Микроклимат определяет действующие на организм человека сочетания температуры, влажности, скорости движения воздуха и других условий рабочей зоны.

Регулируют микроклимат с учетом энергозатрат организма, требуемых на выполнение соответствующего вида работ.

Микроклиматические условия на рабочих местах цеха НГДУ»Прав-динскнефть», а также их сравнение с допустимыми показателями на 1997 год приведены в таблице № 1.1.(полученные результаты говорят о том что микроклиматические условия соответствуют ГОСТ 12.1 005 - 80).

ТАБЛИЦА №1.1. АНАЛИЗ МИКРОКЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ТРУДА В ЦЕХЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА - 3.

Наименование рабочих мест.	Температура, 0С	Влажность, %	Скорость Воздуха, м/с	Температура, 0С	Влажность, %	Скорость Воздуха, м/с
	допустимые	Фактические
КНС-1: НБ Операторная КНС-2: НБ Операторная ДНС-1: НБ Операторная	15-21 20-24 15-21 20-24 15-21 20-24	75 75 75 75 75 75	0,4 0,2 0,4 0,2 0,4 0,2	16 19 18 20 17 20	32 30 31 36 31 32	0,4 0,2 0,4 0,2 0,4 0,2

1.2 ВИБРОАКУСТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Виброакустические условия на рабочих местах определяются вибрационными и шумовыми характеристиками машин и оборудования, режимами и условиями их работы, размещения (на территории или в помещении) и рядом других факторов. К числу наиболее типичных источников шума и вибраций на объектах ОАО»Юганскнефтегаз»и в том числе НГДУ»Правдинскнефть»следует отнести буровые, электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания и турбореактивные двигатели, насосы, компрессоры и вентиляторы, разнообразные машины и механизмы (редукторы, лебедки, станки и прочие),системы транспорта и перепуска газа и воздуха (газопроводы и воздуховоды) и многие другие.

Воздействие на работающих, повышенных уровней шума и вибрации осуществляется при реализации целого ряда технологических процессов. С этой точки зрения наиболее неблагоприятные условия труда создаются на некоторых рабочих местах при строительстве, текущем капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, гидравлическом разрыве пласта и т.д. Так в машинных залах компрессорных и насосных станций уровни шума в зависимости от типа применяемых насосов и нагнетателей могут достигать 90 - 110 дБ, при этом превышая на 5-25 дБ допустимые нормы. При гидравлическом разрыве пласта уровень шума составляет 110-115 дБ.

Многочисленными исследованиями доказано, что шум снижает работоспособность на 30 %. Так в 1992 году выявлено 146 человек с неврит ом слухового нерва (на 1992 год эта цифра составляла 1,35 % от общего числа работающих НГДУ»Правдинск-нефть»).

Основными источниками шум и вибрации в ЦДНГ - 3 являются технологические площадки дожимной насосной станции и кустовой насосной станции. Максимальному уровню воздействия этих вредных факторов подвергаются операторы ДНС, КНС, слесари-ремонтники оборудования, находящиеся большую часть времени на территории насосных блоков. Результаты замеров общего уровня шума превышает предельно допустимые значения уровня. Для уменьшения вредного воздействия этого фактора на организм человека, предлагается использовать специальные наушники, но широкого применения в силу различных причин они не нашли.(результаты замеров общего уровня шума и характеристика вибрации на рабочих местах ЦДНГ-3 приведены таблице № 1.2.)

Из сказанного выше ясно, что основными видами вибрации на рабочих местах в ЦДНГ-3 являются транспортная и технологическая. Можно сделать следующий вывод: в НГДУ в частности в цехе по добыче нефти и газа обслуживающий персонал часто подвергается вредному воздействию вибрации и шума.

ТАБЛИЦА № 1.2.

АНАЛИЗ ВИБРОАКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В ЦДНГ-3.

Участок рабочей зоны	Характер шума	ПДУ общего уровня звука, дБ	Общий уровень звука, дБ	Характеристика вибрации
1	2	3	4	5
ДНС-1 НБ	постоянный	80	96	общая
Операторная	Постоянный	65	60	общая
КНС-1 НБ	постоянный	80	100	общая
Операторная	Постоянный	65	57	общая
КНС-2 НБ	постоянный	80	97	общая
Операторная	Постоянный	65	56	общая

ВШВ - 003 (виброшум);

Вибрация: ГОСТ 12.1.043-84, ПДУ - СН № 3044 - 84;

Шум: ГОСТ 12.1.050-86, ПДУ - СН № 3223-85.

1.3 ЭЛЕКТРО - ВОЗДЕЙСТВИЕ

Электротравмы возможны в результате непосредственного контакта человека с токоведущими частями электроустановок, а также в случаях прикосновения к металлическим нетоковедущим частям электрооборудования, изоляция которых нарушена, что приводит к замыканию электрической цепи на корпус механизма. В отношении опасности поражения человека электрическим током ГОСТ 12.11013-78 регламентирует следующую классификацию работ по степени электробезопасности:

- повышенная опасность поражения людей электрическим током - наличие влажности, токопроводящей пыли, токопроводящих оснований, повышенной температуры, возможности прикосновения человека к открытым токоведущим частям электрооборудования и к металлическим корпусам электрооборудования.

- особая опасность поражения людей током - наличие сырости, химически активной среды или не менее двух факторов с повышенной опасностью.

- отсутствие условий, создающих повышенную или особую опасность.

Защитные меры в электроустановках на промысле НГДУ:

защитное заземление;

автоматическое аварийное отключение;

электрическое разделение цепи;

применение малых напряжений;

двойная или усиленная (устойчивая к пробоям и коррозии) изоляция;

применение электротехнических защитных средств.

При строительстве линейной части магистральных трубопроводов электроснабжение машин и механизмов осуществляется от трехфазной сети с напряжением 380/220 вольт (трубосварочные базы, жилые полевые городки, наземные объекты). В трассовых условиях, как правило, источники питания электроэнергией - передвижные электростанции трехфазного переменного тока промышленной частоты. На полустационарных объектах электроснабжение может осуществляться от ЛЭП 10-6 кВ через понижающие трансформаторы (подстанции). При этом основной способ обеспечения электробезопасности - защитное заземление или зануление, которому подлежат металлические части электроустановок, доступные для прикосновения человека и не имеющие других видов защиты.

1.4 ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ

Замеры освещенности на рабочих местах, а так же их сравнение с требуемыми даны в таблице № 1.4. Очевидно, что освещенность в НБ и операторной ДНС-1 не соответствует требованиям СниП 23-05-95. Предлагается перед измерительными приборами установить дополнительные светильники. (замеры проводились люксометром 10-116, руководствуясь ГОСТ 24940-81, СниП 2-4-79)

ТАБЛИЦА № 1.4. АНАЛИЗ ЗАМЕРОВ ОСВЕЩЕННОСТИ В ЦДНГ - 3 НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

Наименование мест замера освещенности	Разряд зрительной работы	Норма	Фактические данные
			ДНС1	КНС1	КНС2
1	2	3	4	5	6
Места замены сальников	VШа	30	30	40	50
Задвижки насосов	VШа	30	30	40	50
Перед измерительными приборами	IVв	150	40	110	150
Общее освещение насосной	VI	50	40	60	100
Операторный стол	IVг	150	90	150	150
Щит управления	IVв	150	70	130	110

1.5 ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Гидравлический разрыв пласта это один из видов мероприятий направленных на повышение нефтеотдачи пласта путем воздействия на призабойную зону пласта, являющийся одним из самых перспективных и самых эффективных, однако в свою очередь ГРП является источником повышенного уровня опасности при малейшем несоблюдении технологического режима эксплуатации оборудования или правил проведения мероприятия. Это говорит о том, что необходимо рассмотреть перечень тех вредных факторов, которые возникают при проведении ГРП. В качестве факторов воздействия на человека при проведении мероприятия данного вида, можно выделить:

токсичность;

высокое давление;

- пожароопасность;

1.6 ВОЗДЕЙСТВИЕ ТОКСИЧНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП

При проведении гидравлического разрыва пласта, используют различные виды растворов реагентов необходимых для качественного проведения мероприятия. В основном на промысле НГДУ»Правдинскнефть»проводят ГРП на нефтяной и водной основе. В случае применения жидкости разрыва на нефтяной основе (нефть, дизельное топливо и т.п.) существует опасность токсичного воздействия на рабочий и обслуживающий персонал в силу разрушения линии высокого давления от избыточно развиваемого агрегатами давления, а так же при опорожнении этих линий при разборке оборудования, учитывая то что при осуществлении данного мероприятия используется до 14 наименований автотранспортной техники можно сказать, что выхлопные газы от отработавшего топлива так же могут выступать в качестве токсичного вещества.

При проведении ГРП химически токсичные вещества могут находиться в различном агрегатном состоянии. Они способны проникать в организм человека через органы дыхания, пищеварения или кожу. Токсичные вещества данного типа относятся к 3-му классу токсичности и по их классификации можно отнести к общетоксическим химическим веществам - они могут вызывать расстройства нервной системы, мышечные судороги, влияют на кроветворные органы, взаимодействуют с гемоглобином. Другими словами можно сказать, что при большой дозе воздействия на организм рабочего они могут вызывать резкое ухудшения самочувствия, потерю сознания, что в свою очередь может привести к травме, а в более тяжелых случаях, в случае если человек потерял сознание в зоне повышенной токсичности, к летальному исходу.

Анализируя проведение ГРП на промысле необходимо отметить, что данный метод повышения нефтеотдачи проводится высококвалифицированными кадрами (рабочими, слесарями оборудования, руководителями), представляющими такие хорошо извест-ные, в регионе, на сегодняшний день фирмами, как ЗАО»Юганск-ФракМастер», СП»Шлюмберже», ЗАО»ИНТРАС», что в свою очередь говорит как о качестве проведения операции, так и о безопасности труда поставленной на высокий уровень. Данные фирмы занимаются глубоким анализом проведенных мероприятий по ГРП, осуществляя которые способны предупреждать ситуации с выбросом вредных (токсичных) веществ.

1.7 ВЛИЯНИЕ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Возможно, высокое давление при проведении ГРП наиболее опасный фактор его можно поставить в один ряд с такими известными как возникновение пожара и поражение электрическим током. Рассматривая в корне эти три вида воздействия можно сказать, что они активно воздействуют на оборудование, на производственные помещения и конечно, в большей части, смертельно на жизнь рабочего персонала. В рассматриваемом вопросе о воздействии высокого давления на человека надо отметить, что при проведении ГРП источниками повышенного давления могут быть:

агрегаты высокого давления (компрессоры);

линии высокого давления (задвижки, трубы, устьевая арматура);

Разрушение линии высокого давления может привести утечке жидкости разрыва, которая в свою очередь в силу того, что она является токсичным веществом, может оказать отравляющее воздействие на рабочего, а разрыв компрессорной установки может привести к разрушению дорогостоящего оборудования и травмам оператора следящего за процессом ГРП.

Как уже было отмечено, организации, проводящие данного рода мероприятия, заинтересованы, как в качестве проведения ГРП, так и в качестве оборудования на котором процесс осуществляется. Поэтому можно сказать, что путем постоянного контроля за исправностью оборудования и соблюдения правил его использования можно снизить до минимума риск воздействия избыточного давления на человека (рабочего) и увеличить качество проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта, а так же избежать ситуаций, которые могут выступить в качестве опасностей (утечки токсичных веществ, возникновение пожара).

1.8 ПОЖАРООПАСНОСТЬ

Возникновение пожара на промысле, как уже отмечалось, является одним из опасных факторов производства. Это связано с тем, что при проведении ГРП, используется, как правило, жидкость разрыва на нефтяной основе, а так же не исключены возможность воспламенения оборудования (автотранспортных средств, цистерн и т.п.), поэтому этот метод воздействия на ПЗП требует большого внимания.

Одной из особенностей пожара на промысле, горение паровоздушных смесей углеводородов, является образование огневого шара время которого колеблется от нескольких секунд до нескольких минут. Опасным фактором огневого шара является тепловой импульс. Размеры шара, время его существования и величина теплового импульса зависят от количества сгораемого вещества.

Опасными факторами пожара, воздействующими на людей и материальные ценности, помимо открытого пламени, повышенной температуры, являются также токсические продукты горения и термического разложения и их вторичные проявления:

осколки;

движущиеся части разрушившихся аппаратов;

электрический ток;

взрыв.

Согласно ССБТ ГОСТ 12.1.004 - 91 допустимый уровень пожарной опасности для людей должен быть не более 10^-6 воздействия опасных факторов пожара, превышающих допустимые значения, в год в расчете на каждого человека.

1. Положение об организации работы по охране труда в ОАО»Юганскнефтегаз».

2. Правила безопасности в нефтегазовой промышленности.

3. Положение о расследовании и учете несчастных случаев на производстве.

4. Инструкция по техническому расследованию и учету аварий, повлекших за собой несчастные случаи.

5. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

6. Правила безопасности в газовом хозяйстве.

7. Правила эксплуатации электроустановок потребителей.

8. Правила аттестации сварщиков.

9. Правила безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности.

10. СниП Ш - 4- 80.

11. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их применению.

12. ГОСТ 12.004-90.»Организация обучения безопасности труда».

13. Кодекс законов о труде.

14. Правила пожарной безопасности РФ ППБ-01-93.

15. ППБ-0-85 в нефтяной промышленности.

16. Нормы пожарной безопасности. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной безопасности.

На предприятии существует служба охраны труда, основными задачами которой являются:

- организация и координация работы по охране труда на

предприятии;

- контроль за соблюдением законодательных и иных нормативных

актов по охране труда работниками предприятия;

- совершенствование профилактической работы по предупреждению

производственного травматизма и др..

На промысле применяются следующие средства защиты:

спецодежда, которая имеет высокие теплозащитные свойства,

вздухонепроницаемости, малую влагоемкость и нефтенепрони-

цаемость;

спецобувь, предохраняющая ноги от механических повреждений и влаги;

головные уборы - каски и подшлемники для защиты головы от механических повреждений;

резиновые перчатки для защиты от поражения электрическим током;

противогазы для защиты органов дыхания;

предохранительные пояса при работах, связанных с опасностью падения с высоты.

ПУНКТ 2. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ И ИХ РЕШЕНИЕ НА ПРОМЫСЛАХ ОАО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»

Ускоренное развитие нефтяной и газовой промышленности за последние 30 лет при минимальных капитальных вложениях и недостаточности материальных ресурсов серьезно обострило экологическую обстановку во многих нефтедобывающих регионах стра-ны и в Западной Сибири. За последние годы эта проблема усложнилась в результате ужесточения природоохранного законодательства, усиления общественного мнения и переноса нефтедобычи в водо-охранные зоны и территории природоохранного, приоритетного пользования. Указанные факты стали одними из основных сдерживающих добычу нефти и газа. Если не принять срочных мер по стабилизации, а затем по улучшению состояния окружающей среды, то экологические проблемы будут все сильнее влиять на сокращение уровней добычи нефти и газа в Западной Сибири. Производственная деятельность предприятий нефтяной промышленности, вследствие объективных и субъективных особенностей технологических процессов, оказывает определенное техногенное воздействие на окружающую среду, основными методами которого являются: изъятие земельных ресурсов для строительства объектов нефтегазодобычи; нормативные выбросы в атмосферу и сбросы в вод- ную среду и на рельеф побочных продуктов производственной деятельности; извлечение вместе с нефтью высокоминерализованных попутных вод; захоронение отходов бурения; выбросы вредных веществ в атмосферу (сжигание нефтяного газа на факелах, испарение легких углеводородных фракций в процессе хранения и транспортирования нефти, работа специализированной техники); аварийные разливы нефти и пластовых сточных вод. В результате указанных процессов в окружающую среду поступают различные вредные вещества:

- углеводород, сероводород, оксиды азота, сажа, оксиды углерода, сернистый ангидрид - при выбросах в атмосферу;

- нефть и нефтепродукты, пластовые и минерализованные воды, синтетические вещества (ПАВ, СПАВ), ингибиторы коррозии и парафиноотложения, деэмульгаторы, химреагенты, буровые сточные воды, буровой шлам - при сбросе в водные объекты и на рельеф местности.

Согласно отраслевой информации, на балансе предприятий Западной Сибири на 1.01.91г числилось 224635 Га земли, из которых экологически нарушено 28800 Га. В 1991 году работы по рекультивации нарушенных земель, выполненные на площади 19337 Га, а в целом за год землепользователям возвращено 20463 Га земли. Увеличение платы за землю активизировало работы по ее рекультивации и скорейшему возврату землепользователю.

Действующие в Западной Сибири системы сбора, подготовки и промыслового транспорта нефти очень разнообразны, в результате чего невозможно дать их полную характеристику. В тоже время можно отметить, что значительное загрязнение окружающей среды происходит вследствие аварийных выбросов нефти и воды при прорывах нефтепроводов. В настоящее время учитывается сам факт аварии и так называемая» недодобыча»сырья. Эти трубопроводы на 30-80% протяженности трассы расположены в сложных условиях (болота, озера, поймы рек). Кроме того, нефтепромысловые трубопроводы прокладываются по территории промыслов в местах плотной застройки и скопления людей, а также в одном технологическом коридоре с другими коммуникациями (автомобильные дороги, ЛЭП), что обуславливает повышенную опасность при авариях. В целом по НГ отрасли причинами отказов внутрипромысловых трубопроводных сетей являются:

- внутренняя коррозия - 91%;

- наружная коррозия - 3,9%;

- строительные дефекты - 2,8%;

- нарушение правил эксплуатации - 0,8%;

- прочие - 1,5%.

Как правило, для внутрипромысловых труб характерна внутренняя коррозия. Большой процент отказов связан с увеличением среднего срока службы нефтепромыслов, старением труб, значительной обводненностью нефти, агрессивностью перекачиваемой среды, проявлением сероводородо-содержащих сред, отложением на нижней поверхности трубопровода осадков различного происхождения, колоний коррозионно-активных микроорганизмов и продуктов их жизне-деятельности. Число порывов трубопроводов по Западной Сибири за 1992 г составило 3843, вследствие чего не добрано 632,19 тыс. т нефти, разлито на рельеф местности примерно 35 тыс. м³ нефти. Основной мерой борьбы с аварийностью является замена отработанных труб.

Наряду с внутренней коррозией, вследствие засорения грунтов сточными водами, возрастает степень внешней коррозии. Общее состояние нефтепромысловых трубопроводов можно характеризовать как критическое, требующее принятия кардинальных решений, т.к. в недалеком будущем запретом природоохранных органов могут быть остановлены нефтегазовые объекты.

Другим фактором, сдерживающим развитие нефтяной промыш-ленности является наличие многочисленных факелов, в которых сжигается 8-10 млрд. м³ нефтяного газа. Необходима полная утилизация этого газа.

Вызывает особое беспокойство парк товарных резервуаров. Герметичность их (особенно днища) не контролируется и не проверяется их качество, отвечающее нормативным требованиям. Для улучшения экологической ситуации на промысле источники газовыделения должны быть ликвидированы или их число резко снижено путем внедрения герметических устройств, утилизации содержимого в амбарах.

2.1 ОСНОВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПО НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

Общее количество основных стационарных источников выбросов, на 1997 год, составило 1872 единиц:

- добывающие скважины - 1384 ед.;

- замерные установки - 305 ед.;

- дымовые трубы печей - 8 ед.;

- резервуары - 12 ед.;

- устья факелов - 10 ед.;

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу при добыче, сборе, подготовке и внутрипромысловом транспорте нефти и газа складываются из:

- легких фракций нефти (от испарения при добыче, сборе, транспортировке и хранении);

- продуктов сгорания топлива в котельных;

- продуктов сгорания попутного нефтяного газа на факелах;

- продуктов сгорания газа в печах;

- веществ, образующихся при работе станков и оборудования вспомогательных веществ.

2.2 ПЕРЕЧЕНЬ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ, ВЫБРАСЫВАЕМЫХ В АТМОСФЕРУ

Предприятие выбрасывает загрязняющие вещества 21 наименования. Общий валовый выброс составляет 3821,1834 тонн / год, наибольшую часть составляют выбросы углеводородов - 83,15 %.

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых с промыслов предприятия НГДУ»Правдинскнефть»представлен приложениях. А в приложениях представлены основные показатели природоорхранной деятельности предприятия НГДУ»Правдинскнефть».

Промышленные выбросы НГДУ»Правдинскнефть»можно разделить на предусмотренные технологией производства и аварийные.

Предусмотренные технологией производства выбросы происходят при работе оборудования в рабочем режиме.

Аварийные выбросы - это выделение газа или жидкости, происходящее вследствие нарушения технологии. Аварийные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу часто возникают вследствие следующих причин:

- разрушение магистрального трубопровода;

- разрушение нефтяного коллектора;

- отключение электроэнергии;

- нарушение технологии подготовки нефти.

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу предприятием НГДУ»Правдинскнефть»представлен в таблице № 2.2..

ТАБЛИЦА № 2.2. ПЕРЕЧЕНЬ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ, ВЫБРАСЫВАЕМЫХ В АТМОСФЕРУ

№	Код	Наименование вещества	Класс опансости	ПДК м.раз., мг/м3	ПДК ср.сут., мг/м3	Валов. выброс, т/год
1	2	3	4	5	6	7
1	0110	Пятнооксид ванадия	1	--	0,002	0,00335
2	0123	Пыль металлическая	3	--	0,04	0,36182
3	0143	Оксид марганца	2	0,01	0,001	0,02752
4	0168	Оксид олова	3	--	0,02	0,000014
5	0184	Соединения свинца	1	0,001	0,0003	0,00153
6	0203	Оксид хрома	1	0,015	0,0015	0,02502
7	0301	Диоксид азота	2	0,085	0,04	96,07285
8	0322	Серная кислота	2	0,3	0,1	0,0001
9	0328	Сажа	3	0,15	0,05	0,40375
10	0330	Диоксид серы	3	0,5	0,05	1,39011
11	0337	Оксид углерода	4	5,0	3,0	540,92771
12	0344	Фториды	2	0,2	0,03	0,02502
13	0401	Углеводороды(пред.)	--	--	--	5,66014
14	0410	Углеводороды(метан)	--	--	--	2128,73861
15	0703	Бензопирен	1	--	0,110-5	0,33810-6
16	2704	Углеводороды (бензин нефтяной)	4	5,0	1,5	1042,83312
17	2732	Керосин	--	--	--	0,03897
18	2902	Взвешенные вещества	3	0,5	0,15	0,90526
19	2907	Пыль неорганическая	3	0,15	0,05	0,65644
20	2908	Пыль неорганическая	3	0,3	0,1	0,16187
21	2936	Пыль древесная	--	--	--	2,95017

1.3 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ВЫБРОСОВ

Для осуществления контроля источника выбросов загрязняющих веществ в атмосферу используются следующие методы:

- инструментальный метод, основанный на применении автоматических газоанализаторов с непрерывной записью концентраций загрязняющих веществ в контролируемых источниках;

- инструментально-лабораторный метод, основанный на отборе проб отходящих газов из контролируемых источников с последующей обработкой проб в химических лабораториях и их анализом на автоматических и полуавтоматических приборах;

- индикационный метод, основанный на использовании селективных индикаторных элементов (колористических трубок), изменяющих свою окраску в зависимости от концентрации загрязняющего вещества в отбираемой пробе газа;

- расчетный метод, основанный на вычислении концентрации загрязняющего вещества в отходящих газах по данным о составе и качестве исходного сырья, технологическом режиме, количестве готовой продукции;

- метод использования автоматических систем контроля, основанный на автоматическом сборе и обработке информации от первичных измерительных устройств о термодинамических параметрах технологических режимов с целью представления необходимой информации об уровне выбросов заинтересованным службам и выдаче управляющих сигналов, направленных на поддержание оптимальных с точки зрения режимов работы контролируемых источников.

Во всех технически возможных случаях на промысле НГДУ»Правдинскнефть»контроль осуществляется инструментальным или инструментально-лабораторным методами.

2.4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ОАО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»

Заметным источником загрязнения окружающей среды служат производственные процессы связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья. Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды (29,38 тонн), оксид углерода (711 тонн), оксид азота (106,65 тонн). Нарушение технологического режима, отсутствие полных комплектов промыслового оборудования, работа транспортных средств, утилизация (сжигание) газа и конденсата в факелах (приблизительно 43,889 млн. куб. м) - все это, так или иначе приводит утечкам и выбросам вредных веществ небезопасных для окружающей среды.

На нефтепромысле, Приразломного месторождения, уделяется большое внимание вопросам охраны окружающей среды. На месторождении эксплуатируются 360 установок электроцентробеж-ных насосов (ЭЦН) со среднесуточным дебитом 9500 тонн / сутки и производится герметизированная система сбора нефти и газа, исключающая технические утечки нефти. Однако происходят разливы нефти (потери углеводородов при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти представлены в таблице № 2.4.).

ТАБЛИЦА № 2.4.

СТРУКТУРА ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ.

Источники потерь	Доля общего количества добытой нефти, %
Устья скважин и средства перекачки	0,02-0,06
Мерники	0,05-1,65
Буферные емкости	0,16-0,027
Земляные амбары	9,9
Резервуара для промежуточного сбора нефти	0,05-3,28
Сырьевые резервуары УПН	0,05-2,15
Ловушки нефти	0,002-2,2
Товарные резервуары	0,05-2,0

Для исключения разливов нефти на большую, по площади, территорию вокруг каждого»куста»организуют песчаную или торфяную обваловку высотой не менее 1,5 м. Так же на промысле осуществляются профилактические работы, с целью предупреждения порывов внутрипромысловых трубопроводов и утечки нефтяного и газового сырья - замена изношенных деталей оборудования, замена труб и применение антикоррозионных покрытий, закачка химических реагентов, препятствующих коррозии, в нефтяные трубопроводы.

Выявление потенциально опасных участков производится с помощью дефектоскопии. Выполняют планово-предупредительные ремонты этих участков, трубопроводов, с целью создания оптимального режима движения водонефтяной эмульсии в трубопроводе.

В случае порывов, внезапных выбросов нефти на промысле активизируются специальные схемы по сбору и утилизации загрязнённого грунта, загрязнённой воды.

В случае попадания нефтепродуктов на почву либо на поверхность воды (реки, озера, протоки и т.п.) производится локализация загрязненного участка путём обваловки песком, гравием либо местным грунтом, а на водной поверхности загрязнённый участок (нефтяное пятно) удерживается бонами. Затем проводится сбор нефтепродуктов вакуумными насосами, скиммерами и ручным способом. Очистка загрязнённой породы или воды от остаточных нефтепродуктов производится:

- биологическими методами - применение препарата»Деградоил»;

- механическими методами - отсыпка (захоронение) местным грунтом (песком или торфом), утилизация;

Своевременный ремонт и качественный контроль во время строительства и последующей эксплуатации нефтепромыслового оборудования, позволяют достигать минимальное негативное воздействие на окружающую среду. Для обеспечения охраны окружающей среды и недр, в процессе реализации мероприятий по увеличению нефтеотдачи, необходимо обеспечить выполнение следующих требований:

предотвращение ущерба другим объектам (помимо объекта воздействия), исключение возможности попадания реагентов в другие пласты;

защита водоносных горизонтов от возможного попадания реагентов, тщательный контроль технического состояния эксплуатационных колонн и цементного камня в нагнетательных и добывающих скважинах;

исключение возможности межпластовых перетоков нефти, воды, газа и химических реагентов в процессе проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи и последующей эксплуатации участков воздействия.

2.5 РАСЧЁТ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПОПАВШЕЙ В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

В качестве примера к данной части дипломного проекта предлагается расчет потерь нефти попавшей в окружающую среду.

Расчёт произведён на 30 апреля 1998 года, по ЦДНГ № 6.

Для расчёта используют следующие исходные данные:

- диаметр отверстия (d = 0.002 м);

- длина отверстия (L = 0 м);

- ширина отверстия (h = 0 м);

- время разлива (Т = 8 часов);

- давление в трубопроводе (Р = 1,4 МПа);

- глубина заложения (h1 = 1,2 м);

- процент обводнённости (67 %);

- площадь поверхности загрязнённого грунта (Sгр = 92 кв.м);

- средняя глубина пропитки грунта (hгр = 0,01 м);

- нефтеёмкость грунта (k = 0,16);

- плотность вытекшей жидкости (р = 870 кг / куб. м);

- ускорение свободного падения (g = 9,8 м / с**2);

- кинематический коэффициент вязкости жидкости (0.00001 м2/с);

Расчёт начинают с определения площади отверстия:

S = 0.0000031 (м);

определяют диаметр эквивалентного отверстия:

dэкв = 4*S / 3,14 = 0,002 (м);

вычисляют число Рейнольдца:

Re = d* 2*g*h / 0,00001 = 0,002 * 2 * 9,8 * 163,0 /0,00001 = 11310,4;

h = (P / p * g) - h1 = 163,0 (м);

количество вытекшей жидкости, за час, определяют по формуле:

Qж = 0,6437 * S * 2 * g * h * 3600 = 0,411 (м**3 / час.);

количество нефти:

Qн = 0,118 (тонн / час.);

количество разлившейся нефти:

Qразл. = Qн * Т = 0,118 * 8 = 0,94 (тонн);

количество впитавшейся нефти:

Qвпит. = Vгр. * k * р = Sгр. * hпр. * k * p = 0,128064 (тонн);

количество испарившейся нефти:

Qисп.= Qразл. * 0,12 = 0,113 (тонн);

количество убранной нефти:

Qубр.= Qразл. - Qвпит. - Qисп. = 0,703 (тонн);

За 1997 год в НГДУ»Правдинскнефть»произошло 39 отказов трубопроводов из них:

нефтепроводов 30;

водоводов 7;

газопроводов 2;

что привело к загрязнению 4,136 га площади земли. Площадь нарушенных земель на 1.01.97 составила 62,14 га.

Затраты на ликвидацию порывов составили 936,389 млн. рублей. Финансовые потери от недополученной нефти составили 873,820 млн. рублей.

По фактам порывов в 1997 году было предъявлено 378,6 млн. рублей штрафов.

В 1997 году была произведена рекультивация земель 37,609 га, в том числе:

- песком 16,822 га;

- взрывом 2,687 га;

- биопрепаратами 18,1 га;

С учетом того что биопрепаратами производилась повторная рекультивация земель, необходимо считать, что в 1997 году рекультивировано 37,609 - 18,1 = 19,509 га. А общая сумма затраченная на рекультивацию составила 18310,6 млн. рублей.

Природоохранные мероприятия должны соответствовать требованиям и нормативных актов, государственных стандартов по охране окружающей среды:

1.Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду:

а). Основные источники загрязнения окружающей среды при ГРП:

жидкости для проведения ГРП;

горюче смазочные материалы (ГСМ);

продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания;

хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

загрязненные ливневые воды.

б). Виды возможного воздействия на природную среду при ГРП:

загрязнение жидкостями ГРП и химреагентами, используемыми в составе жидкостей для проведения ГРП, ГСМ: почвы, поверхностных водоемов, атмосферного воздуха.

в). Возможные объекты воздействия:

почвы;

недра;

поверхностные водоемы;

атмосферный воздух;

растительный и животный мир.

2.Природоохранные мероприятия при ГРП.

В качестве жидкостей для проведения ГРП предусмотрено использование составов на основе нефти, которые обрабатываются реагентами фирмы»CLEARWATER Inc.». По данным фирмы большинство используемых реагентов ориентировочно имеют 2-3 класс опасности. Кроме того, основа составов вещества 3 класса токсичности, что представляет потенциальную опасность для окружающей среды. В связи с этим основным природоохранным мероприятием при проведении ГРП является исключение возможности проникновения жидкости разрыва в окружающую среду, что достигается следующими мероприятиями:

- для предотвращения разлива жидкости при сборке-разборке коммуникаций под арматуру и быстросъемные соединения трубопроводов устанавливаются переносные емкости (поддоны);

- приготовление жидкостей ГРП производится по технологии, исключающей попадание её компонентов в почву;

- проводить операцию по ГРП в скважинах с негерметичной обсадной колонной и соответственно с заколонными перетоками запрещено.

2.7 ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Техника безопасности при производстве ГРП должна соответствовать следующим требованиям:

к работам по ГРП допускаются лица, прошедшие обучение

и проверку знаний по технике безопасности по проводимой

работе. Перед началом работ участникам операции производит-

ся инструктаж на рабочем месте;

общее руководство процессом ГРП осуществляет ответственный руководитель - представитель подрядчика, в соответствии с планом и регламентом принимает решения о проведении работ, не предусмотренных этим планом и несет ответственность за их выполнение;

руководитель должен спланировать размещение оборудования таким образом, чтобы свести к минимуму возможное воздействие вредных производственных факторов от силовых установок, агрегатов, химреагентов, нефти на рабочий персонал, а так же взрыва и пожара;

имеющиеся в наличии трубы, шланги и инструмент должны быть уложены в штабель с противораскатными стойками на рабочих мостках. Рабочая площадка должна быть освобождена от посторонних предметов;

руководитель и его помощники оборудуются портативными средствами связи;

опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначаются специальными сигнальными знаками с надписями;

работы по ГРП, включая подготовительные работы, должны проводиться рабочими в специальной одежде и касках;

в темное время суток ГРП разрешается проводить только в случае если обеспечивается освещенность устья скважины и зоны высокого давления не менее 26 лк и шкал контрольно-измерительных приборов - 50 лк.

все транспортные средства не задействованные в проведении ГРП должны быть удалены на безопасное расстояние - не менее 50 метров от зоны линий высокого давления;

все оборудование должно соответствовать техническим и технологическим требованиям норм и правил, находиться в исправном, рабочем состоянии и использоваться только по назначению;

при проведении ГРП рабочий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны;

при работе с химреагентами персонал должен быть экипирован в спецодежду и обязан пользоваться средствами индивидуальной защиты: резиновые рукавицы, керзовые или резиновые сапоги, очки для химической защиты слизистой оболочки глаз, респиратор либо многослойная марлевая повязка.

2.8 РАСЧЕТ ВЫБРОСОВ ФАКЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА НА ДНС-1 ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

Произведем расчет выбросов факельного устройства на ДНС-1 Приразломного месторождения, используя следующие исходные данные:

1. Состав газа:

Показатель	С1	С2	С3	С4	С5	СO2	N2
%, объемный	83,39	8,76	4,9	1,3	0,25	0,6	0,8
%, массовый	68,26	13,44	11,03	3,85	0,93	1,35	1,14

расход газа - 3,043 млн. м ³/год;

молекулярная масса - 19,59;

время работы оборудования - 8760 час/год;

плотность газа - 0,81 кг/ м ^3.

РАСЧЁТ:

1. Расчет показателя адиабаты для сжигаемой смеси:

Компонент	С1	С2	С3	С4	С5	СO2	N2
Vi	83,39	8,76	4,9	1,3	0,25	0,6	0,8
Ki	1,31	1,21	1,13	1,1	1,08	1,3	1,4
Vi Ki	109,24	10,6	5,54	1,43	0,27	0,78	1,12

;

Показатель адиабаты К рассчитывается для попутного газа по значениям адиабаты К_i для компонентов как средневзвешенное:

где:

V_i - объемное содержание i-го компонента в сжигаемом попутном газе;

K_i - адиабата i-ой компоненты газа;

K = 0,01 128,98 = 1,2898;

2. Расчет скорости распространения звука в сжигаемой газовой смеси:

где:

_г - условная молекулярная масса сжигаемой газовой смеси;

Т₀- температура попутного газа, подаваемого на входное сопло (20 ⁰С);

К - показатель адиабаты для сжигаемой смеси;

3. Рассчитываем скорость истечения:

При отсутствии прямых измерений скорость истечения принимается в соответствии с»Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем»:

Для выбора удельных выбросов при сжигании попутного газа на факельных установках выполняется проверка условия бессажевого горения, которая заключается в проверке неравенства:

199,9 0,2 399,8 199,9 79,96 - неравенство выполняется, т.е. горение бессажевое.

Расход газа: 3,043 10⁶ 0,81 0,001 = 2464,83 (тонн/год) 281,37 (кг/час);

4. Рассчитаем удельные выбросы углеводородов (в пересчете на

метан):

0,0197,510,0006=0,00059 (кг/кг), где 97,51 - массовое содержание углеводородов в газе, %;

5.Рассчитаем максимально - разовые выбросы вредных веществ по формуле:

оксид углерода:

- диоксид азота:

бенз(а)пирен:

углеводороды:

6. Рассчитаем валовые выбросы по формуле:

- оксид углерода:

- диоксид азота:

- бенз(а)пирен:

- углеводороды:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целью гидроразрыва пласта является интенсификация текущей нефтедобычи при разработке низкопроницаемых залежей и повышения в конечном итоге коэффициента нефтеотдачи по месторождению.

Основным видом деятельности ОАО»Юганскнефтегаз», входящей в состав нефтяной компании»ЮКОС», является нефтедобыча.

Дополнительная добыча нефти за счёт гидроразрыва пласта за период с 1997 по 2005 годы составит около 9,482 млн. тонн.

Факторы обеспечивающие успех планируемых работ по гидроразрыву пласта:

- наличие необходимой ресурсной базы;

- наличие большого фонда скважин, перспективных для проведения гидроразрыва;

- осуществление гидроразрыва пласта фирмами, обладающими большим опытом проведения такого рода работ - АОЗТ

«ЮганскФракМастер».

- использование своевременной высококачественной зарубежной техники, технологии и материалов, обеспечивающих стабильный успех гидроразрыва пласта.

Возможные факторы риска проведения гидравлического разрыва пласта:

- снижение технологического эффекта от планируемых операций в связи с тем, что наиболее перспективные для гидроразрыва скважины уже обработаны;

- опасность возникновения трещин в водоносных зонах залежи, что ведёт к быстрой обводнённости продукции;

- недостаточная геологическая изученность месторождений;

- сложное геологическое строение объектов разработки;

Основная задача гидроразрыва пласта заключается в том, чтобы перевести разработку нерентабельных и низкорентабельных залежей, в разряд рентабельных.

На месторождениях ОАО»Юганскнефтегаз»технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года - впервые в Западной Сибири, и имеет стабильный эффект.

Работы по проведению гидроразрыва проводятся акционерным обществом закрытого типа»ЮганскФракМастер». Операция по гидроразрыву пласта включает в себя закачку около 100 - 150 куб. м жидкости и около 10 тонн расклинивающего агента.

В результате проведённых на месторождениях ОАО»Юганскнефтегаз»операций по гидроразрыву пласта, дебит нефти увеличился в среднем в 3,4 раза. Увеличение дебита составило в среднем около 20 тонн в сутки. Дополнительная добыча нефти за счёт выполненных 1 113 операций гидроразрыва на начало 1996 года составляет 9,5 млн. тонн. Наиболее успешные результаты от проведенных операций по гидроразрыву получены на Приразломном, Средне - Асомкинском, Мало - Балык-ском, Южно - Асомкинском, Южно - Сургутском, Мамонтовском, Приобском (пласт А10) месторождениях.

Применение гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО»Юганскнефтегаз»имеет наиболее значительные перспективы: ввиду высокой доли запасов низкопродуктивных залежей, так как высокопродуктивные залежи в достаточной степени выработаны. К инвестированию предлагаются четыре месторождения, на которых получены наиболее высокие результаты и где запланированы в период до 2005 года необходимые объёмы гидроразрыва пласта и ожидается высокая дополнительная добыча нефти:

- Мало-Балыкское месторождение (ачимовская толща); - Приразломное месторождение (пласт БС4-5);

- Средне-Асомкинское месторождение (пласт Ю1);

- Приобское месторождение (пласт А10, А11)

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ №1

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГОРИЗОНТА БС 4-5

ПАРАМЕТРЫ	ЗНАЧЕНИЯ
1	2
Глубина залегания	2430-2720 м
Тип залежи	Литологически экранированная
Тип коллектора	Терригенный поровый
Абсолютная отметка ВНК	2559,2 м
Средняя нефтенасыщенная толщина	11,8 м
Средняя проницаемость	15 мД
Средняя пористость	18 %
Средняя нефтенасыщенность	71 %
Начальное пластовое давление	25,4 МПа
Пластовая температура	80 0С
Вязкость нефти в пластовых условиях	1,34 МПа с
Газовый фактор	68 м3 / т
Плотность нефти в поверхностных условиях	855 кг/ м3
Содержание серы	0,9 %
Содержание парафина в нефти	3,35 %
Содержание смол и асфальтенов в нефти	7,63 %
Температура застывания нефти	- 6 0С

ПРИЛОЖЕНИЯ № 2.

КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ НЕФТЯНОГО ГАЗА, РАЗГАЗИРОВАННОЙ И ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ (МОЛЬНОЕ СОДЕРЖАНИЕ, %) ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Наименование	Пласт БС4-5
	При однократном разгазировании пластовой нефти при стандартных условиях.	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в промысловых условиях.	Пластовая нефть
	Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
Сероводород
Углекисый газ	1,48		1,87	0,01	0,07
Азот + редкие	0,56		0,7	0	0,26
Вт.ч. гелий	0,0095
Метан	53,54	0,07	59,85	0,04	22,3
Этан	12,74	0,18	13,56	0,5	5,34
Пропан	17,93	1,34	15,56	3,78	8,13
Изобутан	2,42	0,53	1,85	1,38	1,56
Норм. Бутан	6,74	2,59	4,36	4,79	4,62
Изопентан	1,38	1,54	0,69	2,06	1,55
Норм. Пентан	1,92	3,16	0,93	3,62	2,62
Гексан	1,18	7,5
Гептан	0,26	6,32	0,63	83,82	52,92
Остаток (С8+высшие)	0,05	76,77
Молекулярная масса	30,14	216	26,69	207,7	140,5
Плотность
Газа, кг/м3	1,253		1,118
Газа относительная	1,0398
Нефти, кг/м3	863			857	778

Приложение 3.

До настоящего времени работы по проведению гидроразрыва пласта на месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»проводились двумя подрядчиками:

АОЗТ»Юганскфракмастер»- совместное с фирмой»Кана-диен Фракмастер лимитед»предприятие»Юганскфракмастер»создано в 1989 году для проведения гидроразрыва. Задача совместного предприятия (далее СП) - проектирование и производство гидроразрыва пластов на основе канадской технологии, оборудования и технического опыта с использованием российских специалистов. Располагая современным надёжным оборудованием, концентрируя внимание на проектировании обработок. СП добивается максимальной оптимизации процесса гидроразрыва применительно к геолого-промысловым условиям нефтяных залежей месторождений АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ». Предприятие имеет в своём составе 11 бригад, высоко технически оснащённых.

Управление»ИНТРАС»- создано в 1991 году для прове-дения гидроразрыва пласта. Управление имело в своём составе 14 бригад, оснащено двумя комплектами специальной техники для проведения гидроразрыва пласта американских фирм»Стюарт и Стивенсон»и»Кремко», что позволяло достигать аналогичных показателей.

ПРИЛОЖЕНИЯ № 4.

АНАЛИЗ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН.

ТАБЛИЦА № 1

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКВАЖИН ПО ОБВОДНЕННОСТИ И ПО СПОСОБАМ ЭКСПЛУАТАЦИИ, за 1997 год.

Интервал обводненности %	Способ эксплуатации
	Фонтан	УЭЦН	УШГН	УВН	ВСЕГО
0-2	20	15	5	--	40
2-5	42	183	19	1	245
5-10	47	118	14	4	183
10-20	4	18	1	--	23
20-30	--	--	--	--	--
30-40	--	--	--	--	--
40-60	2	2	--	--	4
60-80	5	--	--	--	5
80-90	4	1	1	--	6
90-100	9	--	--	--	9
ВСЕГО	133	337	40	4	515

По состоянию на начало 1997 года добывающий фонд скважин месторождения составил 688 скважин из них:

- 173 (25 %) фонтанных;

- 497 (75 %) механизированных.

ТАБЛИЦА № 2

СОСТОЯНИЕ ФОНДА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.

ФОНД СКВАЖИН	КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН
1	2
Эксплуатационный фонд, всего	688
В т.ч. фонтан	173
ЭЦН	382
ШГН	115
Дающие продукцию всего	358
В т.ч. фонтан	73
ЭЦН	238
ШГН	47
Простаивающий фонд, всего	57
В т.ч. фонтан	10
ЭЦН	34
ШГН	13
1	2
Бездействующий фонд, всего	255
В т.ч. фонтан	90
ЭЦН	110
ШГН	55
В освоении	18

ПРИЛОЖЕНИЯ № 5.

ТАБЛИЦА № 1.

ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГРП.

Показатели	Дебит, т/сут	Обвод %	Дебит, т/сут	Обвод %	Дебит, т/сут	Обвод %	Дебит, т/сут	Обвод %
	Нефти	Жидк		Нефти	Жидк		Нефти	Жидк.		Нефти	Жидк
	1995	1996	1997	1995-1997
До ГРП	6,8	7,3	7	6,3	7	10	5,8	6,3	8	6,5	7	8
После ГРП	36,7	39,7	8	28,6	31	8	23,4	25,4	8	25,2	27,3	8

ТАБЛИЦА № 2.

ОБЩАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ.

УСПЕШНОСТЬ	ЭФФЕКТИВНОСТЬ НА 1 ДОБЫВ. СКВ., Т	ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ,Т
95,5	5595,7	777803

ТАБЛИЦА № 3.

УСПЕШНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП.

КОЛ-ВО УСПЕШНЫХ ОПЕРАЦИЙ	КОЛ-ВО ВВЕДЕННЫХ ПОСЛЕ ГРП СКВАЖИН.	ПОКАЗАТЕЛЬ УСПЕШНОСТИ,%
127	133	96,0

ТАБЛИЦА № 4.

ДИНАМИКА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА ПЛАСТ БС_4-5.

Предприятие	Количество ГРП по годам.	ВСЕГО
	1990	1991	1992	1993	1994
1	2	3	4	5	6	7
1	2	3	4	5	6	7
ЮФМ	6	10	33	48	64	161
ИНТРАС	--	--	--	--	13	13
ИТОГО	6	10	33	48	77	174

СРЕДНЕГОДОВОЙ ПРОГНОЗ ПАДЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН ПОДВЕРГНУТЫХ ГРП

Рисунок 1

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ ПО ГОДАМ ДО И ПОСЛЕ ГРП

Рисунок 2.

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ОБВОБНЕННОСТИ ПО ГОДАМ ДО И ПОСЛЕ ГРП

Рисунок 3.

Рисунок № 1. Организационная структура НК»ЮКОС».

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Е.Г. Богатырёва, А.Ю. Востриков, Т.Г. Шлякова, С.В. Гусев, А.Г. Лепихин, В.П. Горшенина «Технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта» Интесификация добычи нефти по скважинам АО «Юганскнефтегаз» с помощью гидроразрыва пласта», Тюмень, Нефтеюганск 1996 год;

2. А.Н. Дмитриевский»Фундамент новых технологий нефтегазодобывающей промышленности», МОСКВА, «Вестник российской академии наук», том 67 №10, 1997 год;

3. Е.И. Бухалин.»ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН» 1993 год, изд.»НЕДРА»г.МОСКВА

4. И.Т. Мищенко СБОРНИК ЗАДАЧ ПО ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКЕ НЕФТЕДОБЫЧИ 1988 год, изд.»НЕДРА»г.МОСКВА

5. РЕГЛАМЕНТ НА ТЕХНОЛОГИЮ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОНЫХ ОБРАБОТОК НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ»ГЛАВ-ТЮМЕННЕФТЕГАЗА»», СТО № 51.00.026-86.

6. В.Филиппов, С.Жданов»СОЗДАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ» Журнал»НЕФТЬ и КАПИТАЛ», июнь 1997г.

7. Материалы годовых отчётов за 1997-98 года:

ОАО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»;

НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»;

Управления»ЮГАНСКНЕФТЕПРОМХИМ»;

«НЕФТЕЮГАНСКОЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОЙ ТЕМ. ПАРТИИ»

8. О состоянии ведения опытно промысловых работ по разработкам ВНИИЦ»НЕФТЕГАЗТЕХНОЛОГИЯ»на месторождениях АО» ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», г. УФА, 1995 г.

9. Материалы отделов охраны окружающей среды, ОАО «Юганскнефтегаз»и НГДУ»Правдинскнефть»;

10. Barry Brady, Jack Elbel (Tulsa, Oklahoma, USA) и Bobby Poe (Houston, Texas, USA)»Гидроразрыв пласта:»Современны достижения в области проектирования обработки скважин методом гидроразрыва», Oilfield Review, октябрь 1992 год;

11. А.В. Фомочкин, А.П. Проскуров»Сборник задач по охране труда в нефтяной и газовой промышленности», МОСКВА, 1988 год.

12. А.В. Белов,»Авторский надзор за разработкой Приразломного месторождения НГДУ»ПН»», Тюмень 1996 год.

13. Методические указания по выполнению дипломных и курсовых проектов:

- Г.Е. Панова»Инженерные расчеты по курсу»Охрана труда», Ч1, Москва 1979 год;

- П.С. Белов, И.Ф. Крылов, Б.П. Тонконогов»Указания по оформлению графической части дипломных проектов», Москва, 1987 год.

14. И.Т. Мищенко,»Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра, 1989 год.

15. В.И. Щуров, «Техника и технология добычи нефти», Москва, Недра, 1983 год.