Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м на Пашийский горизонт Кузайкинской площади

Примем следующие значения постоянных Св = 125 р/ч; tсп = 29,1 ч;

Сд = 68400( 215,9 С3 ГАУ); tв=0,9 ч.

Рассчитаем величины В, Д, М и С.

Скважина №1

В = Св/к = 125/(8,926*10) = 14*10;

Д = Св*(tсп+t в)/(К*Р) = 125*(79.1+0.9)/(8.926*10*5.9*10) = 712;

М = Сд/(К*Р) = 684/(8.926*10*5.9*10) = 129,9.

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Рд = 180 кН и

n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

С = В/(hд*Pд)+(Д+М)/(hд*Pд)=14*10/(49*(180*10))+(712+129,9)/ (49*(200*10))= 27978 руб/м.

Скважина №2

В = 125/(8,6*10) = 14,53*10;

Д = 125*(29,1+0,5)/(8,6*10*5,8*10) = 751;

М = 684/(8,6*10*5,8*10) = 137,13;

С = 14,53*10/(43*(200*10))+(751+137,13)/(49*(180*10))= 29252 руб/м.

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долота 215,9 МС3 ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3 ГАУ, то последнее рекомендуется для бурения в интервале 1557-1806 м.

Аналогичным образом производится выбор оптимального долота для первого интервала 1245-1557 м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот 215,9 С3 ГАУ и

215,6 МС3 ГАУ:

hд = 57 м; tб = 129 ч; Uм = 0.43 м/ч.

hд = 58.3 м; tб = 138 ч; Uм = 0.4 м/ч.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 20

Интервал одинаковой буримости	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим	Прогнозируемые показатели работ долота	Рациональный тип долот
		Рд, кН	nд, об/мин	hд, м	tб, ч	Uм, м/ч	С, Руб/ч
1615-1815	215,9 С3 ГАУ	180	49	57	129	0,43	26978	215,9 С3ГАУ
	215,9 МС3ГАУ	180	49	58,3	138	0,4	29365



11. Выбор и расчет компоновки бурильной колонны для бурения различных интервалов

11.1 Турбинный способ бурения

11.1.1 Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

dубт(1) = (0.65 - 0.85)*0.2159 = 0.14 - 0.184 м.

С учетом табличных данных окончательно dУБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб.

Днк = dн = 0.127 м.

dнк/dубт(1) = 0.127/0.178 0.71 < 0.75

По этому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром

dубт(2) =0,146 м.

поскольку

dубт(1)/dубт(2) = 0,146/0,178 = 0,82 > 0,75, то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ - 178 и УБТ - 146 изготовленные из стали «Д».

Примем коэффициент л1 = 0,7.

Определим длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд =200 кН.

Lубт = 1.15*Pд/(g*(1-с/сн)*[л1*qубт(1)+1/(n-1)*(1-л1)*qубт(1))]*cosб) = 120 м.

Найдем длину первой ступени УБТ:

Lубт(1) = л1* Lубт

Lубт(1) = 0,7*120 = 84 м.

Lубт(2) = 120 - 84 = 36 м.

Окончательно принимаем Lубт(1) = 75 м , т.е. 3 свечи по 25 метров,

Lубт(2) = 50 м , 2 свечи по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости:

Qкнбк = g*(Gзд + qубт(1)* Lубт(1) + qубт(2)* Lубт(2) )* ( 1-с/сн)

Qкнбк = 9,81(4790 + 156*75 + 103*50)*(1-1020/7850) = 184 кН.

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:

Lкнбк = Lзд + Lубт(1) + Lубт(2) = 25,7 + 75 + 50 = 150,7 м.

11.1.2 Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ 127*9Д (предел текучести д = 373 мПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Qнк = g*Lнк*qнк* ( 1-с/сн)

Qнк = 9,81*250*29,8(1 - 1020/7850) = 63,7 кН.

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (Uд = 80 м/с)оценим по формуле:

?Pд = с* Uд/(2*м)

?Pд = 1020*80/(2*0.95) = 3.5 мПа.

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

?Pт.б = ?Pт.б*с/ст*(Q/Qr)

?Pт.б = 4,5*10*1020/1200*(0,04/0,03) = 6,6 мПа.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

др = [k*(Qкнбк + Qнк ) + (?Pзд + ?Pд)*Fk(1)]/Frp(нк)

др = [1,1*(184*10+63,7*10)+(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/33,4*10 = 109 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

кд = н *дт/ (др+3ф) = 0,8*303*10/ ((109*10 )+(18,7*10 )) = 2

Что выше допустимого значения кд = 1,35

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L1 = [Qзап(1) - k*( Qкнбк + Qнк)*( ?Pз б+ ?Pд)* Fk(1)]/(k*g*q*(1-с/сн))

где

Qзап(1) = н*Qр(1)/кз = 0,8*1400*10/2 = 560 кН

тогда

L1 = [560*10 - 1,1*(184*10+63,7*10)-(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/

(1,1*9,81*25*8*(1-1000/7850)) = 691 м.

уточним длину первой секции труб:

L1 = 900 - 25,7 - 150,7 - 250 = 473,6 м.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле:

Q1 = g*L1*q1*(1-с/сн)

Q1 = 9,81*473,6*25,8*(1-1020/7850) = 120 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.

Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

nзап = C*Qкл/(Qкнбк + Qкн + Q1) = 0.7*1180*10/((184 + 63.7 + 120)*10) = 2.25

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ - 178 - 26 кН и УБТ - 146 - 15 кН.

По таблице для соединения труб ТБПВ 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 21

Показатели	Номер секции
	УБТ	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм		УБТ-146	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Внутренний диаметр труб, мм	90	74	109	109
Интервал расположения секций, м	799,3-874,3	749,3-799,3	499,3-249,3	0-499,3
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д	Д
Длина секций	75	50	250	499,3
Нарастающий вес колонны, кН	132	184	247,7	367,7

11.2 Роторный способ бурения

11.2.1 Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

dубт = 0,7*0.2159 = 0,17 м.

С учетом табличных данных окончательно dУБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным выбираем диаметр бурильных труб.

dн = 0.127 м.

примем диаметр труб равным диаметру остальных бурильных труб:

Днк = dн = 0.127 м.

dнк/dубт(1) = 0.127/0.178 = 0.71

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ-178, изготовленной из стали «Д».

Определим длину одноступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд =180 кН.

Lубт = 1,15*180*10/[9,81*(1-1020/1785)*145] = 175 м.

Окончательно принимаем Lубт = 175 м , т.е. 7 свечи по 25 метров,

Общий вес УБТ в жидкости:

Qкнбк = 9,81(175*145)*(1-1020/7850) = 196 кН.

Lкнбк = 175 м.

11.2.2 Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ 127*9Д .

Вес НК в жидкости вычисляем:

Qнк = 9,81*250*29,8(1 - 1090/7850) = 62,7 кН.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

др = [1,1*(196*10+62,7*10)+3,86*10*93,3*10]/33,4*10 = 95 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

кз = 0,8*373*10/ ((95*10 )+3*(19**10 )) = 2,94

Что выше допустимого значения кд = 1,45

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L1 = [Qзап(1) - k*( Qкнбк + Qнк) - ?Pд* Fk(1)]/(k*g*q*(1-с/сн))

где

Qзап(2) = 0,8*1840*10/(1,04*1,45) = 976 кН

тогда

L1 = [976*10 - 1,1*(196*10+62,9*10) - 3,86*10*93,3*10]/

(1,1*9,81*29,8*(1-1090/7850)) = 1366 м.

уточним длину первой секции труб:

L1 = L - Lкнбк - Lнк = 1806 - 175 - 250 = 1381 м.

Вес первой секции труб в жидкости:

Q1 = 9,81*1381*29,8*(1-1090/7850) = 347 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.

Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

nзап = C*Qкл/(Qкнбк + Qкн + Q1) = 0.7*1560*10/((196 + 62,9 + 347)*10) = 1,65

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ - 178 - 26 кН.

По таблице для соединения труб ТБПВ 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 22

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Внутренний диаметр труб, мм	90	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д
Интервал расположения секции	1631-1806	1381-1631	1381-0
Длина секции, м	175	250	1381
Нарастающий вес колонны, кН	196	258,7	605,7



12. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

12.1 Выбор состава промывочной жидкости

В состав бурового раствора, применяемого при бурении интервала 1744-1806 м. будут входить следующие компоненты:

1. В качестве дисперсной фазы используется вода.

2. Глина - является важной частью дисперсной фазы.

3. Кальцинированная сода NaCO. Ее ввод в буровой раствор необходим для связывания ионов Са и регулирования водородного показателя рН.

4. Карбоксилметилцеллюлоза(КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

5. Барит - добавляют в раствор для увеличения плотности бурового раствора.

6. Полиакриламид(ПАА) - добавляют в раствор в качестве стабилизатора.

12.2 Расчет массы материала для раствора

Масса материала для раствора, расходуемого при бурении в интервале 1744-1806 м:

m = f*g*Vбур

где

g - концентрация компонентов в буровом растворе, кг/м.

a - повышающий коэффициент, учитывающий расход реагентов на повторные обработки раствора в процессе бурения (a=1,04).

Рассчитываем массу глины(130 кг/м):

m = 1,04*130*3,25 = 439,4 кг.

Масса кальцинированной соды(4 кг/м):

m = 1,04*4*3,25 = 13,52 кг.

Масса мела(110 кг/м):

m = 1,04*110*3,25 = 371,8 кг.

Масса КМЦ(4 кг/м):

m = 1,04*4*3,25 = 13,52 кг.

Масса полиакриламида(2 кг/м):

m = 1,04*2*3,25 = 6,76 кг.

Остальную массу занимает техническая вода.



13. Выбор аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины

13.1 Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости

Для контроля качества промывочной жидкости на буровой устанавливается мерная емкость 9 м для технологических целей. С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы: ареометр, полевой вискозиметр ВП-5, ВМ-6.

1. Для измерения относительной плотности бурового раствора служит ареометр АГЗ. В комплект прибора входят ведро с крышкой и съемного груза. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность бурового раствора в пределах от 0,9 до 1,7. без груза ареометр имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от

-0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения относительной плотности не только пресную, но и минерализованную воду. Единиц измерения плотности [с] = [кг/м]. Единица измерения относительной плотности [с0] = [ - ].

Для более точных измерений пользуются пикнометром.

Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд с притертой пробкой, через которую проходит цилиндрический канал небольшого диаметра, служащий для измерения плотности при определении пикнометром.

2. Условную вязкость измеряют с помощью стандартного вискозиметра

ВП-5. В комплект этого прибора входят воронка. Кружка и сетка. В нижнюю часть воронки запаяна трубка длинной 100 мм и внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделена на 2 части. Одна часть имеет объем

500 см, а другая 200 см. единица измерения условной вязкости: секунда. Пределы измерений 20-25 секунд.

3. Для определения водоотдачи и толщины глинистой корки используют прибор ВМ-6, имеющий напорный и фильтрационный узлы.

Фильтрационный узел прибора состоит из стакана, в котором в процессе замера находится глинистый раствор, стального перфорированного диска, клапана с резиновой прокладкой и поддона. В поддон ввинчивается винт, управляющий работой стакана.

Напорный узел состоит из напорного цилиндра и плунжера. К верхней части цилиндра присоединена стальная закаленная втулка. Закаленный плунжер, образующий пару с втулкой, снабжен грузом. К грузу прикреплена шкала. Градуированная в см при диаметре фильтра 75 мм.

Единица измерения водоотдачи - см/30мин.

Толщена фильтрационной корки - мм.

Пределы измерений водоотдачи - 4-8 см/30мин.

Пределы фильтрационной корки от 1-2 мм.

4. Водородный показатель замеряют при помощью лакмусовой бумажки. Затем по цвету определяют к какой среде относится данный раствор. Для чистой воды и нейтральных сред при 25 С с рН - 7; для кислых растворов

рН < 7, а для щелочных рН > 7. величина рН играет важную роль при регулировании свойств глинистых растворов. Органические реагенты, применяемые для разжижения глинистых растворов, обладают наибольшей разжижающей способностью в определенном диапазоне рН. Трубы из алюминиевых сплавов подвергаются интенсивной коррозии при рН > 10.

5. Для определения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2. основными частями этого прибора являются 2 соосных цилиндра. В один из цилиндров наливают глинистый раствори вращением другого разрушают структуру. Снимают показания, оставляют раствор в покое на 10 минут, после чего снимают показания снова. Q1, Q10 измеряется в Па.

6. Содержание песка в глинистом растворе определяют с помощью отстойника ОМ-2, который представляет собой металлический сосуд, соединенный в нижней части со стеклянной градуированной пробиркой. Прибор снабжен крышкой колпачком. Объем отстойника до отверстия

300 см. содержание песка определяется в %.

13.2 Контроль параметров режима бурения

Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.

Параметры режима бурения устанавливаются и контролируются с помощью средств измерения одиночных параметров (веса бурового инструмента и осевой нагрузки на забой скважины; крутящего момента на роторе; расхода бурового раствора; давления бурового и цементного растворов), а также комплекса приборов контроля и регистрации основных технологических параметров бурения.

К КИП для измерения одиночных параметров относятся ГИВ, преобразователи крутящего момента и усилий для измерения момента типов ДКМ и ПМР, индикаторы крутящего момента на роторе ГИМ-1 и КМР-1, расходомеры РГР-7 и РГР-100, манометр геликсный МБГ-1.

Нагрузку на забой с помощью ГИВ определяют как разницу между весом бурильной колонны, когда инструмент чуть приподнят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес инструмента, висящего на крюке талевой системы, определяется как произведение усилия в неподвижном конце каната на число его струн, несущих талевый блок. При этом учитывается начальное усилие в неподвижном конце от веса талевого блока, крюка и вертлюга. Нагрузка, действующая на вышку, вычисляется как произведение усилия в неподвижном конце талевого каната на общее число несущих струн плюс две струны (неподвижный и ходовой концы каната), т.е. учитываются дополнительные усилия на вышку, передаваемые через кронблок ходовым и неподвижным концами талевого каната. Для измерения веса бурильной колонны, подвешенной на крюке талевой системы, и косвенного определения осевой нагрузки на долото служит прибор, называемый индикатором веса. Перед началом бурения бурильную колонну, находящуюся над забоем, вращая вхолостую, медленно подают на забой, затем включают буровые насосы и замечают первое показание индикатора веса; второе его показание отсчитывают в начале бурения. Нагрузка на забой будет равняться разности показаний индикатора веса до и после начала бурения, умноженной на число струн талевого блока. В индикаторе веса использован принцип измерения горизонтальной составляющей натяжения неподвижного конца каната. Для уменьшения габаритов и веса индикатора он рассчитывается на усилие не от всего веса бурильной колонны, а лишь на усилие в неподвижном конце талевого каната; изменение этого усилия пропорционально нагрузке на крюке.

Гидравлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора давления и манометров - показывающего и самопишущего. По показывающим приборам бурильщик контролирует текущий процесс бурения. По записи диаграммы самопишущего манометра изучают процесс бурения скважины и работы, связанные с ее проходкой.

Основными узлами гидравлического индикатора (рис. 14.1.) являются гидравлический трансформатор давления 7, манометр б, показывающий прибор (верньерный) 5, регистрирующий прибор 4 с крапом 2 и пресс-бачком 3.

Схема гидравлического индикатора веса ГИВ-6

Все перечисленные устройства соединены в единую гидравлическую систему трубкой 1, заполненной специальной жидкостью из пресс-бачка. Насос используется для закачки жидкости в систему, вентиль - для отключения системы от насоса после закачки. Трансформатор давления является преобразователем усилий в неподвижном конце талевого каната в величины давления, передаваемые на показывающий и самопишущий манометры. Трансформатор представляет собой гидравлическую мессдозу, состоящую из литого корпуса и резиновой (с кордом) мембраны, расположенной внутри него. На мембрану опирается тарелка, несущая средний ролик. Трансформатор монтируется на неподвижном конце талевого каната, изгибающегося между крайними и средним (опорным) роликами. На средний ролик действует горизонтальная составляющая натяжения в канате, вызванная его изгибом. Усилие, действующее на тарелку, определяется натяжением и углом изгиба каната. Показывающим и самопишущим манометрами измеряется давление, пропорциональное усилиям, действующим на мембрану. Благодаря объемным деформациям упругих элементов манометра, а также соединительных трубок тарелка при увеличении давления несколько перемещается и изменяет угол изгиба каната. Это обстоятельство, согласно данным А.В. Синельникова, вносит нелинейную зависимость между давлением в трансформаторе и усилием в канате. Поэтому, чтобы пользоваться индикатором веса, необходимо иметь градуировочную таблицу, которая составляется при тарировке прибора на заводе, изготовляющем приборы. Следовательно, индикатор веса - прибор, имеющий индивидуальную шкалу.

Датчик крутящего момента ДКМ

Техническая характеристика ГИМ-1

Диапазон измерения контролируемой величины, кН·м 0-300

Максимальное давление в гидросистеме прибора, МПа 4

Основная приведенная погрешность измерения, % ±2,5

Максимальное расстояние от датчика до показывающего прибора, м 10

Температура окружающей среды, ⁰С -50?+50

В комплексе СКУБ для измерения момента на роторе используется преобразователь усилий типа ПМР (рис. 14.4). Мембрана 9 установлена в корпусе 3 и закреплена винтом 10. К кронштейнам 4 и 7, жестко соединенным с мембраной 9, прикреплены катушка 6 дифференциального трансформатора и плунжер 8. На кронштейнах установлен дифференциально-трансформаторный преобразователь. Корпус 3 ввинчен в сварной корпус 5, с помощью которого преобразователь устанавливается на основании, ПМР или на основании опор качающегося редуктора. На резьбовой конец мембраны навинчивается стакан 11 с тарельчатыми пружинами 2 и пята 1, воспринимающая усилие болта (при карданно-редукторном приводе) или рамы (при цепном приводе).

Техническая характеристика ПМР

Верхний предел измерения, кН 30

Основная приведенная погрешность измерения, % ±1,5

Температура окружающей среды, ⁰С-50-+50

Масса, кг 12

Габариты, мм 187х145х200

При управлении процессом бурения скважин необходим контроль момента вращения бурильной колонны, работающей в напряженном состоянии, так как превышение установленного значения крутящего момента может привести к сложной аварии. Крутящий момент устанавливают по изменению упругих свойств вала, углу его закручивания, тангенциальным напряжениям на поверхности или по изменению силы активного тока ротора электродвигателя. В качестве преобразователей крутящего момента в электрический сигнал могут быть использованы индуктивные, индукционные, емкостные, магнитоупругие, струнные, тензометрические типы датчиков. Момент на роторном столе контролируют по усилию, передаваемому ротором подроторному основанию. Крутящий момент измеряют независимо от направления вращения ротора и натяжения цепной передачи. Крутящий момент роторного стола, приводящего во вращение колонну труб с инструментом, определяют по изменению натяжения цепной передачи датчиком ДКМ, который устанавливают под ведущей ветвью цепи привода (рис. 14.2). При помощи регулировочного болта 2 и тарельчатой пружины 3 создается начальная стрела прогиба цепи привода роторного стола в месте соприкосновения звездочки 4, установленной на рычаге 1, с цепью (рис. 14.2). При изменении крутящего момента натяжение цепи меняется, что приводит к перемещению траверсы 5. Перемещение последней влечет за собой деформацию тарельчатой пружины и смещение рычага 1, связанного с измерительной обмоткой преобразователя и вторичным прибором. Погрешность измерения не превышает ±2,5%. Индикатор крутящего момента на роторе ГИМ-1, используемый в комплексе Б-7, состоит из гидравлического преобразователя цепи ротора, рычага с рабочим колесом, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера (рис. 14.3).

Общий вид гидравлического индикатора крутящего момента на роторе ГИМ-1

Преобразователь усилий для измерения момента на роторе ПМР



Один из важнейших параметров режима промывки скважины - расход бурового раствора. Контроль за ним в нагнетательной линии насоса и на выходе из скважины позволяет установить возникновение газонефтепроявлений или поглощений, их интенсивность, момент окончания разбуривания поглощающих и проявляющих пластов, оценить эффективность изоляционных работ, т.е. свести к минимуму технико-экономические потери, связанные с осложнениями при бурении скважин. При турбинном способе расход бурового раствора характеризует режим бурения. Знание последнего необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической характеристикой забойного двигателя. Для измерения расхода разработаны различные устройства. Мгновенный расход бурового раствора в нагнетательной линии контролируют с помощью индукционного расходомера РГР-7 или сменившего его РГР-100.

Расходомеры РГР-7 (рис. 14.5) и РГР-100 предназначены для контроля мгновенного расхода электропроводных жидкостей, в частности бурового раствора на водной основе, и устанавливаются в напорном трубопроводе бурового или тампонажного манифольда. Преобразователь расхода по уровню взрывозащиты относится к особо взрывоопасному электрооборудованию. Расходомеры состоят из первичного и вторичного преобразователей и указывающего прибора (см. рис. 14.5). Принцип действия индукционного расходомера основан на законе электромагнитной индукции. Электропроводная жидкость может быть рассмотрена как бесконечное число проводников, при прохождении которых в магнитном поле возникает э.д.с., пропорциональная средней скорости потока. Система магнитного возбуждения 1 создает переменное магнитное поле, в котором по немагнитной и изолированной внутри трубе 2 протекает электропроводная жидкость. Индуциируемая в жидкости э.д.с. снимается с корпуса первичного преобразователя и одного электрода 3, введенного внутрь трубы, и подается в преобразовательный блок, где измеряется потенциометрическим методом. При этом компенсирующее напряжение снимается с потенциометра 4 через фазовращатель 5, получающий питание от системы катушек компенсации, находящихся в магнитном поле первичного преобразователя. Элемент сравнения б, построенный на триоде, дает сигнал разбаланса на усилитель 7 с выходом на реверсивный двигатель 8. Двигатель поворачивает движок реохорда, а вместе с ним ротор сельсина-датчика 9 сведения разбаланса к нулю и фиксирует угол, пропорциональный измеряемой э.д.с., т.е. мгновенному объемному расходу. Выходной сигнал с сельсина-датчика поступает на следующий сельсин указывающего (или регистрирующего) прибора 10.

Расходомер РГР-7

Техническая характеристика РГР- 7 и РГР-100

Тип расходомера РГР-7 РГР-100

Предел измерения, л/с 75 100

Основная приведенная погрешность, %. ±2,5 ±1,5

Дополнительная погрешность, %:

при отклонении частоты тока питания от номинальной ±5 Гц.±1

при работе с ферромагнитной средой ±1,5

Диаметр проходного сечения, мм 100

Рабочее давление, МПа 20 40

Питание:

ток. Переменный, однофазный

напряжение, В 220±33 220±66

частота, Гц 50±5

Потребляемая мощность, В.А. 370 400

Габаритные размеры, мм:

первичного преобразователя 800х340х282

600х350х350

вторичного преобразователя. 450х435х270

280х110х220

указывающего прибора 150х146х120

Масса, кг:

первичного преобразователя 80 60

вторичного преобразователя 20 6,1

указывающего прибора 3

Температура контролируемой среды, "С. 80

Удельная электропроводность контролируемой

среды, См/м. 10^-4? - 10

Температура окружающего воздуха, "С -40-+50

В отличие от существующих отечественных и зарубежных индукционных расходомеров РГР-7 и РГР-100 компенсируют влияние на показания прибора не только электрических, но и магнитных свойств жидкости (при работе на утяжеленных буровых растворах) и, кроме того, рассчитаны на работу при повышенных колебаниях параметров питания (при работе от дизель-генераторной установки).



Манометр буровой геликсный МБГ-1

Техническая характеристика МБГ-1

Предел измерения, МПа. 0-40; 0-25

Основная приведенная погрешность, %±2,5

Питание:

ток. Переменный, однофазный

напряжение, В 220±20

частота, Гц. 50±5

Габаритные размеры, мм:

первичного преобразователя 265х825х190

вторичного преобразователя 335х305х155

блока питания 210х146х145

Масса, кг:

первичного преобразователя. 9,5

вторичного преобразователя. 6,3

блока питания 5,6

Для измерения давления глинистого и цементного растворов при бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин применяют манометр буровой геликсный МБГ-1. Принцип действия прибора основан на преобразовании измеряемого давления в угол поворота бесконтактного сельсина-датчика с последующей передачей показаний. Манометр МБГ-1 (рис. 14.6) состоит из первичного преобразователя 3, блока питания 2 указателей 1, соединенных кабелем. Измерительным элементом первичного преобразователя служит многовитковая манометрическая геликсная пружина, которая воспринимает давление жидкости через резиновый разделитель. Разделитель и манометрическая пружина заполнены незамерзающей жидкостью. Угол поворота сельсина регулируется перестановкой цангового зажима на тот или иной виток манометрической пружины Регулировка позволяет получить линейную зависимость между углом поворота сельсина и давлением. Для сглаживания пульсаций давления на входе в манометрическую пружину установлен дроссель с регулирующей иглой.

Для контроля основных технологических параметров предназначен комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин (СКУБ) (табл. 14.1).

Таблица 23

Техническая характеристика комплексов СКУБ-М1

Показатели	Значение показателя для варианта
	00	01	02	03	04	05
1	2	3	4	5	6	7
Число контролируемых пара метров	8	8	9	15	15	15
Число функций, реализуемых в каналах контроля, в том числе: отображение на показывающем приборе регистрация выдача внешних информационных сигналов сигнализация отклонения от заданного режима выдача внешних сигналов управления	7 7 7 5 5	7 7 7 5 5	8 8 8 6 6	13 13 13 7 7	13 13 13 7 7	13 13 13 7 7
Пределы измерения контролируемых параметров: нагрузка на крюке, кН осевая нагрузка на буровой инструмент, кН подача бурового инструмента, м перемещение талевого блока, м давление нагнетания бурового раствора, МПа расход бурового раствора в нагнетательной линии, м/с частота вращения ротора, об/мин крутящий момент на роторе, кН·м крутящий момент на машинном ключе, кН м уровень раствора в приемных емкостях,м температура бурового раствора, 0С расход выходящего бурового раствора, %	1250 400	1600 400	2000 400	2500 400	3500 400	4000 400
	Не ограничена
	40 25 0,1 300 - 60 - --	40 25 0,1 300 -60 -- -	40 25 0,1 300 -60 -- -	40 25 0,1 300 60 60 1,6 100 100	40 40 0,1 300 60 60 1,6 100 100	40 40 0,1 300 60 60 1,6 00 100
Предел допускаемого значения основной приведенной погрешности измерения технологического параметра, %: по показывающему прибору внешнего выходного измерительного сигнала по программе регистратора	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5
Напряжение, В: электропитания внешнего выходного сигнала	220 0-10	220 0-10	220 0-10	220 0-10	220 0-10	220 0-10
Допускаемые отклонения пара метров электропитания, %: по напряжению по частоте	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10 15±4
Потребляемая мощность, В А	600	600	600	600	600	600
Масса, кг	306,5	306,5	312,7	381,1	380,2	380,2
Диапазон рабочих температур, 0С	-50?50	-50?50	-50?50	-50?50	-50?50	-50?50
Средняя наработка на отказ по фукциям, регулируемым в каналах контроля, ч	10000	10000	10000	10000	10000	1000
Средний срок службы, год	8	8	8	8	8	8

Комплекс приборов Б-7 объединения «Союзнефтегазавтоматика» позволяет контролировать и регистрировать нагрузку на долото, частоту вращения ротора, крутящий момент на роторе и механическом ключе, давление на выкиде буровых насосов и подачу бурового инструмента. В комплекс Б-7 входят следующие приборы: ГИВ-М - измеритель нагрузки; ГИД-1 - измеритель давления на выкиде буровых насосов, состоящий из датчика давления, показывающего прибора, соединительного шланга и запорного вентиля; датчик выполняет функции разделителя сред бурового раствора в напорном трубопроводе, измерителя, а также гасителя пульсаций; ИСР-1 - измеритель частоты вращения ротора, представляющий собой обычный электрический тахометр; ГИМ-1 - индикатор крутящего момента на роторе, состоящий из преобразователя силы, которая действует в ведущей ветви приводной цепи ротора, рычага с рабочим колесом, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера; в качестве показывающего прибора использован серийный, несколько модернизированный манометр; ИХН-1 - измеритель ходов поршня бурового раствора в единицу времени; расход раствора контролируется числом ходов поршня бурового насоса в единицу времени; в комплексе Б-7 число ходов поршня насосов замеряют с помощью прибора ИХН-1, который идентичен ИСР-1; ИП-1 - измеритель проходки; ГМК-1 - измеритель крутящего момента на механическом ключе, представляющий собой измеритель силы, которая действует на рукоятку ключа; Р-7 - многоканальный регистратор, служащий для одновременной синхронной записи всех указанных технологических параметров; с регистратором Р-7 совмещен измеритель подачи инструмента ИП-1; проходку измеряют, фиксируя на ленте регистратора Р-7 единичные интервалы в 10 см (табл.14.2).

Таблица 24 Техническая характеристика комплекса Б-7

Показатели	ГИВ-М	ГИД-1	ИСР-1	ГИМ-1	ИХН-1	ИП-1	ГМК-1	Р-7
Диапазон измерения контролируемой величины	-	0-25 МПа, 0-40 МПа	0-300 об/мин	0-300 кН·м	0-150 ход/мин	0-30 м	0-70 кН	Выходные параметры определяются выходными параметрами датчиков
Максимальная нагрузка на датчик, кН Максимальное давление в гидросистеме прибора, МПа Основная приведенная погрешность измерения, % Максимальное расстояние от датчика до показывающего прибора, м Температура окружающей среды, 0С	140 60 ±2,5 10 -50-+50	- 25 ±2,5 10 -50-+50	- - ±2,5 70 -40-+50	- 4,0 ±2,5" 10 -50-+50	- - ±2,5 70 -40-+50	- - ±1,0 - -50-+50	69 25 ±5,0 10 -50-+50	То же « ±2,5 - -50-+50
Габаритные размеры, мм: датчика показывающего прибора	362х280х280 432х105	200х180х125 210х62	132х130х130 -	585х380х170 194х223х66	132х130х130 -	- -	460х129х150 217х72х194	660х565х515 -
Масса, кг: датчика показывающего прибора	40,0 9,0	8,9 3,2	5,0 -	53,5 9,0	5,0 -	- -	12,0 8,0	48,0 -
Примечания: 1. Диапазон измерения контролируемой величины ГИВ-М зависит от оснастки талевой системы и плеча рычага при установке датчика на устройстве для перепуска каната. 2. Звездочкой обозначена погрешность измерения силы, действующей на датчик.

В настоящее время весьма актуальной стала задача существенного повышения достоверности измерений в критические моменты и их сохранения в независимом устройстве. Такое устройство, по аналогии называемое «черный ящик», должно регистрировать параметры буровой установки и сохранять их в течение например, 5-10 лет. В ЗАО Московское СКБ «Ореол» по заданию Волгоградского завода буровой техники разработано устройство регистрации предельных значений (РПЗ). Устройство предназначено для измерения, записи в энергонезависимую память и сохранения неопределенно долго текущих значений нагрузки на крюк и давления в подающей магистрали буровой установки и позволяет восстанавливать динамику изменения этих параметров при анализе режимов работы оборудования, в том числе, в случае возникновения аварийной ситуации. Функциональная схема устройства приведена на рис. 7.7.

Функциональная схема РПЗ

По своему предназначению РПЗ относится к устройствам типа «черный ящик». Зарегистрированные устройством значения параметров не могут произвольно корректироваться или уничтожаться, считывание хранящейся информации производится с помощью компьютера, имеющего специальное программное обеспечение. Устройство обеспечивает раздельную запись текущих значении нагрузки на крюк и давления в подающей магистрали (не менее 50 000 записей) по каждому параметру. Формат записей-год, месяц, число, час, минута, значение нагрузки или давления Кроме этого устройство фиксирует каждый случай отключения его и повторного включения, если продолжительность выключенного состояния превышает установленный интервал напри мер, 10 мин. Запись событий превышения параметра производится один раз в 1 мин (максимальное значение в эту минуту), а текущих значений параметров один раз в 15 с (среднее значение за 15 с). Запись нагрузки на буровую установку или давления в магистрали производится в виде целых чисел с дискретом в одну «тонну» для нагрузки и в одну «атмосферу» для давления. Чтение нагрузки на крюк или давления в магистрали производится не менее 6 раз в 1 с. В устройстве производится тестирование целостности датчиков, питания датчиков и других неисправностей. Результаты тестирования отображаются на светодиодной панели, а также могут передаваться в виде кодов ошибок на компьютер.

13.3 Аппаратура для контроля состояния скважины

13.3.1 Измерение кривизны скважины

Измерение кривизны ствола скважины проводится после разбуривания некоторого интервала глубин 400 - 600 м. скважинный прибор для измерения кривизны - инклинометр. Измерение угловых величин производится по точкам. Расстояние между точками называют шагом измерения, которое принято брать 5 или 10 м. Для контроля правильности работы инклинометра измерения в каждой точке дублируются. После измерения кривизны скважины бурение продолжается. Затем измеряется кривизна в новом интервале глубин. При каждом следующем глубинном интервале повторно перекрываются три точки предыдущего интервала измерений. Это необходимо для контроля правильности работы инклинометра. На каждой точке измеряют два угловых параметра - угол наклона(отклонение от вертикали) и азимут.

Угол наклона скважины(г) - это угол между направлением ствола скважины и вертикалью, проходящего через точку измерения. Направление ствола показывает инклинометр, длина которого 3 м , а для обозначения вертикали в измерительной системе прибора есть отвесный грузик. Измерение угла электро-контактное. После фиксации отвесом вертикали измерительная стрелка прижимается к реохорде с помощью

Электромагнитного реле, и по рабочей части сопротивления реохорды измеряется угол наклона.

Азимут искривления скважин(б) - это двугранный угол между плоскостями скважины и магнитного меридиана, проходящего через точку измерения. Он измеряется в плане от северного направления до проекции скважины. Отсчет

Берется по ходу часовой стрелки. Азимут может изменяться по всему кругу от 0 до 360 градусов. Для измерения азимута в инклинометре есть магнитная буссоль, стрелка которая всегда направлена на север. Стрелка имеет металлические контакты, которыми она прижимается к круговой реохорде.

Контактное прижимание производится с помощью электромагнитного реле после короткого успокоительного перехода. Измерение производится по величине ?U, взятой с части круговой реохорды, соответствующей угловой величине азимута.

13.4 Измерение диаметра скважины

Скважинный прибор для измерения диаметра скважины - каверномер.

Он имеет 4 рычага, которые пружинами прижимаются к стенке скважины. Расхождение рычагов точно соответствует диаметру скважины. Для спуска прибора на забой рычаги прижимаются к цилиндрическому корпусу прибора и обвязываются тонким проводом с изоляцией. Когда каверномер находится на забое скважины, включается ток, провод перегорает и рычаги прижимаются к боковой поверхности скважины.

Кавернограмма пишется при равномерном подъеме прибора.



14. Безопасность производственной деятельности

14.1 Рекомендации по промышленной безопасности

Площадки проектируемых скважин находятся вне зоны санитарной охраны водозаборов подземных вод. Рабочим проектом сбор отходов бурения предусмотрен в земляном шламовом амбаре( 2 шт.), сооруженным непосредственно на территории буровой площадки, представляющим собой инженерное сооружение с размерами 14м*7,5м*2,5м, с обваливанием высотой не менее 1,0 м. Насыпной грунт подлежит послойному уплотнению через каждые 0,5 м.

Амбар располагается по отношению к поверхности земли в «выемке». При глубине заложении земляного амбара 3,0 м размер между дном амбара и наивысшим уровнем грунтовых вод с учетом сезонных колебаний превышает минимально допустимый санитарными службами и нормами размер в 2,0 м. Глубина залегания грунтовых вод 10-15 м.

Отходы бурения самотеком поступают в шламовый амбар-накопитель по бетонированному желобу. Площадь поперечного сечения желоба не менее 0,3 м. Толщена бетонного покрытия желоба, должна быть не менее 0,05 м.

При строительстве амбаров в проницаемых породах они герметично закрываются с помощью специальных покрытий согласно РД-0147585-149-97.

Хранение порошкообразных и жидких материалов и химреагентов в специальном складе, установленном на бетонной площадке.

С целью снижения отрицательного воздействия отходов на окружающую природную среду в процессе строительства скважин предусматривается комплекс мероприятий по их организационному сбору, складированию, очистки, утилизации и экологически безопасному захоронению.

Различные виды производственных технологических отходов, образованные в процессе строительства скважины существенно отличающихся как по консистенции, так и по физико-химическим свойствам. Поэтому с целью обработки, в практике следует предусмотреть по возможности их раздельный сбор и хранения путем сооружения на территории буровой земли амбаров трех видов:

1. Для сбора буровых сточных вод и их отстое после очистки.

2. Для сбора бурового шлама и отработанной промывочной жидкости.

3. На выкидах для сбора продукции испытания скважины.

Отходы и содержимое всех амбаров и емкостей вывозят в специальные места их утилизации, обработке и захоронения. Буровую площадку рекультивируют, а устье обрабатывают и обсыпают по соответствующему регламенту об экологической охране.

14.2 Охрана окружающей среды

К природоохранным мероприятиям при строительстве скважин на нефть и газ

на суше относятся :

- профилактика (технические и технологические) мероприятия, направленные на предотвращение (максимальное снижение) загрязнения и техногенного нарушения природной среды;

- сбор, очистка, обезвреживание, утилизация и захоронение отходов строительства скважин;

- предупреждение (снижение) загрязнения : атмосферного воздуха, почв (грунтов), поверхностных и подземных вод, недр;

- рекультивация земель.

Указанные мероприятия разрабатываются на все стадии строительства скважин и охватывают все объекты природной среды.

1. Решение природоохранных задач достигается путем широкого внедрения комплекса прогрессивных технико-технологических мероприятий с учетом природнотехнологических условий и проектируемой технологии строительства скважин.

2. При составлении раздела «Охрана окружающей природной среды» рабочего проекта необходимо также учитывать регламенты новейших природоохранных разработок технологических процессов применительно к условиям отдельных объединений и предприятий. Использование этих разработок должно быть согласовано с местными контролирующими органами.

Предусматриваемые в проектах технические средства, технологические процессы и материалы должны иметь инженерные обоснования, обеспечивающие максимальное снижение (исключение) нарушений природной среды.

3. Загрязнение окружающей среды может быть исключено или, в крайнем случае, снижено в результате :

- разработки и применения безвредных (или менее вредных) химреагентов и систем буровых растворов, снижающих степень опасности для всех объектов окружающей

среды;

- снижение объемов (исключение) применения нефти для обработки буровых растворов в качестве профилактической противоприхватной добавки и замены ее нетоксичными смазками (ГКЖ, спринт и др.);

- применения ингибированных буровых растворов, уменьшающих объемы наработки отходов бурения.

Вопросы экологии при строительстве скважин решаются в АУБР в соответствии с утверждённой комплексной программой. Реализуя намеченные программой меры, в ОАО "Татнефть" разработаны нормативные документы на землепользование и охрану окружающей среды, внедрены ряд мероприятий технико - технологического характера, в том числе:

1. При разработке проектно - сметной документации на строительство скважин введён раздел - "Охрана окружающей среды", все ГРП должны пройти экологическую экспертизу в ГУПР и ООС РФ по РТ;

2. Под площадками скважин (кусты) использовались, в основном, участки земли малопригодные к использованию в сельском хозяйстве (площадки ранее пробуренных скважин, выгоны, заболоченные места и т.д.). Это позволяет ежегодно, с учётом подъездных путей, сохранить более 400 га пахотных земель. Объём кустового бурения в 2005 году составил 92 %: 167 скважин пробурены с 38 ограниченных площадок (кустов)

3. Подготовка скважино-точек под бурение производится со снятием плодородного слоя почвы и с обваловкой территории скважин против разлива промывочной жидкости и отходов с буровой в процессе бурения скважин. В 2006 году на эти цели было затрачено 2841605 руб.

4. Герметизация зем. амбаров осуществляется согласно РД 39-0147585-149- 97

В 2006 году гидроизоляции подвергнуто 168 земляных амбаров и желобов, уложено 216767 м2 полипропиленовой пленки и пленок ПАГЗА и ПГЗА 38456 м2 тканевой подложки.

Затрачено на это = 8 310 954 руб.

5. Утверждена конструкция скважин, обеспечивающая разобщение пластов, содержащих питьевые воды отдельной обсадной колонной (техническая колонна). В 2006 году в санитарных зонах были пробурены 5 скважин со спуском дополнительной обсадной колонной.

Затрачено на это 3756192 руб.

6. На скважинах с низкими альтитудами, против разлива пластовых вод используется противосифонное устройство (ПСУ). В 2006 году таких скважин было пробурено - 43. Работы, связанные с установкой, обслуживанием и демонтажём ПСУ потребовали доп. затрат ( за 2006 год - 633081 руб.).

7. С целью уточнения расположения пластов с питьевыми водами в интервале спуска кондуктора, производится комплекс геофизических исследований.

В 2006 году такие исследования производились на 48 скважинах и затрачено на это 4154595 руб.

8. Для защиты верхлежащих пластов с питьевыми водами производится заливка шурфов с обязательным подъёмом цемента до устья. В 2006 году залито

128 шурфов; затрачено для этих целей 234600 руб.

9. Внедрены рациональные схемы монтажа буровых установок БУ - 2500ЭП,

БУ-1600/100, БУ-2900/175 и БУ-75 с емкостными системами очистки промывочной жидкости, в комплексе с блоком очистки промывочной жидкости. Ввод их в действие и обслуга потребовали дополнительных затрат. Всего за 2006 год с таких блоков пробурено 42 скважины с 6 блоков, затрачено на эти цели 5712840 руб.

10. В последнее время широкое распространение получило повторное использование глинистого раствора и ЕВС, вывезенных с законченных бурением кустов скважин. В 2006 году вывезли и повторно использовали:

ГРА - 12792 м3; ЕВС - 1236 м3. Затрачено для этого 898650 руб.

11. Водонефтеэмульсия после освоения скважин и отработанные нефтешламы вывозится в отстойники НШУ - 1 ООО «Промышленная экология» согласно договора с ними. За 2006 год вывезли нефтешламов и водонефтеэмульсию 44,33 т. Затраты составили 30915 руб.

Экономия по сравнению с 2005г. составила 555 700 руб. Это связано с тем, что в 2006г. водонефтеэмульсия после освоения скважин сдавалась заказчику (НГДУ), согласно Генерального договора, как возвратная нефть.

12. Из-за отсутствия полигонов по захоронению твёрдых отходов бурения, выбуренный шлам частично используется для отсыпки территории скважин, частично - как инертный наполнитель при ликвидации зон осложнений в скважинах ,закачка в поглощающие пласты, частично захороняется в амбарах в процессе рекультивации нарушенных земель с восстановлением плодородного слоя почвы, согласно РД 39-352-84 и инструкции «ТатНИПИнефть» . на рекультивацию земель в 2006 году затрачено 3843412 руб.

13.При бурении скважин с интенсивным проявлением Намюрского яруса, промывочная жидкость (вода) обрабатывается двуокисью марганца или другими реагентами для нейтрализации возможного проявления сероводорода. В 2006 году было израсходовано 0,575т этих хим. Реагентов, для этого потребовалось дополнительно 8624 руб.

16. Действует замкнутая система обеспечения паром подразделений УВР в зимнее время на котельной в БПО.

17. Все канализационные колодцы на территории подразделений УБР оборудованы бензомаслоуловителями.

18. Расход питьевой воды на производственные нужды сокращён, по сравнению с 2005 г. - на 9,3%.

19. Движение транспортных средств на буровые и перетаскивание буровых блоков производилась строго по отведённым трассам и дорогам, согласованным с НГДУ и землепользователем.

20. Всего на природоохранную деятельность в 2006 году по АУБР затрачено 30 425 108 руб.

В соответствии с Постановлением РФ от 28 августа 1992 г. № 632

«Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия (в редакции Постановления Правительства РФ от 14.06.2001г. № 463 и № 410), с последними изменениями и дополнениями сохраняет силу и подлежит применению судами, другими органами и должностными лицами предусматривает взимание платежей неналогового характера как с юридических, так и с физических лиц, использующих природные ресурсы и негативно влияющих на окружающую среду.

Согласно статьи 7 Закона Республики Татарстан от 16.12.03. № 52-3РТ «О бюджете РТ на 2006г.», в котором установлены нормативы платы за негативное воздействие на окружающую природную среду, Альметьевским УБР и АЦУТТ перечислено в Альметьевское отделение Управления Ростехнадзора (ЦЛАТИ):

- за выбросы в атм. от стационарных источников загрязнения 2292 руб.

- за выбросы в атмосферный от передвижных источников 26584 руб.

- за сбросы в водные объекты (на рельеф местности) дождевыми

и талыми стоками 121234руб.

- за сбросы в водные объекты (на рельеф местности)

от мойки автотранспорта 659799 руб.

- за размещение отходов 536572 руб.

- компенсационные выплаты за ущерб, нанесенный

рыбным запасам рек при заборе воды из рек 34400 руб.

ИТОГО по Альметьевскому участку АУБР = 1 380 881 руб.



15. Вопросы гражданской обороны объекта

15.1 Противопожарная служба гражданской обороны

Противопожарная служба гражданской обороны (далее - ППС ГО) - служба, предназначенная для выполнения комплекса организационных, инженерно-технических и иных мер в целях обеспечения боевой готовности пожарной охраны к выполнению возложенных на нее задач гражданской обороны при ведении военных действий или вследствие этих действий.

Решение о создании ППС ГО в соответствии с федеральным законом «О гражданской обороне» принимает орган исполнительной власти, органы местного самоуправления и руководители организаций независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности в соответствии с их положением.

ППС ГО является составной частью гражданской обороны - системы мероприятий по подготовке к защите и по защите населения, материальных и культурных ценностей на подведомственной территории или объекте от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий.

Кроме Федеральной противопожарной службы гражданской обороны, ППС ГО создаются в субъектах Российской Федерации, городах, поселках, городских и сельских административно-территориальных образованиях и на предприятиях на базе соответсвующих органов управления и подразделений Государственной противопожарной службы (ГПС).

ППС ГО организуется по территориално-производственному принципу.

15.1.1 Основные задачи противопожарной службы гражданской обороны

Основными задачами ППС ГО являются:

разработка и осуществление мер, направленных на повышение противопожарной устойчивости населенных пунктов и объектов, создание необходимых условий для борьбы с возможными пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

противопожарное обеспечение аварийно-спасательных и других неотложных работ (АСДНР), организация и осуществление тушения пожаров, возникших при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также проведение связанных с пожарами первоочередных аварийно-спасательных работ на объектах ведения АСДНР и на маршрутах ввода сил гражданской обороны к указательным объектам;

разработка и совершенствование тактики борьбы с пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

боевая подготовка и обеспечение боевой готовности органов управления и сил ППС ГО;

обеспечение постоянной готовности сил и средств ППС ГО;

создание и поддержание в готовности командных пунктов (защищенных рабочих помещений), узлов связи ППС ГО;

защита личного состава и техники ГПС от поражающих факторов современных боевых средств.

15.1.2 Функции противопожарной службы гражданской обороны и их обеспечение

В целях выполнения задач ППС ГО Государственная противопожарная служба в соответствии с законодательством Российской Федерации выполняет следующие функции.

разрабатывает или участвует в разработке мероприятий по реализации норм и правил противопожарных инженерно-технических мероприятий гражданской обороны, осуществляет контроль за их выполнением;

осуществляет противопожарное обеспечение АСДНР;

проводит практические мероприятия по совершенствованию тактики борьбы с пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

планирует, организует и проводит учения, тренировки, учебные сборы, занятия и другие учебные мероприятия с должностными лицами, специалистами и подразделениями ГПС, а также штабами, боевыми расчетами и оперативными группами ППС ГО по решению задач военного времени;