Для месторождений нефти с высокой минерализацией пластовых вод биологическая обработка в сочетании с заводнением пластов пресной водой имеет характер первичного или вторичного метода добычи. На поздних стадиях разработки микробиологический метод носит третичный характер и может применяться для увеличения выработки остаточных запасов нефти из высокообводненных участков пласта.

В классификации методов увеличения нефтеотдачи Э.М. Халимова и Г.А. Бабаляна биологический метод относится к группе, характеризующейся, с одной стороны, комплексным воздействием одновременно нескольких факторов, с другой стороны, направленностью действия на всю пластовую систему, включающую породы коллектора, нефть, газ и воду. Практически полный и всесторонний охват объекта воздействия и универсальность агента воздействия делают биологический метод одним из наиболее перспективных и в то же время очень сложных по новизне постановки исследований и разнообразию факторов, влияющих на нефтеотдачу пласта.

По мнению Э.М. Юлбарисова, наибольшие перспективы повышения нефтеотдачи на месторождениях, подвергнутых длительному воздействию закачиваемых вод, связаны с методами, направленными на восстановление геохимического равновесия в пластовой системе, смену окислительной обстановки на восстановительную - наиболее благоприятную для существования нефтей в природе, в частности с анаэробными биохимическими процессами.

Основные принципы размещения нагнетательных скважин на месторождениях в Башкирии удовлетворяют требованию по наиболее эффективному воздействию биохимической обработки нефтяной залежи: нагнетательные скважины в разрезающих рядах, как правило, расположены на участках максимального развития мощности песчаников. Скважины, расположенные за контуром нефтеносности, большей частью пробурены специально под закачку воды и располагаются в прогибах между отдельными поднятиями и куполами, с тем чтобы обеспечить максимальное вытеснение нефти водой снизу вверх.

Распространение закачанных в нагнетательные скважины бактерий будет контролироваться продвижением воды по наиболее проницаемым пропласткам. Осаждение солей в результате жизнедеятельности микроорганизмов будет способствовать повышению охвата неоднородного пласта заводнением. Эта же реакция лежит в основе применения сульфатредуцирующих бактерий для отключения обводненных пропластков в эксплуатационных скважинах. С помощью сульфатвосстанавливающих бактерий можно вести борьбу с гипсообразованием на нефтяных залежах как со стороны эксплуатационных, так и со стороны нагнетательных скважин. Сульфатвосстанавливающие бактерии могут быть использованы для обессеривания нефти в природных условиях по методу К. Зобелла.

С пуском мощного Башкирского биохимического комбината по производству белково-витаминных концентратов (БВК) под Уфой появляется возможность использования активных побочных продуктов этого технологического процесса для массовой обработки залежей на нефтяных месторождениях Башкирии.

2.4 Техника и технология закачки сухого активного ила

В НГДУ “Чекмагушнефть” внедрение закачки сухой формы активного ила было начато в 1990 г. Биореагент представляет собой активный ил очистных сооружений микробиологических или гидролизных производств, полученный путем сгущения до 20…25 г/дмі для сушки на распылительных сушилках при температуре не более 90 єС до влажности 10 %.

Технология обработки скважин микробиологическим воздействием заключается в следующем: сухой активный ил в мешках с баз приема на хранение завозится к устью нагнетательной скважины, подлежащей обработке.

Рабочий раствор биореагента (с массовой долей 10 % в расчете на сухое вещество) готовится в металлической емкости 1…3 мі. Для приготовления суспензии ила используется закачиваемая вода, которая подается с водовода или завозится автоцистернами. Закачивание готовой суспензии ила осуществляется цементировочными агрегатами типа ЦА-320. В процессе закачки активного ила регистрируется давление на устье скважины. После окончания закачки биореагента скважина вновь подключается к водоводу, замеряется приемистость и давление закачки. Оперативный контроль за влиянием биохимических процессов на разработку осуществляется путем регистрации изменений профиля приемистости очаговой нагнетательной скважины и проведения наблюдений за общей численностью микроорганизмов в пластовой жидкости окружающих добывающих скважин.

Обработку скважин следует проводить одно- и многократно. Периодичность устанавливается по результатам исследований.

Ниже на рис. 2.1 показана схема обвязки оборудования при обработке скважины биореагентом.

Раствор сухого активного ила готовится в емкости 3. После чего при помощи цементировочных агрегатов ЦА-320 осуществляется закачка.

По данной схеме обвязки оборудования возможна обработка сразу нескольких скважин одновременно. Это достигается за счет линии 12. При закачке сухого активного ила необходимо следить за давлением. Давление регистрируется при помощи манометра 11. Компенсирование давления достигается за счет компенсатора 6. Время обработки в среднем составляет 11-13 часов. Продолжительность закачки в основном зависит от профессионализма бригады КРС.

1 - аккумулятор;

2 - центробежный насос;

3 - приемный коллектор;

4 - шланги;

5 - гибкие металлические шланги;

6 - компенсатор;

7 - сборный коллектор;

8 - общая нагнетательная линия;

9 - цементировочные агрегаты ЦА-320;

10 - водоводы;

11 - регистрирующий манометр;

12 - линия обвязки при обработке группы скважин одновременно.

2.5 Расчет дополнительной добычи нефти по очагам внедрения сухого активного ила

Закачка биореагента проводилась на Яркеевской площади в три нагнетательные скважины. В качестве биореагента был выбран САИ (сухой активный ил), его закачку проводили в терригенные коллекторы тульского и бобриковского горизонтов.

Яркеевская площадь была введена в разработку в 1963 г. В продуктивной части разреза Яркеевской площади выделены и разрабатываются два эксплуатационных объекта:

-пласты терригенной толщи нижнего карбона (тульский и бобриковский горизонты);

-карбонатные пласты турнейского яруса.

Числящиеся на балансе ВГФ РФ запасы нефти на 01.12.02 г. не изменелись и равны:

1)по терригенной толще нижнего карбона:

-геологические - 114606 тыс.т;

-извлекаемые - 51514 тыс. т;

-КИН - 45 %.

2)по турнейскому ярусу:

-геологические - 12833 тыс.т;

-извлекаемые - 1924 тыс. т;

-КИН - 49,9 %.

По проекту осталось еще пробурить 21 скважину, из них 11 должна использоваться в качестве дублера нагнетательных скважин. Все скважины расположены в высокообводненных зонах, в приконтурных частях, в затопляемой зоне и на участках с малой нефтенасыщенной толщиной, поэтому по технико-экономическим критериям бурение их отменено, кроме дублеров нагнетательных скважин.

Всего на площади на 01.12.02 г. пробурено 178 скважин всех категорий. Плотность сетки скважин по основному объекту в зоне отбора - 12,5 га/скв., в контуре нефтеносности - 13,5 га/скв. В целом по площади в действующем фонде находятся 113 добывающие и 22 нагнетательные скважины.

По основному объекту создана комбинированная система, состоящая из внутриконтурных скважин и разрезающих рядов. Несколько скважин расположено за контуром нефтеносности. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин в 2002 г. составило 4,3.

Всего с начала разработки по основному объекту на 01.12.02 г. добыто 42417,3 тыс. т нефти, что составило 37 % от балансовых запасов нефти, и 83,2 % - от извлекаемых. Годовая добыча нефти в 2002 г. равна 402,3 тыс. т. Среднесуточные дебиты в 2002 г. составили: по нефти - 2,8 т/сут; по жидкости - 49,9 т/сут.

Результаты оценки накопленной добычи нефти по учаскам воздействия сухим активным илом

Ниже в таблице 2.6 приведены накопленные отборы нефти по опытным участкам на 01.12.2002 г.

Таблица 2.6 Накопленные отборы нефти по опытным участкам на 01.12.2002 г.

Участок	Накопленная добыча нефти, тыс.т	Обводненность, %
№ 555	714,679	94,2
№ 348	786,513	95,5
№ 311	655,486	97,9

Определение технологического эффекта по очагам внедрения сухого активного ила

Анализ эффективности применения сухого активного ила выполнен по трем участкам. В участки анализа входят нагнетательные скважины и в качестве реагирующих выбраны первые ряды добывающих скважин, действующих во время наблюдения эффекта.

Очаг № 555 включает в себя одну нагнетательную скв.555 и четыре реагирующих - скв.340, 290, 289, 2011.

Очаг № 348 включает в себя одну нагнетательную скв.348 и четыре реагирующих - скв.351, 347, 345.

Очаг № 311 включает в себя одну нагнетательную скв.311 и 310, 295, 2125, 2012, 398.

Расчет дополнительной добычи нефти проводился на основании известного методика Камбарова Г.С. (Приложение А), заключающийся в построении характеристик вытеснения. На рис. 2.2, 2.3, 2.4 в качестве примера представлены характеристики вытеснения для каждого объекта внедрения сухого активного ила, которые достаточно наглядно показывают характер вытеснения нефти из продуктивного пласта.

Кривые зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (характеристики вытеснения) строились для каждого участка. На каждой характеристике выбирался базовый вариант, представляющий собой прямолинейный участок кривой, соответствующий данным добычи до закачивания сухого активного ила. Координаты точек этого прямолинейного участка определялась по эмпирической формуле Камбарова Г.С

Qн = A + B / Qж,

где Qн - накопленная добыча нефти с начала разработки, тыс. т;

Qж - накопленная добыча жидкости с начала разработки, тыс. т;

А,В - коэффициенты определяемые статической обработкой фактических данных.

Базовый вариант продлевался на период после закачки. После проведения опытно-промышленных работ фактические точки отклоняются по вертикали от прямой линии. Дополнительная добыча нефти рассчиты



Рисунок 2.2 - Характеристика вытеснения и обводненности по очагу № 555

ДQн = Qн.фак. - Qн. Баз.,

где ДQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т;

Qн.фак - фактическая добыча нефти, тыс.т;

Qн. Баз - прогнозируемая добыча нефти без проведения мероприятия закачки биореагента, тыс. т.

Таким образом, величина положительного отклонения в масштабе графика составила дополнительную добычу нефти. Дополнительная добыча нефти определялась по каждой из указанных зависимостей.

Удельный технологический эффект и дополнительная добыча нефти, определяемая по различным характеристикам вытеснения, приведены в табл. 2.7.

Выбор участка биовоздействия

Применяя критерии подбора объекта микробиологического воздействия, выбран очаг № 2139 Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения.

Таблица 2.7 Эффективность внедрения сухого активного ила по очагам

Очаг	Дополнительная добыча нефти, т	Удельный технологический эффект
		на 1 мі биореагента, т/мі	на одну скважину, т/скв.
№ 555	3630	66	1716
№ 348	2638	36	1234
№ 311	9564	92	1913

Проектирование закачки сухого активного ила на Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения.

Очаг № 2139 включает в себя одну нагнетательную скв.2139 и три реагирующих (скв.164, скв.123, скв.2014).

Ниже в табл. 2.8 приведена критерии подбора объектов био-воздействия.

Таблица 2.8 Критерии подбора объектов биовоздействия

Критерии	Значения
1) обводненность добываемой жидкости	более 80 %
2) приемистость нагнетательных скважин	более 100 мі/сут
3) проницаемость	более 0,05 мкмІ
4) пористость	более 0,15 дол. ед.

Технология закачки сухого активного ила

Закачка сухого активного ила планируется в январе 2004 года через нагнетательную скважину № 2139.

Технология обработки скважин микробиологическим воздействием заключается в следующем: сухой активный ил в мешках с баз приема на хранение завозится к устью нагнетательной скважины, подлежащей обработке.

Рабочий раствор биореагента (с массовой долей 10 % в расчете на сухое вещество) готовится в металлической емкости 1…3 мі. После закачки, для создания благоприятных условий для бактерий, целесообразна закачка оторочек пресной воды.

Для приготовления суспензии ила используется закачиваемая вода, которая подается с водовода или завозится автоцистернами.

Закачивание готовой суспензии ила осуществляется цементировочными агрегатами типа ЦА-320. В процессе закачки активного ила регистрируется давление на устье скважины. После окончания закачки биореагента скважина вновь подключается к водоводу, замеряется приемистость и давление закачки. Оперативный контроль за влиянием биохимических процессов на разработку осуществляется путем регистрации изменений профиля приемистости очаговой нагнетательной скважины и проведения наблюдений за общей численностью микроорганизмов в пластовой жидкости окружающих добывающих скважин.

Обработку скважин следует проводить одно- и многократно. Периодичность устанавливается по результатам исследований.

Произведем расчет закачки раствора сухого активного ила в нагнетательную скважину № 2139 находящуюся на Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения по методике, разработанной научно-производственным объединением “Союзнефтепромхим”.

Удельный расход раствора сухого активного ила на 1 м эффективной толщины пласта определяется в зависимости от приемистости скважины. При приемистости скважины менее 800 мі/с удельный расход сухого активного ила составляет 12 мі/м.

При плотности воды 1050-1100 кг/ мі (1080 кг/ мі) концентрация сухого активного ила должна составлять 10 %.

Объем закачки раствора сухого активного ила равен

VСАИ=РСАИ*hЭФ=12*4,6=56 мі,

где РСАИ - удельный расход раствора сухого активного ила на 1 м

эффективной толщины, мі/м;

hЭФ - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м.

Анализ разработки объекта биовоздействия

В настоящее время Крещено-Булякская площадь находится на завершающей стадии разработки.

Очаг № 2139 характеризуется высокой выработанностью. Об- водненность достигла критической величины и составляет 96 - 98 %.

Ниже на рис. 2.5 и 2.6 приведены динамики добычи нефти по очагу № 2139. Значения балансовых и извлекаемых запасов по опытному участку приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9 Основные технологические показатели очага № 2139 на 2003 г.

Очаг	Балансовые запасы нефти, тыс.т	Извлекаемые запасы нефти, тыс.т	Накопленная добыча нефти, тыс.т	Текущий КИН, доли ед.	Конечный КИН, доли ед.	Обвод- ненность, %	КИЗ, доли ед.
№ 2139	1864	745,6	689,613	0,37	0,40	97	0,92

Ниже в таблице 2.10 показана ежемесячная и накопленная добыча нефти очага № 2139 за 2003 г.

Таблица 2.10 Ежемесячная и накопленная добыча нефти очага № 2139 за 2003 г.

Дата	Добыча за месяц, тыс.т	Накопленные отборы, тыс.т
	жидкости	нефти	обводнен- ность, %	жидкости	нефти
1	2	3	4	5	6
янв 03	20,408	0,524	97,4	6939,325	684,215
фев 03	19,856	0,464	97,7	6959,181	684,679
мар 03	20,585	0,357	98,3	6979,766	685,036
апр 03	18,770	0,326	98,3	6998,536	685,362
май 03	18,832	0,492	97,4	7017,368	685,854
июн 03	18,841	0,551	97,1	7036,209	686,405
июл 03	16,783	0,517	96,9	7052,992	686,922
авг 03	19,201	0,509	97,3	7072,193	687,431
сен 03	19,003	0,446	97,7	7091,196	687,877
окт 03	19,516	0,492	97,5	7110,712	688,369
ноя 03	20,609	0,611	97,0	7131,321	688,980
дек 03	21,812	0,633	97,1	7153,133	689,613

Рисунок 2.5 - Динамика ежемесячной добычи нефти очага № 2139 за 2003 г.

Расчет прогнозируемой дополнительной добычи нефти по по очагу № 2139

Прогнозируемую дополнительную добычу нефти рассчитывают используя результаты, полученные в процессе разработки Яркеевской площади Манчаровского месторождения.

По известным формулам [11] дополнительную добычу нефти рассчитывают по формуле

ДQн = Qн.нов - Qн.баз,

где ДQн - прогнозируемая дополнительная добыча нефти, тыс.т;

Qн.нов - прогнозируемая накопленная добыча нефти с применением закачки сухого активного ила, тыс.т;

Qн.баз - прогнозируемая дополнительная добыча нефти без применения закачки сухого активного ила, тыс.т.

Ежемесячная дополнительная добыча нефти, приходящаяся на одну добывающую скважину рассчитывают по формуле

ДQн.м = ДQн i / n,

где ДQн.м - ежемесячная дополнительная добыча нефти, приходящаяся на одну добывающую скважину, тыс.т;

ДQн i - ежемесячная дополнительная добыча нефти i- го очага, тыс.т;

n - число добывающих скважин, входящих в i - й очаг, скв.

Базовая характеристика вытеснения строится использованием

формулы Камбарова Г.С.

Qн нак = А + В * (100000 / Qж нак), (2.3)

где Qн нак - накопленная добыча нефти, тыс.т;

Qж нак - накопленная добыча жидкости, тыс.т;

А и В - коэффициенты определяемые статической обработкой фактических данных.

Прогнозируемая характеристика вытеснения строится использованием результатов, полученных в процессе разработки Яркеевской площади Манчаровского месторождения.

Прогнозируемую накопленную добычу нефти с применением закачки сухого активного ила определяют по формуле

Qi н.нов = Qi н.баз + ДQн.i ,

где Qi н.нов - прогнозируемая накопленная добыча нефти с применением закачки сухого активного ила к концу i -го месяца, тыс.т;

Qi н.баз - прогнозируемая накопленная добыча нефти без применения закачки сухого активного ила к концу i -го месяца, тыс.т;

ДQн.i - накопленная дополнительная добыча нефти к концу i -го месяца, тыс.т;

Накопленную дополнительную добычу нефти рассчитывают по формуле

ДQн.i = УДqн i * n,

где ДQн.i - накопленная дополнительная добыча нефти, тыс.т;

Дqнi - дополнительная добыча нефти за i-й месяц, приходящаяся на одну добывающую скважину;

n - число добывающих скважин очага, скв.

В соответствии с принятыми исходными данными (табл. 2.10) был произведен расчет прогнозируемой дополнительной добычи нефти очага № 2139 с использованием выше приведенных формул и электронных расчетных таблиц Excel. Расчет приведен в приложении В. На рисунке 2.7 показана характеристика вытеснения очага № 2139.

Результаты расчетов прогнозируемой дополнительной добычи нефти очага № 2139 приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 Результаты расчетов прогнозируемой дополнительной добычи нефти очага № 2139.

Очаг	Дополнительная добыча нефти, т	Удельный технологический эффект
		на 1 мі биореагента, т/ мі	на одну скважину, т/скв
№ 2139	1654	30	551

1. Выполнен анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на Манчаровском месторождении. На месторожде-нии широко применяются физико-химические, физические и микробиологические методы увеличения нефтеотдачи пластов.

2. Из методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых на Манчаровском месторождении, наибольшую эффективность показали методы микробиологического воздействия. За 1990-1998 гг за счет внедрения сухого ила дополнительно добыто 43515 т нефти. В среднем на одну обработку по НГДУ “Чекмагушнефть” было получено 640 т нефти. Удельный эффект составил 296 т на 1 т реагента.

3. Выполнен расчет по микробиологическому воздействию на продуктивный пласт на выбранном опытном участке Манчаровского месторождения (очаг № 2139 включает в себя одну нагнетательную скв.2139 и три реагирующие:скв.164, скв.123, скв.2014). Определен объем закачки сухого активного ила VСАИ=56 мі.

4. Ожидаемый технологический эффект от закачки сухого активного ила по опытному участку составляет 1654 т дополнительной нефти за 12 месяцев, а дополнительная добыча нефти, приходящаяся на одну добывающую скважину, составит 551 т/скв.

5. Для повышения эффективности применения микробиологического воздействия на Манчаровском месторождении можно рекомендовать следующее:

-системное воздействие на объект путем закачки активного агента как в нагнетательную, так и добывающие скважины;

-проведение комплекса гидродинамических и геофизических исследований до и после обработок скважин с целью обоснованного выбора объектов воздействия и оценки его эффективности.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА

3.1 Краткая характеристика основных технико-экономических показателей НГДУ "Чекмагушнефть"

Основные месторождения, разрабатываемые НГДУ «Чекмагушнефть», находятся на последней стадии разработки, характеризующейся большим значением обводненности добываемой продукции и, как следствие, низким дебитом скважин по нефти, как по фонду старых скважин, так и по скважинам, вводимым из бурения.

Средством управления НГДУ являются технико-экономические показатели, устанавливаемые на предприятии.

НГДУ ежегодно разрабатывает план комплексной производственно-хозяйственной деятельности, который содержит:

- основные показатели работы НГДУ;

- производство и реализация продукции;

- техническое развитие и организация производства;

- нормы и нормативы;

- капитальное строительство;

- труд и кадры;

- себестоимость;

- социальное развитие коллектива;

- охрана окружающей среды;

- прибыль и рентабельность.

Для оценки промышленности используют систему наиболее важных технико-экономических показателей. Эта система должна объективно оценивать результаты деятельности НГДУ.

В целом с каждым годом объём добываемой нефти падает, увеличивается количество попутно добываемой воды. Предприятие получает прибыль с одновременным увеличением себестоимости добываемой продукции.

Основные технико-экономические показатели НГДУ “Чекмагушнефть” приведены в таблице 3.1. месторождение пластовый флюид нефтеотдача

Таблица 3.1 Основные технико-экономические показатели НГДУ «Чекмагушнефть».

Показатель	2002	2003
Валовая добыча нефти, тыс. тонн	1825,380	1814,300
Товарная добыча нефти, тыс. тонн	1816,780	1804,405
Коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин	0,950	0,950
Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб	679,99	680,74
Обводнённость нефти, %	97,10	97,60
Ввод новых скв. в эксплуатацию, скв.	0	0
Среднесписочная численность, чел.	1524	1535
Среднегодовая стоимость основных фондов, руб.	2498653	2595042

Вследствие роста обводненности снижается доля нефти в продукции скважин, и отсюда происходит снижение валовой добычи нефти (с 1825,380 до 1814,300 тыс. т) даже при росте дебита скважин по жидкости, а также рост себестоимости добычи одной тонны нефти (679,99 до 680,74 руб./т). Поэтому требуется проведение различных мероприятий по широкому внедрению прогрессивных методов увеличения нефтеотдачи пластов, экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов, снижению эксплуатационных расходов.

3.2 Анализ калькуляции себестоимости одной тонны нефти в НГДУ «Чекмагушнефть»

В таблице 3.2 представлена калькуляция себестоимости одной тонны нефти НГДУ «Чекмагушнефть» за 2003 год.

Таблица 3.2 Калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти, руб

Показатель	Условно-постоянные	Условно-переменные	Значение
Расходы на электроэнергию по извлечению нефти	74,92	27,31	102,23
Расходы по искусственному воздействию на пласт	86,34	26,36	112,70
Основная зарплата производственных рабочих	15,45	-	15,45
Отчисления на социальные нужды	2,90	-	2,90
Амортизация скважин	19,45	-	19,45
Расходы по сбору и транспортировке нефти	14,37	3,15	17,52
Расходы по технологической подготовке нефти	16,25	7,8	24,05
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	202,03	-	202,03
Цеховые расходы	21,36	-	21,36
Общепроизводственные расходы	68,60	-	68,60
Прочие расходы	24,43	70,02	94,45
Производственная себестоимость 1 тонны нефти	546,10	134,64	680,74

Таким образом, производственная себестоимость одной тонны нефти в НГДУ «Чекмагушнефть» за 2003 год составляет 680,74 рублей. Основной задачей любого предприятия является уменьшение себестоимости продукции. Это можно достичь уменьшая затраты по отдельным статьям, в частности по которым они наибольшие. Проанализировав статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связаны с искусственным воздействием на пласт, содержанием и эксплуатацией оборудования, расходами на электроэнергию по извлечению нефти, а также общепроизводственные расходы.

3.3 Обоснование закачки сухого активного ила

Многие месторождения НГДУ “Чекмагушнефть” находятся на поздней стадии разрабоки.

Для достижения проектных показателей разработки в НГДУ “Чекмагушнефть применяют методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Наиболее эффективными оказались микробиологические методы увеличения нефтеотдачи пластов. За 1990-1998 гг на четырех месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть” проведено 68 обработок очаговых нагнетательных скважин, охвачено воздействием более 282 добывающих скважин, из которых прореагировало 85, что составляет 30 %. За счет внедрения сухого активного ила дополнительно добыто 43515 т нефти.

В среднем на одну обработку по НГДУ “Чекмагушнефть” было получено 640 т нефти. Удельный эффект составил 296 т на 1 реагента.

Анализируя полученные результаты от закачки сухого ила на Яркеевской площади Манчаровского месторождения за 2003 была проектирована закачка биореагента на Крещено-Булякской площади.

Закачка сухого активного ила предполагается в январе 2004 года. Объектом воздействия выбран очаг № 2139, которая включает в себя одну нагнетательную и три реагирующие скважины. Объем закачки 10% раствора сухого активного ила составляет 56 мі. Закачка предполагается при помощи цементировочных агрегатов ЦА-320. За 12 месяц ожидается дополнительно добыть 1654 т нефти.

3.4 Методика расчета экономического зффекта от закачки сухого активного ила

Годовую добычу нефти после обработки рассчитывают по формуле

Q2 = Q1 + ДQ

где ДQ - прогнозируемая дополнительная добыча нефти, т;

Q1 - годовая добыча нефти без обработки, т.

Затраты на оплату работников, занятых в обработке, определяют по следующей формуле

ЗП = ?СТi*t*чi*KП* KР

где СТi - часовая тарифная ставка рабочего соответствующего разряда, руб/час;

t - время одной обработки, часы;

чi - численность рабочих i разряда;

KП - премия по действующему положению, доли ед.;

KР - районный коэффициент (в республике Башкортостан KР=1,15), доли ед.

Отчисления на социальное страхование работников определяют по формуле

СО = ЗП * n / 100,

где n - ставка единого социального налога, % (36,1).

Материальные расходы рассчитывают следующим образом

Змат=Vил*Cил+Vв*Cв,

где Vил, Vв - расход сухого активного ила и пресной воды соответственно для проведения одной обработки, т и мі;

Cил, Cв - стоимость 1 тонны сухого активного ила и 1 мі пресной воды соответственно, руб.

Расходы на эксплуатацию задействованного в обработке транспорта вычисляют по формуле

ТР=УЗэкспi*t*N,

где Зэкспi - затраты на эксплуатацию i-той единицы транспорта, руб/ч;

t - время одной обработки, часы;

N - число задействованных единиц транспорта, шт.

Затраты на геофизические расходы определяют по формуле

ГР=ЗП*r/100,

где r - процент геофизических затрат от расходов на заработную плату, % (43,66).

Цеховые расходы обычно принимают на уровне m процентов от расходов на заработную плату, поэтому расчетная формула имеет вид

ЦР = ЗП * m /100

Затраты на проведение мероприятия определяют по формуле

Змер = ЗП + СО + ТР + ГР + ЦР + Змат

Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитывают по формуле

ЗДQ= ДQ*Cуп,

где Cуп - условно-переменные затраты на одну тонну добываемой нефти, руб/т; (табл. 3.2)

ДQ - дополнительная добыча нефти за счет проведения обработки, т.

Эксплуатационные расходы на проведение мероприятия и на дополнительную добычу нефти определяют по формуле

З = ЗДQ + Змер

где З ДQ - затраты на дополнительную добычу нефти, руб;

Змер - затраты на проведение мероприятия, руб.

Себестоимость добычи нефти после проведения мероприятия рассчитывают по формуле

С2 = (С1 * Q1 + З) / Q2,

где С1 - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;

Q1 - годовая добыча нефти до проведения мероприятия, тыс.т;

З - затраты на проведение мероприятия и на дополнительную добычу нефти, тыс.руб;

Q2 - годовая добыча нефти после обработки, тыс.т.

Снижение себестоимости добычи нефти в результате закачки сухого активного ила определяют по формуле

ДС = С1 - С2

где С1 - себестоимость добычи нефти без проведения мероприятия, руб/т;

С2 - себестоимость добычи нефти после проведения мероприятия, руб/т.

Экономический эффект от проведения мероприятия рассчитывают по формуле

Э = Р - (Змер + З ДQ) = Ц* ДQ - (Змер + З ДQ),

где Р - выручка от реализации, руб;

Ц - цена реализации нефти, руб/т;

ДQ - дополнительная годовая добыча нефти, т;

Змер - затраты на проведение мероприятия, руб;

З ДQ - затраты на дополнительную добычу нефти, руб.

Прирост прибыли от реализации мероприятия определяется по формуле:

ДП = (Ц - С2) * (Q1+ ДQ) - (Ц - С1) * Q1,

где Ц - цена реализации нефти, руб/т.

Налог на прибыль рассчитывают по формуле

Нприб = ДП*(24 / 100) (3.15)

где ДП - дополнительная прибыль после проведения мероприятия, руб;

24 - налог на прибыль,%.

Дополнительную чистую прибыль рассчитывают по формуле

ДПч = ДП - Н

где Н = Нприб - налог на прибыль;

Изменение производительности труда рассчитывают по формуле

ДПтр = (Q2 - Q1 ) / ч

где ч - среднесписочная численность рабочего персонала, чел.

3.5 Расчет экономической эффективности от закачки сухого активного ила на Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения

Для расчета экономической эффективности от закачки сухого активного ила используем следующие данные:

1) На одну обработку скважин необходимо 3 т сухого активного ила, при стоимости одной тонны 6486,68 руб/т и пресной воды в объеме 53 мі при стоимости 1,66 руб. за 1 мі;

2) При одной обработке заняты бурильщик шестого разряда (часовая тарифная ставка равна 23,79 руб/час ), помощник бурильщика пятого разряда ( часовая тарифная ставка равна 20,45 руб/час ) и подготовитель четвертого разряда (часовой оклад подготовителя равен 15,38 руб/час ). Время одной обработки составляет 11 ч. Бурильщик и помбур награждаются премиальными в размере 126 %, подготовитель в размере 115 %;

3) Цена 1 тонны нефти равна 690,4 руб/т;

4) При обработке в течение 11 часов задействовано один агрегат ЦА-320 по ставке 209,70 руб/час, один агрегат АЦ-8 по ставке 139,70 руб/час, один агрегат СМ-4 по ставке 139,70 руб/час, один агрегат ПС-0,5 по ставке 209,70 руб/час, подъемник УПК-50 по ставке 192,86 руб/час. Расходы на перевозку вахты автобусом КАВЗ-686 составили 525 руб;

5) Цеховые расходы равны 76 % от заработной платы занятого в мероприятии персонала;

6) Геофизические расходы равны 44 % от заработной платы занятого в мероприятии персонала.

По выше указанной методике проведем расчет:

1) Годовую добычу нефти после обработки определим по формуле:

Q2=1814300+1654=1815954 т

2) Затраты на оплату работников, занятых в обработке, рассчитываются по формуле:

ЗП=((23,79+20,45)*2,26+15,38*2,15)*11*1,15=1683 руб

3) Отчисления на социальные нужды по формуле (3.3):

СО =1683*(36,1/100)=608 руб

4) Материальные затраты на одну обработку по формуле (3.4):

СМ = (6486,68*3+1,66*53) = 19548 руб,

5) Расходы на аренду специального транспорта по формуле (3.5):

ТР=(209,70+139,70+139,70+209,70)*11+525=15531 руб

6) Геофизические расходы по формуле (3.6):

ГР=1683*0,44=735 руб

7) Цеховые расходы по формуле (3.7):

ЦР=1683*0,76=1281 руб

8) Таким образом, складывая все составляющие затрат по формуле (3.8) получаем, что для проведения мероприятия требуется произвести совокупные затраты в размере:

Змер=1683+608+15531+735+1281+19548=38386 руб

9) Затраты на дополнительную добычу нефти определяют по формуле:

З ДQ = 134,64*1654=222695 руб

10) Эксплуатационные расходы на проведение мероприятия и на дополнительную добычу нефти рассчитывают по формуле (3.10):

З = З ДQ + Змер=222695+38386=261081 руб

11) Себестоимость добычи нефти после проведения мероприятия рассчитывают по формуле (3.11):

С2 = (680,7*1814,300+261,081)/ 1815,954 =680,2 руб/т

12) Снижение себестоимости добычи нефти в результате закачки сухого активного ила определяют по формуле:

ДС = 680,7-680,2=0,5 руб/т

13) Экономический эффект от проведения мероприятия рассчитывают по формуле (3.13):

Э = 690,4*1654-(38386+222695)= 880841 руб

14) Дополнительную прибыль после проведения мероприятия определяют по формуле (3.14):

ДП = (690,4-680,2)* 1815954 -(690,4-680,7)*1814300=924021 руб

15) Налог на прибыль рассчитывают по формуле:

Нприб = 924021*0,24=221765 руб

16) Чистую прибыль рассчитывают по формуле:

ДПч =924021-221765=702256 руб

17) Изменение производительности труда рассчитывают по формуле:

ДПтр =(1815954-1814300)/1535 =1,1 т/чел

Таблица 5.5 Результаты расчета экономической эффективности от закачки сухого активного ила

Показатель	Значение
Количество обработок	1
Дополнительный годовой прирост добычи нефти, т	1654
Снижение себестоимости, руб	0,5
Дополнительная прибыль, тыс. руб	924,021
Чистая дополнительная прибыль, тыс.руб	702,256
Экономический эффект, тыс.руб	880,841
Изменение производительности труда, т/чел	1,1

В результате закачки сухого активного ила, себестоимость одной тонны нефти снизился на 0,5 рубля и составила 680,2. Показатель экономического эффекта составил 880,841 тысяч рублей, прибыль составила 924,021 тысяч рублей, а чистая прибыль 702,256 тысяч рублей. Экономический эффект от мероприятия был достигнут в первую очередь за счет уменьшения обводненности продукции скважины. На основании вышеизложенных расчетов считается целесообразным проведение закачек сухого активного ила на месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть”.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в НГДУ “Чекмагушнефть”

Безопасность и экологичность проекта будет оцениваться по достигнутому уровню добычи нефти в НГДУ “Чекмагушнефть”.

При разработке нефтяных месторождений на людей, экологическую систему и инженерно-технический комплекс предприятия негативное действие оказывают следующие факторы:

-физические факторы (ударные волны и осколочные поля, тепловые и световые излучения, электрический ток, электрические и магнитные поля, движущиеся машины, механизмы и части оборудования, виброакустические факторы, шум, вибрация, ионизирующие излучения и т.д.);

-химические факторы (действие вредных веществ, распространившихся в воздухе, водной среде или на поверхности земли, рабочих площадок и помещений);

-биологические факторы (действие патогенных микроорганизмов и токсинов);

-психофизиологические факторы (физические и нервно-психические перегрузки человеческого организма).

Возможные источники поражения электрическим током: приводные двигатели станков- качалок, линии электропередач (ЛЭП), трансформаторы, ТЭНы (трубчатые электронагреватели). Кусты скважин оборудованных УЭЦН, содержат оборудование, находящиеся под напряжением (линии электропередач, кабели, трансформаторы, станции управления), что создает опасность повреждения электрическим током.

В процессе добычи нефти промышленно-производственный персонал низшего производственного звена - операторы по добычи нефти подвергаются воздействию неблагоприятных метеорологических условий, выделяющихся в атмосферу легких фракций нефти и попутных газов. При выбросе в атмосферу большого количества попутного газа содержание кислорода в воздухе резко снижается, - атмосфера насыщается парами нефти и сопутствующих веществ (СО2, N2, SO2 и др.). Такое загрязнение воздушной сферы может привести к интоксикации организма. Парафин, содержащий в нефти, вызывает раздражение кожи и ряд серьезных кожных заболеваний.

Физические и нервно-психические перегрузки человеческого организма, напряжения отдельных органов, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные условия труда. Источниками шума и вибрации в НГДУ являются: грязевые насосы (до 96 дБ); буровая лебедка (до 96 дБ); вибросита; двигатели внутреннего сгорания; электродвигатели (до 100 дБ); компрессоры, оборудование систем ППД (до 115 дБ); элементы вентиляционных установок, трубопроводы для перекачки нефти и газа при открытом истечении (более 120 дБ).

Кроме антропогенных, действуют еще и естественные негативные факторы: геологически-, метеорологически-, гидрологически-, опасные явления, ландшафтные пожары, инфекционные заболевания и т.д.

Метеорологические условия оказывают большое влияние на здоровье, самочувствие и работоспособность человека. Основным источником опасности, связанной с добычей нефти на данном предприятии, являются, сосуды работающие под давлением; содержащиеся в атмосфере пары углеводородов, сероводорода, токсических веществ, а также окиси углерода; токсические химреагенты для различных видов работ, вращающиеся детали различных механизмов; электроустановки, находящиеся под высоким напряжением; возгорания, взрывы и пожары оборудования, газов.

При высоких уровнях воздействия негативных факторов на человека наблюдается острые или хронические заболевания, травмирование людей и их повреждения (от незначительной деформации до полного нарушения или потери работоспособности). Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).

К основным объектам нефтяной промышленности по взрывоопасности относятся помещения нефтяных насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок и другие помещения, в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут образоваться при авариях и неисправностях. К основным видам загрязнений в результате деятельности НГДУ “Чекмагушнефть” относятся следующие: выбросы в почву, водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду, воздух и почву; засоление водоносных горизонтов вследствие подземных аварий на скважинах; разливы нефти по суше и водоемам из-за порыв нефтепроводов и, как следствие, гибель растений и животных; выбросы газа на устье скважины и из дыхательных клапанов резервуаров; неполное сгорание газа на факелах и др.

Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере на территории НГДУ “Чекмагушнефть” осуществляется по следующим направлениям:

-разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих безопасность труда;

-обеспечение надежной защиты работников и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС;

-проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической безопасности в районе деятельности хозяйственного объекта.

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в НГДУ “Чекмагушнефть” занимается отдел охраны труда и промышленной безопасности, отдел охраны природы и окружающей среды и отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям.

Отдел охраны труда и промышленной безопасности осуществляют свою деятельность во взаимодействии с другими службами предприятия, уполномоченными лицами по охране труда профессиональных союзов, а также с органами государственного управления охраной труда, надзора и контроля за охраной труда. Кроме этого, за деятельностью НГДУ ведут постоянный надзор службы, не относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный надзор, Горгостехнадзор, санэпидстанция и др.

Планирование действий по предупреждению и ликвидации последствий ЧС осуществляет отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций НГДУ “Чекмагушнефть”.

Для того чтобы сделать вывод о безопасности и экологичности дипломного проекта ниже будет проведена оценка достигнутого уровня безопасности в НГДУ “Чекмагушнефть” с учетом специфики.

4.2 Оценка эффективности проведения мероприятий по обеспечению безопасности труда

Наиболее опасными объектами возникновения взрывов и пожаров являются: площадки сепарации нефти, площадка сепарации газа, площадка насосного парка, колодцы на территории УСН, групповая замерная установка газа, нефтенасосная. Все эти объекты относятся к категории производств группы А, по классу взрыво- и пожароопасности (ПЭУ)- В-1г по категории и группе взрывоопасной смеси- 2ТЗ по ГОСТу 12.1.011-78.

Все работы, которые производятся на действующих нефтяных и газовых объектах, условно подразделяются на огневые и газоопасные.

Огневыми работами считаются сварочные работы, газовая резка и связанные с ними операции, производимые во взрывоопасных помещениях или непосредственно на газовых коммуникациях, а также на промысловом коллекторе.

В целях обеспечения пожарной безопасности в НГДУ “Чекмагушнефть” предусмотрены противопожарные мероприятия. Ниже приведены основные.

Согласно НПБ110-99 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», ВНТП01/87/04-84 проектируемая технологическая площадка оборудуется средствами пожарной сигнализации. Приемно-контрольный прибор в искробезопасном исполнении «Яхонт И» устанавливается в помещении операторной с круглосуточным дежурством. В помещении и нефтенасосной, с категорией А по взрыво-пожарной опасности предусмотрена установка пожарных извещений во взрывозащищенном исполнении ИП101 «Гарант». Ручные взрывозащищенные пожарные извещатели ИП535 «Гарант» устанавливаются по периметру обваловки резервуаров, на площадке узла учета газа, снаружи зданий нефтенасосной и групповой замерной установки на высоте 1,5 м. Прибор пожарной сигнализации «Яхонт И» является потребителем электроэнергии 1 категории. Для подачи сигнала тревоги и оповещения персонала о пожаре на наружной стене операторной устанавливается сигнальное устройство с сиреной.

На канализационных сетях промстоков во избежание прохода огня устроены гидравлические затворы. Все объекты зданий и сооружений предусмотрены не ниже II степени огнестойкости. С учетом отдаленности района строительства в проекте зданий и сооружений применены стальные конструкции рам с заполнением стен алюминиевыми панелями.

Наружные ограждающие конструкции зданий с производствами категории А (нефтеносная) предусмотрены легко сбрасывающими при воздействии взрывной волны. Площадь легко сбрасываемых конструкций принята не менее 0,05 мІ на 1 мі взрывоопасного помещения.

При необходимости сообщения между помещениями категории А и Д предусмотрено устройство тамбуров-шлюзов с подпором воздуха и ограждающими конструкциями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Проемы в камерах-шлюзах заполняются противопожарными дверями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. В пристроенных к взрывоопасным помещениям - электрощитовых, операторных и других помещениях, где установлено электрооборудование обычного исполнения, полы, подняты на 0,5 м выше, чем в смежных взрывоопасных помещениях, а окна и двери этих помещений расположены на расстоянии 10 м от окон и дверей взрывоопасных помещений.

Так же на проектируемой площадке запроектированы системы противопожарного водоснабжения и пенного пожаротушения резервуаров с нефтепродуктами емкостью 1000 и 4000 мі. Подача воды на охлаждение и тушение пожара предусматривается из 2-х противопожарных резервуаров емкостью по 700 мі каждый. Заполнение резервуаров предусматривается от существующей артскважины по пожарным рукавам. Время восстановления противопожарного запаса воды в резервуарах (после пожара) не должно превышать 96 часов.

Пожаротушения промысловых резервуаров осуществляется пеной средней кратности на основе пенообразователя ПО-1. Тушение пожара предусматривается передвижной пожарной техникой. При этом резервуар емкостью 1000 мі оборудуется стационарно установленными генераторами пены и сухим трубопроводом, выведенным за обвалование. Расчетное время тушения пожара составляет 15 минут, охлаждение резервуаров - 6 часов.

Раствор пенораствора на тушение пожара составляет 12 л/с, в том числе: расход пенообразователя - 0,72 л/с, воды - 11,28 л/с.

Трехкратный запас пенообразователя в объеме 2 мі хранится на складе хранения мотопомп и пожарного инвентаря.

Трубопроводы водопровода и пенораствора предусматриваются из стальных электросварных труб по ГОСТ 10704-91. Трубы, проложенные в земле, изолируют усиленной битумно-резиновой изоляцией по ГОСТ 9.602-89. Трубопровод пенораствора прокладывается надземно на опорах.

Производственные и подсобные помещения установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами.

Первичные средства пожаротушения и пожарный инвентарь размещаются на отведенных для них местах в требуемом количестве и с обеспечением правил их хранения.

В производственных помещениях, складах в качестве средств пожаротушения рекомендуется применять пар, воду, углекислый газ, песок, химпорошок в соответствии с технологическими требованиями и технико-экономическим обоснованием.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах. Использованный обтирочный материал необходимо складывать в металлические ящики с крышкой, установленные вне помещения, и периодически удалять.

Для контроля за состоянием воздушной среды в производственных и складских помещениях устанавливаются автоматические газоанализаторы.

Для обслуживания электроустановок применяют следующие электроизолирующие средства: диэлектрические перчатки, оперативные штанги, изолирующие и измерительные клещи, инструмент с изолирующими рукоятками и указатели напряжения; дополнительно применяют: диэлектрические галоши (боты), резиновые коврики, дорожки и изолирующие подставки.

При работе на высоте применяют предохранительные пояса и страховочные канаты, монтерские когти. Для защиты от световых, тепловых, механических и химических воздействий используют защитные очки, рукавицы, каски, противогазы.

«Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ ЭЭП-84)» установлено 5 квалификационных групп по электробезопасности, каждая из которых предусматривает соответствующий объем требований в отношении профессиональных знаний, стажа работы в электроустановках и практических навыков.

Для того чтобы исключить возможность поражения электрическим током, применяются различные технические способы и средства защиты:

-технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества, заземлены. Максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества не превышает 100 ом;

-для ослабления генерирования зарядов статического электричества от падающей струи трубы для заполнения резервуаров емкостей спущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости.

Предусмотрена защита технологических установок производственных зданий и сооружений от электрической и электромагнитной индукции.

От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.

В качестве заземлителей защиты от прямых ударов молний следует по возможности использовать фундаменты этих установок и искусственные заземлители. К этим заземлителям должны быть присоединены корпуса наружных установок не реже чем 50 м по периметру основания установок, число присоединений - не менее двух.

Проектом предусматривается устройство контуров заземления для РУ-0,4 кВ, газо-поршневой электростанции (ГПЭА), трансформаторной подстанции (ТП-35/0,4 кВ) сопротивлением заземляющего устройства не более 4 Ом, эстакады для прокладки кабелей и технологических сооружений с сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом. Отдельно выполняются контуры заземления для щитов КИПиА с сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом.

В качестве заземлителей приняты одно-стержневые вертикальные электроды из круглой стали диаметром 12 мм длиной 5 м. Верхний конец заземлителей должен быть заглублен на 0,6 - 0,7 м от поверхности земли. Заземлители соединяются между собой круглой сталью диаметром 10 мм.

Если расчетная величина импульсного сопротивления окажется выше указанных величин, то количество электродов следует увеличить.

Для защиты людей от поражения электрическим током применяется зануление. Занулению подлежат следующие части электроустановок: корпуса светильников; каркасы ящиков управления; корпуса ящиков протяжных и ответвительных коробок; стальные трубы электропроводки и металлоконструкции, связанные с установкой электрооборудования.

В качестве нулевых защитных проводов используются нулевые жилы питающих кабелей и стальные трубы электропроводок.

Для уменьшения опасности поражения электрическим током при использовании ручного электроинструмента, переносных светильников и ламп применяется пониженное напряжение 12 или 36 В. Источниками малого напряжения служат аккумуляторы или понижающие трансформаторы.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для персонала, должна исключить возможность ожогов.

На каждого работающего предусмотрен объем производственных помещений не менее 15 мі, а площадь не менее 4,5 мІ, высота производственных помещений не менее 3,2 м. Полы в помещениях ровные и нескользкие.

Оборудование и площади санитарно- бытовых помещений (гардеробные, умывальные, помещения для сушки спецодежды, туалеты, помещения для отдыха, приема пищи) соответствуют санитарным нормам.

Помещения бытового назначения оборудованы водопроводом, канализацией, электрическим освещением, вентиляцией, отоплением.

Все производственные помещения категории А оборудованы приточно-вытяжными вентиляционными установками, а также системами аварийной вентиляции, предусмотрена естественная вентиляция.

Общеобменная приточно-вытяжная вентиляция предусмотрена для создания воздухообмена внутри производственных помещений во время ведения технологического процесса. Забор воздуха вентиляционными установками производится через воздухозаборную камеру.

На случай массового выделения в технологических цехах паров и газов, способных образовывать взрывоопасные концентрации в смеси с воздухом, предусмотрена аварийная вентиляция.

На рабочих местах установлена достаточная освещенность, равномерное распределение яркости, отсутствие резких теней, постоянство освещенности во времени.

Работники нефтедобывающих предприятий снабжаются спецодеждой и спецобувью общего назначения: костюм (комбинезон) хлопчатобумажный, плащ непромокаемый, сапоги (ботинки) кирзовые или резиновые, рукавицы брезентовые, костюм утепленный для метеоусловий со сроками носки в месяцах.

Кроме спецодежды и спецобуви общего назначения, работникам для выполнения определенных видов работ выдаются дополнительно: защитные очки различных типов, защитные щитки и маски для одновременной защиты глаз и лица, средства защиты органов дыхания (респираторы, противогазы), средства защиты органов слуха (вкладыши, наушники, шлемы), предохранительные пояса ВР и ВМ, защитные каски, электрозащитные средства (диэлектрические перчатки, галоши, боты), защитные пасты и мази.

При монтаже и эксплуатации приборов с радиоактивными изотопами необходимо руководствоваться «Санитарными правилами работы с радиоактивными веществами с источниками ионизирующих излучений». Комплекс вышеуказанных мероприятий дают возможность вести безопасную производственную деятельность на предприятии.

В 2003 году в НГДУ отсутствовали пожары, аварии и несчастные случаи. В целом же по НГДУ уровень безопасности технологических систем и проводимых мероприятий остается высоким, что свидетельствует об эффективности проведения организационно-технических мероприятий по обеспечению производственной безопасности.

4.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Отдел по делам ГО и ЧС НГДУ “Чекмагушнефть” обеспечивает безопасность в ЧС, поэтапно решая следующие задачи:

-выявление потенциальных видов ЧС и оценка риска их возникновения;

-прогнозирование последствий ЧС;

-выбор, обоснование и реализация комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий по предотвращению и снижению ущерба от ЧС.

На предприятии могут возникнуть ЧС различного характера:

природного, техногенного, военно-политического.