утомляемость.

На месторождении освещение обеспечивает взрыво- и пожаробезопасность при освещении как помещений, так и наружных установок, где возможно образование взрыво- и пожароопасных смесей.

В производственной обстановке используются в основном естественное освещение в условиях открытого пространства (на скважинах), смешанное на производственных объектах (ДНС, КНС, цеха, АГЗУ и т.д.). Нормы естественного освещения, сведенные к нормированию коэффициента естественной освещенности, приведены в СНиП 11-4-79.

7.1.3 Шум и вибрация, их источники и уровень действия

Производственные процессы на месторождении такие как бурение скважин, спускоподъемные операции при ремонте скважин, процессы перекачки процесс гидроразрыва пласта сопровождаются значительными шумом и вибрацией. Современное развитие техники, оснащение предприятий мощными и быстродействующими машинами и механизмами приводит к тому, что человек постоянно подвергается воздействию шума.

В случаях работы при бурении, ремонте скважин и т.д., шум и вибрация действуют одновременно. При невысоком уровне звукового давления шум оказывает вредное влияние на нервную систему человека и его организм- в частности, на органы слуха, вызывая раздражение, утомление, ослабление внимания.

Например, при текущем и капитальном ремонтах скважин интенсивный шум в месте расположения машины-подъемника, в кабине машиниста и у глушителя автомобиля.

Допустимые шумовые характеристики рабочих мест в России регламентируются ГОСТ 12.1.005.83 и СниП 3223-85.

Гигиенические допустимые уровни вибрации регламентируют ГОСТ 12.1.012-78 «Вибрация. Общие требования безопасности». При разработке мероприятий для защиты от шума и вибрации следует руководствоваться ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума».

7.1.4 Опасность поражения электрическим током

Важнейшими факторами, влияющими на исход поражения -электрическим током, являются вид и величина тока протекающего через тело человека, продолжительность и частота его, путь тока и индивидуальные свойства организма человека.

На месторождении используется ток напряжением 1000, 380, 220 В частотой 50 Гц, являющейся наиболее опасным.

Основными условиями возникновения поражения является прикосновение к металлическим частям электроустановок находящимся под напряжением (электродвигатели, трансформаторные узлы, щиты распределители, кабели ПЭД).

Электробезопасность на предприятии обеспечивается в соответствии с ГОСТ 12.1.009-76 ССБТ "Электробезопасность. Общие требования".

7.1.5 Поражение щелочами и кислотами

Нa месторождении поражение кислотами и щелочами могут возникать при проведении кислотной обработки скважин и гидроразрыве пласта.

При кислотной обработке скважин возникают опасности, связанные с применением соляной кислоты концентрации 27,5 - 31% и использованием оборудования работающего под давлением . Кислотная обработка должна осуществляться специально подготовленной бригадой.

Работы с кислотной проводятся в очках и резиновой спецодежде. На месте работы с кислотой всегда находится необходимый запас воды.

7.1.6 Пожаробезопасность

Нефтяная промышленность с точки зрения пожарной опасности характеризуется взрыво- и огнеопасностью нефти и газа.

Практически все технологические процессы на месторождении характеризуются высокими давлениями и температурами, которые в отдельных случаях могут сопровождаться взрывами. Причинами пожаров могут быть нарушения технологических процессов производства: отступления от требований номенклатурных документов, неисправность оборудования и некачественный ее ремонт, несоответствие оборудования категории производства, нарушение противопожарного режима и трудовой дисциплины, также причинами могут быть выбросы нефти, газопроявления , аварии электрооборудования.

Требования к взрыво и пожаробезопасности промышленных объектов сформулированы в ГОСТ 12.1.010.85 "Пожарная безопасность. Общие требования" , ГОСТ 12.1.003-81 "Пожарная безопасность. Термины и определения.", ГОСТ 12.1.010-76 "Взрывобезопасность. Общие требования".

7.1.7 Мероприятия по снижению опасных и вредных факторов

В связи с тем, чтo основные производственные процессы на месторождении идут на открытом воздухе, правилами предусмотрены мероприятия по защите рабочих oт воздействия неблагоприятный метеорологических факторов: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью, помещения для обогрева рабочих.

Защитные свойства спецодежды определяются тканями, из которых ее изготовляют, к тканям для рабочих костюмов предъявляются следующие требования - хорошие термозащитные свойства и воздухопроницаемость.

Для предотвращения поражения электрическим током в основном используется заземление. В установках с напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью трансформаторов или генераторов применяют систему с защитным проводниками, соединенными с этой нейтралью. Также применяют автоматические предохранители, изоляционные материалы, указатели напряжения тока, и.т.д.

Борьба с шумом и вибрациями ведется в основном посредством создания условий уменьшения их воздействия на организм человека. Используются две группы для борьбы: конструктивно-технологические- к этой группе относится использование смазки, замена зубчатых передач металлических частей оборудования пластмассовыми, использование клиноременной передачи; - акустические: использование звукопоглощающих материалов, звукоизолирующие кабины, а также глушители.

7.1.8 Токсичные вещества

Опасность поражения на месторождении токсичными веществами возникает при авариях отдельных узлов нефтепромыслового оборудования (сальники ,резервуары, клапана), коррозии трубопроводов. При этом возможно выделение в окружающую среду газов, паров нефти и конденсата при работе в АГЗУ или на УПН, химических реагентов, в частности, деэмулгаторы применяемые для обезвоживания и обессоливания нефти в ЦППН. Природные и нефтяные газы пары нефти и конденсата не вызывают сильных отравлений, но вредны для организма человека, при длительном их вдыхании человек теряет сознание, поражается центральная нервная система, прекращается дыхание.

Таблица 7.2

Перечень вредных веществ выбрасываемых в атмосферу

Наименование загрязняющих веществ	Источник загрязнений, и класс опасности	Масса загрязняющих веществ т/год	Значение ПДК загрязняющих	Веществ
			в воздухе населенных пунктов, мг/м^3	в рабочей зоне, мг/м^3
Углеводороды (по дизтопливу)	автомобили, АЗС (4)	2651
Углеводороды (по бензину)	продукт сгорания, АЗС, автомобили(4)	947	5	100
Углеводороды (по метану)	утечки в технологическом оборудовании, факел(3)	35,716	50
Диоксид серы	продукты сгорания в факелах(4)	6,657	0.5	10
Оксид азота	продукты сгорания в факелах(3)	28,095	0,4(оксид) 0,085(диоксид)	З0(оксид) 2(диоксид)
Оксид углерода	продукты сгорания в факелах (2)	213,553	5	20
Свинец	продукты сгорания в факелах (1)	0,162	0.001
Метанол	утечки в установках ввода реагентов (3)	0,63	1	5
Сажа	факел, дежурные горелки (3)	2,258	0,15	3,5

Общие требования безопасности, ПДК , класс вредности токсичных веществ регламентируют ГОСТ 12.1.007.76 ССБТ и ГОСТ 12.016-79 ССБТ.

7.1.9 Средства индивидуальной защиты

Средства индивидуальной защиты следует применять в тех случаях, когда безопасность paбoт не может быть обеспечена конструкцией оборудования, организацией производственных процессов, архитектурно-планировочными решениями и средствами коллективной защиты в соответствие с требованиями ГОСТ 12.2.003-74 "Оборудование производственное. Общие требования безопасности".

Средства индивидуальной защиты применяемые на месторождении: костюм мужской летний для зашиты от нефти и нефтепродуктов, модель С-153 ,костюм состоит из куртки и брюк, изготовлен из материала с антижидкостной пропиткой; костюм С-165 , состоит из куртки, полукомбинезона и рубашки с капюшоном, предусмотрена износоустойчивая и водоотталкивающая водо- нефте- бензо- стойкая отделка; рукавицы , полушубки, тулупы, шапки ушанки, каски, шлемы, резиновые сапоги, валенки, галоши,ботинки, ватные костюмы, энцефалидная куртка для защиты от насекомых, вкладыши противошумные (беруши), наушники противошумные (СОМ3-1) ; противогазы, респираторы; солнцезашитные очки, шлемы со светофильтрами; защитные дерматологические средства - моющие пены, кремы, мази.

7.2 Охрана труда на предприятии

В целях установления единых требований к организации работы в области охраны труда и промышленной безопасности, включая контроль за соблюдением законодательных и иных нормативных актов об охране труда и промышленной безопасности, нефтяной компанией "ЮКОС" разработано и утверждено "Положение об организации работы по охране труда на предприятиях НК "ЮКОС". Цель политики на предприятии в области охраны труда - создание безопасных, благоприятных условии труда работникам, предупреждение несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

Основными направлениями политики в области охраны труда являются:

признание и обеспечение приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности предприятия;

установление единых требований к организации работ в области охраны труда и промышленной безопасности;

управление деятельностью в области охраны труда и промышленной безопасности, включая контроль за соблюдением законодательных и иных нормативных актов об охране труда;

комплексное решение задач по охране труда на основе разработки и реализации соответствующих программ, а также достижений в области науки и техники;

экономическое стимулирование деятельности по созданию благоприятных и безопасных условий труда, разработка и внедрение безопасных технологий и техники, средств коллективной и индивидуальной защиты работников;

координация деятельности в области охраны труда и промышленной безопасности; информирование работников о состоянии условий труда и охраны труда на предприятиях.

Служба по охране труда и техники безопасности, которую возглавляет заместитель главного инженера ДОМНГ , не только выявляет истинные причины несчастных случаев, но и их взаимосвязь с различными классифицируемыми параметрами (возраст, стаж, профессия и др.).для общей характеристики травматизма по ДОМНГ пользуются показателями частоты и тяжести, дающие относительную характеристику травматизма, т,к как абсолютные данные не дают этой возможности в силу того, что количество работающих или отработанное ими время, а также потери дней за время нетрудоспособности от несчастных случаев весьма различны и несопоставимы. В таблице 7.4 приведены вышеуказанные показатели.

Динамика травматизма

Таблица 7.4

	Количество несчастных	Число дней	Коэффициент
	Случаев	Нетрудосп-ти
Годы	Всего	В т. ч. со		частоты	Тяжести
		Смертельным
		Исходом
2008	5		13	1,26	26,00
2009	4	3	319	1,18	79,75
2010	6	1	196	3,00	32,66

Сведения табл. 7.4 указывают, что уровень травматизма в 2010 году по сравнению с 2009 годом составляет 150 процентов, а это подтверждает, что состояние охраны труда на предприятии ухудшается. Рассмотрим динамику производства по функциям. В непромышленном производстве в структуре ДОМНГ состоял транспорт. несчастные случае на транспорте ежегодно имеют место (база транспортного обслуживания). Основными травмирующими факторами при несчастных случаях являются:

нарушение трудовой и производственной дисциплины;

применение опасных приемов работы;

нарушение правил дорожного движения;

падение;

дорожно-транспортные происшествия.

Таблица 7.5

Динамика несчастных случаев по функциям производства

Наименование/цеха	Количество несчастных случаев по годам
	2008	2009	2010
Основное производство
* ЦДНГ №1	1		3
* ЦДНГ №2
* ГПИ
* ЦПС "Правдинское"			1
* УППД			1
Непромышленная сфера
* ПРЦЭО	1	1	1
* УПЗЖ		1
ИТОГО:	2	2	6

Все вышеуказанное подтверждает, что для улучшения состояния охраны труда и техники безопасности на предприятии необходимо вкладывать постоянно материально- технические средства.

Кроме того, на предприятии ведется постоянный контроль за развитием экологических процессов на месторождениях потому, что все возрастающие масштабы взаимодействия природы и человека определяются различными технологиями воздействия на разнообразные условия окружающей среды.

В 2010 году ДОМНГ на ликвидацию порывов израсходовало 584,472 тыс. рублей, финансовые потери от недополученной нефти составили 1300,711 тыс. рублей, произведена рекультивация земель на площади 28,202 га, затраты на рекультивацию земель составили 15252,26 тыс.рублей.

Решением вышеуказанных проблем, как в области охраны труда и экологии на предприятии ежегодно разрабатываются мероприятия. направленные на охрану здоровья и безопасности работающих в ДОМНГ , а также на минимизацию воздействия производства на окружающую среду и на охрану окружающей природной среды.

7.3 Охрана окружающей среды

Основными факторами на месторождении, оказывающими влияние на окружающую среду являются:

выбросы в атмосферу нефтяного газа, продуктов сгорания нефти, нефтяного газа и мазута, испарения легких фракции yглеводородов;

пролив на поверхность земли продукции скважин, пластовой и сточной вод, подготовленной нефти, реагентов.

Основными объектами окружающей среды подвергающимся воздействию являются: атмосфера, поверхностные воды, почвенно-растительный слой.

7.3.1 Воздействие на атмосферу

Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ связанны с горением нефтяного газа в факелах, функционированием двигателей внутреннего сгорания, горением мазута и нефти в топках, с испарением легких фракций углеводородов из емкостей, не оборудованных системой улавливания легких фракций.

Прогноз загрязнения атмосферы выполнен по унифицированной программе расчета загрязнения атмосферы УПРЗА «ЭКОЛОГ» ( версия 1.30. 1994 г) в соответствии с методикой ОНД-Н6 ГОСКОМ1 ИДРОМКТА. Ориентировочные валовые выбросы вредных веществ в атмосферу и предельно допустимые концентрации в районе месторождения представлены в табл.6.6

7.3.2 Воздействие на почвенно - растительный слой

Загрязненность почв нефтью и высокоминерализованными солеными водами, согласно РД 39-0147098-015-90, определяется уровнем при котором нарушается экологическое равновесие в почвенной системе:

происходит изменение морфологических и сейсмических характеристик почвенных горизонтов:

изменяются водно-химические вещества почв;

снижается продуктивная способность земель.

7.3.3 Воздействие на поверхностные воды

Нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие виды газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействуют на речную фауну и флору.