Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Оцениваем молярную массу остатка по формуле института Гипровостокнефть:

М_о = 1,011*М_Н+60 = 1,011*213+60 = 275 кг/кмоль.

Зная состав нефти в сепараторе и молярные массы компонентов, находим молярную массу нефти в газонефтяном сепараторе:

М_Н(р) = ?М_iN_iН, (1.4)

где М_i - молярная масса i-го компонента нефти, кг/кмоль;

N_iН - молярная доля i-го компонента в нефти.

Подставляя данные таблицы 1.2, получаем:

М_Н (р) = 44,01*0,0006 + 28,02*0,0016 + 16,04*0,0122 + 275*0,7006 = 210 кг/кмоль.

Аналогично определяем молярную массу газа в газонефтяном сепараторе

(1.5)

где n - число компонентов в нефти.

В газе их на единицу меньше так как принимается, что в нефти содержится нелетучий компонент - остаток;

N_iГ-- молярная доля i-гo компонента в газе.

Из данных таблицы 1.2 получим:

Мг (р) = 44,01*0,0077 + 28,02*0,2123 + 16,04*0,3963 +... + + +86,17*0,0034 = 27,2 кг/кмоль.

Так как масса вещества равна произведению числа молей вещества на его молярную массу, то масса нефти и газа в сепараторе соответственно равна:

m_Н = n_HM_H(p), (1.6)

m_Г = n_ГM_Г(p), (1.7)

Следовательно, на единицу массы нефти в сепараторе содержится газа:

(1.8)

Из формулы (1.3) следует:

n_Г = 1,512*n_H, (1.9)

Подставляя (1.9) в (1.8), получаем:

кг/кг.

Так как максимальная нагрузка на сепаратор по жидкости, обводненной до 5 %, равна 3750 т/сут, то нефти в ней содержится 3750*0,95 = 3563 т/сут. То есть, в сепаратор поступает 3563*848,3 = 4200 м³/сут нефти.

Количество воды составляет 3750*0,05=187,5 т/сут (м³/сут). Следовательно, объем жидкости (конденсат, нефть и свободная вода), поступающей в сепаратор, составляет 4200+187,5=4387,5 м³/сут.

Соответственно, суточная массовая нагрузка на сепаратор по газу составит G_Т = 3563*0,1958 = 697,64 т/сут.

Суточная объемная нагрузка на сепаратор по газу может быть оценена следующим образом. Плотность газа и его молярная масса при нормальных условиях связаны соотношением:

с_г=М_г/22,4, (1.10)

где с_г - плотность газа;

М_г - молярная масса газа.

Поэтому объемная нагрузка на сепаратор будет равна:

Q_г==G_Г/ с_г = 22,4G_T/M_г, (1.11)

где Q_Т -- суточная объемная нагрузка на сепаратор по газу, объем газа приведен к нормальным условиям;

Подставив численные значения в (1.10), найдем Q_Г = 22,4*697,64X Х10³/27,2 = 574527 м³/сут. Техническая характеристика газосепараторов конструкции ЦКБН на рабочее давление 7,5 МПа представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.4.3

Основные параметры сепараторов ЦКБН, рассчитанных на рабочее давление 7,5 МПа

Сепаратор	Пропускная способность, м3/сут	Длина сепаратора	Условный диаметр сепаратора, мм	Масса, кг
	по газу	по нефти
НГС7,5-1400	0,15*106	2000	5660	1400	1900
НГС7,5-1600	0,34*106	5000	7445	1600	2800
НГС7,5-2200	0,60*106	10000	8205	2200	5200
НГС7,5-2600	1,00*106	20000	11370	2600	12700
НГС7,5-3000	1,50*106	30000	12620	3000	12700

Как следует из таблицы 1.4.3, пропускная способность сепаратора НГ-2200 по газу удовлетворяет потребности, так как объемная нагрузка на сепаратор по газу, полученная в результате расчетов, равна 574527 м³/сут. Пропускная способность выбранного сепаратора составляет 600 000 м³/сут. Нагрузка на сепаратор по жидкости составляет 4387,5 м³/сут, пропускная способность сепаратора НГ-2200 составляет 10000 м³/сут и удовлетворяет потребности с запасом более 50%.

В результате установки дополнительного сепаратора на вторую ступень сепарации будет поступать газоконденсат с меньшей газонасыщеностью, что облегчит дальнейшую подготовку продукции.

1.4.5 Требования к качеству подготовки товарной продукции

Все виды товарной продукции должны соответствовать стандартам и техническим условиям их транспортирования, хранения, поставки и использования.

Уровень подготовки нефти должен соответствовать первой и высшей группе качества, т.е. содержание воды не более 0,5 %, содержание хлористых солей не более 100 мг/л для первой группы и не более 40 мг/л для высшей группы, механических примесей - не более 0,05%. Другим показателем качества является упругость насыщенных паров, обусловленная наличием в нем легких углеводородов. Содержание меркаптанов в подготовленной нефти не должно превышать 20 ppm.

Различают требования, предъявляемые к природным газам, подаваемым в магитральные газопроводы (ГОСТ 51.40-83) и коммунально-бытовым потребителям (ГОСТ 5542-78).

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

- газ при транспортировке не должен вызывать коррозию магистрального трубопровода, арматуры, приборов и т.д.

- качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости и газовых гидратов - товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Требования, предъявляемые к качеству сухого газа, подаваемого в магистральные трубопроводы, устанавливаются в соответствии со спецификацией на товарный газ по показателям точки росы газа по воде и углеводородам, содержанию кислых компонентов, механических примесей.

Требования, предъявляемые к газу закачки, основываются на необходимости достижения глубины осушки, достаточной для предотвращения осложнений в нагнетательной системе и в пласте. Углеводородный состав определяется вариантом разработки - критерием в оценке композии газа закачки является обеспечение максимального выноса жидких углеводородов из пласта с учетом технологических возможностей объекта подготовки.

Требования, предъявляемые к качеству сжиженных газов, устанавливаются согласно ГОСТ 20448-75 для сведения к минимуму их потери при хранении и транспорте и обеспечения максимального испарения при использовании их в качестве топлива.

2. Экономическая часть

2.1 Общие положения модели разработки месторождения

В данном разделе дипломной работы представлены основные экономические показатели определения дохода от продажи углеводородного сырья (УВС), определение экономически обоснованного срока эксплуатации, технико-экономические показатели разработки месторождения, а также экономическая оценка нефтегазокоденсатного месторождения Карачаганак за весь срок разработки. Расчет производился как в текущих ценах, т.е. с учетом инфляции, так и в расчетных ценах, т.е. без учета инфляции.

Эффективность разработки оценивалась с 1992-2010 гг - с учетом затрат по Соглашению о Разделе Продукции (СРП), бонусов выплаченных компанией «КПО Б.В.» начиная с 1992 г. и затрат прошлых лет.

2.2 Определение экономически обоснованного срока эксплуатации

Под экономической оценкой месторождения полезных ископаемых, в данном случае нефтегазоконденсатного, понимается определение эффекта (в денежном выражении) от использования их запасов с учетом фактора времени, в качестве которого выступает Чистая приведенная стоимость.

Показатель расчетной денежной оценки месторождения (NPV) равен разности между ценностью добываемой продукции и суммарными (эксплуатационными и капитальными ) затратами на ее получение за период отработки запасов с учетом фактора времени, в $:

NPV = ?((Z_t - S_t)/(1+E_пн)^t), (2.1)

где Т - расчетный период оценки месторождения (или его части), исчисляемый от года применительно к которому выполняется оценка до года отработки запасов;

Z_t - ценность годовой продукции, исчисленной в ценах t -го года (в соответствии с выполненным на начало проведения оценки маркетингом);

S_t - сумма предстоящих капитальных и эксплуатационных затрат в t - ом году эксплуатации;

Е_нп - норматив для приведения разновременных затрат и результатов (фактор дисконтирования при дисконте = 10%);

t - текущий расчетный год.

Экономически обоснованный срок разработки месторождения на стадии проектирования представляет собой наибольший период, в течение которого выполняется условие:

? ((Z_t - (К_t+Э_t))/(1+E_пн)^t) >=0, (2.2)

где К_t и Э_t -соответственно, капвложения и эксплуатационные затраты в t - ом году.

(К_t+Э_t) = S_t, (2.3)

Конечный коэффициент нефтеизвлечения по месторождению представляет собой отношение запасов конденсата и газа, извлекаемых из объекта за экономически обоснованный срок разработки к начальным геологическим запасам.

2.2.1 Определение эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты подразделяются на 8 основных категорий, затраты по которым подлежат возмещению.

Категория капремонт и скважины включает затраты на текущий ремонт добывающих и нагнетательных скважин, затраты по контрактам на опробование и испытание.

В категории персонал учитываются затраты компании на заработную плату, выплаты пособий, налоги и выплаты, относящиеся к работе на месторождении местных и иностранных кадров.

Категория производство учитывает затраты на химические реагенты и другие необходимые материалы, используемые в промышленных установках.

Затраты на техобслуживание промыслового оборудования и сооружений, трубопроводов рассчитываются по всем категориям капитальных вложений, а также включает техобслуживание столовой, расходы на содержание жилья, расходы на телекоммуникационные системы и обслуживание автотранспортных средств.

Затраты на страхование при транспортировке промыслового оборудования, конструкций, материалов и трубопроводов включены в состав сметы на капитальные вложения.

Косвенные затраты - затраты компании на оплату труда западных специалистов осуществляемых управление на месторождении и оплату труда местного управленческого аппарата, т.е. административные затраты, на транспортные расходы по доставке западных специалистов на площадку и транспортные расходы для передвижения по площадке.

Категория пособия и выплаты включает затраты на пособия по безработице и обучение местного персонала.

2.2.2 Определение капитальных вложений

Модель по определению капитальных вложений и эксплуатационных затрат по проекту разработки месторождения основывается на том, что основные виды оборудования проектировались и монтировались в виде модулей (например, установка очистки газа мощностью 4 млрд.м³/год состоит из 2-х модулей мощностью 2 млрд.м³/год), которые входят в специальные блоки затрат, а блоки затрат входят в однородные категории. Блоки затрат рассчитываются путём умножения числа модулей на стоимость модуля. Далее блоки затрат суммируются и помещаются в определённую категорию. Такая гибкость модели даёт возможность сравнивать различные варианты разработки месторождения, основанных на различных профилях добычи или различных вариантах маркетинга, пользуясь одними и теми же блоками затрат.

На рисунке 7 представлена структура капитальных вложений.

При определении денежных потоков применялось дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций. Приведение делалось для того, чтобы, при вычислении значений интегральных показателей (NPV) исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее из-за инфляции) изменения в структуре цен. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). В данном расчете ставка дисконта принята на уровне 10 - ти %.

На рисунке 8 приведены индикаторные кривые дохода постконтрактного периода по базовому варианту, которые получены по результатам расчетов Денежной оценки, а именно динамика накопленного потока денежной наличности и чистой приведенной стоимости (NPV) для РК где видно, что в 2084 г. денежная оценка близка к нулю и, следовательно, этот год может быть принят за последний год разработки. При этом за весь срок разработки будет продано 773,1 миллиардов м³ газа и 344,1 млн. тонн жидких углеводородов. Чистая приведенная стоимость по проекту в целом составит около 2,2 млрд. $. Окончательный поток наличности в расчетных ценах для РК - 16,4 млрд.$, для компании «КПО Б.В.» - 8,5 млрд.$ (1992-2037 гг.).

В таблице 2.2.1 представлены результаты расчетов экономической оценки за 1992 - 2010 гг. варианта с 40% закачкой.

В таблице 2.2.2 показана динамика чистого дохода от продажи углеводородного сырья в текущих ценах за период 1992-2010 гг.

Годы

Рисунок 8а Чистая приведенная стоимость (NPV) при дисконте 10% в целом по проекту в постконтрактный период (2038-2084гг) от продажи продукции в расчетных (без учета инфляции) ценах, Млн.$ - (вариант 40% закачки)

Годы

Рисунок 8б Окончательный чистый поток денежной наличности РК за постконтрактный срок разработки, млн.$ (по варианту 40% закачки)

Таблица 2.2.1

Экономическая оценка за 1992 - 2010 гг. Вариант с 40% закачкой

Годы контракта	Продажа конденсата млн.тонн	Продажа газа, млн.тонн	Итого продажа, млн.тонн	Фактор дисконтирования 1/(1+0.1)^(t-0.5)	Эксплуатацион ные расходы в расчетных ценах, Млн.$	Кап.вложе- ния в расчетных ценах, Млн.$
1992	0	0	0	1.8580	0	0
1993	0	0	0	1.6891	0	39.2
1994	0	0	0	1.5356	0	39.2
1995	0	0	0	1.3960	0	61.9
1996	0	0	0	1.2691	0	99.3
1997	0	0	0	1.1537	0	55.6
1998	1.80	2.24	4.04	1.0488	75.3	174.9
1999	2.88	3.08	5.96	0.9535	77.0	447.5
2000	3.18	3.01	6.18	0.8668	85.2	671.1
2001	3.78	2.51	6.29	0.7880	102.3	888.8
2002	8.38	3.41	11.79	0.7164	151.5	498.5
2003	8.98	3.34	12.31	0.6512	176.3	272.5
2004	9.38	3.57	12.94	0.5920	179.5	448.4
2005	12.08	5.34	17.41	0.5382	188.5	426.4
2006	13.68	7.17	20.84	0.4893	204.2	261.4
2007	13.58	7.34	20.92	0.4448	206.2	230.9
2008	13.08	7.53	20.61	0.4044	207.3	218.0
2009	13.08	8.47	21.55	0.3676	210.0	208.5
2010	12.98	9.48	22.46	0.3342	211.5	201.6

Таблица 2.2.2

Динамика чистого дохода от продажи углеводородного сырья

Годы конт-ракта	Чистый доход млн.$
	От продажи газа (/тыс.м3) на:	От продажи жидких углеводородов
	в Оренбург, млн.$	на местный рынок, млн.$	в Республику Казахстан, млн.$	в Оренбург, млн.$	с мини НПЗ, млн.$	через КТК, млн.$	Самара, млн.$	Всего чистый доход в текущих ценах, млн.$
1992	0	0	0	0	0	0	0	0
1993	0	0	0	0	0	0	0	0
1994	0	0	0	0	0	0	0	0
1995	0	0	0	0	0	0	0	0
1996	0	0	0	0	0	0	0	0
1997	0	0	0	0	0	0	0	0
1998	8.5	0	0	0	55.7	0	0	64,2
1999	12.0	0	0	11.9	79.3	0	0	103.3
2000	12.0	0	0	12.2	91.1	0	0	115.4
2001	10.0	0.3	0	12.5	113.4	0	0	136.2
2002	46.8	1.1	0	26.6	141.8	535.7	0	751.9
2003	46.8	1.1	0	27.3	152.6	595.0	0	822.8
2004	51.5	1.1	0	28.0	178.8	619.4	0	878.7
2005	105.5	2.3	53.4	28.7	305.5	673.5	60.7	1229.7
2006	108.2	2.4	111.5	29.4	313.2	690.5	204.4	1459.6
2007	98.6	2.5	132.5	30.2	321.1	707.9	200.5	1492.9
2008	75.8	2.5	167.1	30.9	329.2	725.8	158.8	1490.1
2009	77.7	2.6	202.5	31.7	337.6	744.1	162.8	1559.0
2010	79.7	2.7	242.3	32.5	346.1	762.9	157.1	1623.2

2.3 Технико-экономические показатели разработки месторождения

Для основного варианта (40% закачка) упор делается на закачку, а не на продажу газа после 2027. Эта модификация вступает в силу в конце контрактного периода, поэтому ее воздействие на экономику в целом пренебрежимо мало. Более того, делая упор на закачку, можно получить улучшенный профиль добычи на всю жизнь месторождения. Коэффициенты извлечения в обобщенном виде приводятся ниже в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1

Коэффициенты извлечения углеводородов

Вариант	Описание	Контрактный период	Полная жизнь
		Жидкость (в тоннах), %	Газ, %	Жидкость (в тоннах), %	Газ, %
1 2 3 4 5 6 7 8	40% закачка в объект II 60% закачка в объект II 100% закачка в объект II 40% закачка в объект II + закачка оставшегося обогащенного газа % закачка в объект III 40% закачка в объект II + чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III 60% закачка в объект II + чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III Естественное истощение 30% закачка в объект II + 10% закачка в объект III	27.3 30.6 35.1 35.5 32.8 34.4 19.8 27.9	39.6 31.0 9.7 9.7 26.3 17.5 43.0 38.9	31.2 36.2 - - - - -	67.4 61.8 - - - - -

2.4 Результаты экономических расчетов и обоснование выбора действующего варианта

В рамках Технологической схемы разработки были рассмотрены 8 вариантов на контрактный период, равный, 40 годам. По двум лучшим вариантам, по технико-экономическим показателям расчет произведен до конца срока разработки.

Вариант разработки на естественное истощение дает наиболее низкие коэффициенты извлечения, и не был проанализирован экономически.

Вариант разработки с чередующейся закачкой воды и газа не был проанализирован экономически, так как коэффициенты извлечения углеводородов были ниже, чем в варианте 4, в котором чистый поток наличности для подрядчика является негативным.

Экономические расчеты были проведены по следующим вариантам:

1 вариант - 40% обратная закачка сырого газа в объект II;

2 вариант - 60% обратная закачка сырого газа в объект II;

3 вариант - 100% обратная закачка сырого газа в объект II;

4 вариант - 40% обратная закачка в объект II + закачка оставшегося обогащенного газа в объект III.

8 вариант - 30% обратная закачка в объект II + 10% закачка в объект III.

В результате внутрипромысловой подготовки добываемой продукции получаются следующие потоки продукции на продажу:

- газ (сернистый) в Оренбург;

- газ (очищенный) на местный рынок;

- газ (сернистый) в Республику Казахстан, при условии, что Газовую программу, а следовательно и очистку газа от серы, и строительство экспортного газопровода будет осуществлять какая-либо третья сторона или сама Республика Казахстан;

- нестабилизированная жидкость на МиниНПЗ;

- стабилизированная жидкость из Оренбурга;

- стабилизированная жидкость через КТК;

- стабилизированная жидкость по 2-му маршруту (на Самару).

Осуществление совместной системы сбора и транспорта нефтегазоконденсатной смеси на промысле не позволяет разделить стоимость капитальных вложений отдельно на жидкие углеводороды (ЖУВ) и газ с достаточной степенью точности. Достаточно трудно разделить стоимость и эксплуатационных затрат, относящихся на жидкие углеводороды и газ. Поэтому при определении расчетной денежной оценки, удельных показателей (себестоимости и капвложений на единицу добычи, на единицу товарной продукции) расчет велся с учетом перевода добычи газа (тыс.м³) в тонны нефтяного эквивалента, при этом использовался следующий коэффициент перевода: 1 тонна нефти = 1.289 тыс.м³ сернистого газа.

Вариант 40% закачки (вариант 1) обеспечивает максимальную прибыль в расчетных ценах (ЧПС=$943) по сравнению со всеми остальными вариантами. Дополнительно показатели эффективности (NPV/PV Capex, IRR) и доля Республики в реально делимом доходе также является максимальной в варианте с 40% закачкой. Экономические преимущества этого варианта обусловлены за счет продаж газа и более низких эксплуатационных и капитальных затрат.

Варианты с 60% и 100% закачкой, а также с закачкой обогащенного газа и раздельной закачкой по схеме 30%-10%, требуют дополнительных эксплуатационных и капитальных затрат, а также дают более низкую норму рентабельности. Хотя перечисленные варианты дают более высокие коэффициенты извлечения жидкости, их экономика слаба. Но, если исходить из системы расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев, то наиболее оптимистичными являются варианты 1 и 2. Из них предпочтение отдалось варианту с 40% обратной закачкой газа, в результате внедрения которого как компания «КПО Б.В.», так и Республика Казахстан, если исходить из показателей NPV, срока окупаемости, Внутренней нормы прибыли (IRR) и Реально Делимой Доли Дохода Республики Казахстан (РДДД РК), имеют наилучшие результаты.

На рисунках 9-11 представлены структуры (в контрактный период) затрат компании «КПО Б.В», потоков денежной наличности компании «КПО Б.В», потоков денежной наличности Республики Казахстан.

На рисунке 12 представлена динамика накопленных потоков денежных средств за контрактный период по внедренному варианту.

Вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект был утвержден как наиболее оптимальный экономический вариант в ранее подписанных протоколах на совместном заседании с участием представителей ННК “Казахойл”, Госкоминвест, Министерства экологии и природных ресурсов, Министерства энергетики, индустрии и торговли от 26.11.98г. Оптимальный экономический вариант (закачка 40% добываемого газа во II объект) предусматривает эксплуатацию III объекта путем углубления 20 скважин с забуриванием из них новых стволов, а также бурение 30 горизонтальных скважин. Этот вариант принят в ОСРП и представляет собой наиболее экономичный метод разработки III объекта. Как отмечалось выше, были изучены несколько других вариантов разработки. Эти варианты были найдены либо неэкономичными, либо гораздо менее экономичными, чем вариант ОСРП.

КИО и НИПИнефтегаз утвердили вариант закачки 40% добываемого газа во II объект в качестве оптимального с экономической точки зрения варианта. Реализация варианта предусматривала разбуривание нефтяной оторочки, внедрение новых методов контроля за разработкой, выполнение исследовательских программ. Это позволило провести дальнейшую детализацию геологического строения залежи, в частности нефтяной оторочки, уточнить флюидную модель и на этой основе оптимизировать разработку месторождения.

Затраты по СРП Капвложения Затраты прошлых лет

Социальные затраты Эксплуатационные затраты Бонусы

Подоходный налог и дивиденды Чистый эффект от НДС Налог в Дорожный фонд

Рисунок 9 Структура затрат компании «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» в контрактный период, млн.$

Возмещение затрат по СРП Возмещение затрат по нитке БЧ - Атырау Возмещение капвложений Доля подрядчика в ПГНС Возмещение эксплуатационных затрат

Рисунок.10 Структура потока денежных средств компании «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» в контрактный период, млн.$

Рисунок 11 Структура денежного потока Республики Казахстан, млн.$

Годы

Рисунок 12 Динамика накопленных потоков денежной наличности в контрактный период, млн.$

3. Охрана труда и окружающей среды

Компонентами недр, подлежащими охране от техногенного воздействия и существенно различающимися по свойствам, реакции на техногенные воздействия, экологическим, экономическим и социальным проявлениям этой реакции на Карачаганакском месторождении являются: горные породы, грунты, почвы, подземные, поверхностные и пластовые воды, нефть, газ, конденсат.

Мероприятия по охране недр и окружающей среды в совокупности с оценкой воздействия разработки месторождения на другие объекты окружающей среды - атмосферу, поверхностную гидросферу, флору, фауну, должны обеспечить формирование системы экологических показателей, позволяющих объективно и адекватно отразить всю совокупность последствий техногенного вмешательства в окружающую среду в районе месторождения.

нефть газ конденсат сырье

3.1 Опасные и вредные факторы на предприятии

В таблице 3.1.1 приведены предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе населенных мест и воздухе рабочей зоны месторождения Карачаганак.

Оксид углерода (СО) - продукт неполного сгорания топлива. Кровяной (клеточный) яд. В 200 раз активнее, чем кислород, взаимодействует с гемоглобином, образуя чрезвычайно стойкое соединение - карбоксигемоглобин, неспособный осуществлять клеточное дыхание, поэтому даже низкие концентрации оказывают вредное действие на человека: угнетается дыхательный центр центральной нервной системы, нарушается сердечно - сосудистая система. При содержании в воздухе 0,05% СО смерть наступает через 2-3 часа при явлениях остановки дыхания. Последствия отравления не компенсируются.

Таблица 3.1.1

ПДК вредных веществ в воздухе населенных мест и в воздухе рабочей зоны

Отмечена пониженная толерантность к повторным отравлениям даже пороговыми концентрациями.

Оксиды азота (NO_х), в основном, состоят из смеси окиси (NO) и двуокиси (NO₂) азота. Оксиды азота оказывают действие на органы дыхания, вызывая отек легкого, действуют на центральную нервную систему. Двуокись азота - бурый газ с удушливым кислым запахом. Оказывает чрезвычайно быстрое воздействие на легочную ткань. Острое отравление ведет к отеку легких. При длительном воздействии малых концентраций (0,8-5мг/м³) развиваются хронические бронхиты, эмфизема легких, бронхиальная астма со стойкой утратой трудоспособности. При кратковременном воздействии больших концентраций (более 200 мг/м³) смерть наступает от тяжелого отека легких. Прогноз перенесенного острого или хронического отравления - неблагоприятный. В воздухе двуокись азота образует аэрозоли азотной кислоты, оказывающие вредное воздействие на растительность. В соответствии с РНД 3.02.05-96, ПДК для растений составляет 0,04 - максимально-разовая, 0,02 мг/м³- среднесуточная.

Сернистый ангидрид (SO₂) - бесцветный газ с острым кислым запахом. Раздражает дыхательные пути. Оказывает общее токсическое действие, нарушает углеводный и белковый обмен. Сернистый ангидрид действует на кроветворные органы, вызывает изменения в костной ткани. Токсичность SO₂ возрастает при одновременном действии СО и оксидов азота. Во влажном воздухе образует аэрозоли сернистой кислоты. ПДК для растений - 0,3 максимально-разовая, 0,015 мг/м³ - среднесуточная.

Сероводород (H₂S) - бесцветный газ с характерным неприятным запахом тухлых яиц, ощутимым даже в концентрациях 1:10000000. Сероводород является наиболее токсичным ингредиентом в составе выбросов в атмосферу объектов по добыче и переработке высокосернистых нефтей и газа. К запаху происходит быстрая адаптация, это маскирует настороженность и ведет к острым и хроническим отравлениям. Сероводород - сильный нервный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Имеет сродство с липидами ткани мозга и нервных стволов. Последствия перенесенного отравления (острого или хронического) ведут к стойкой утрате трудоспособности из-за снижения интеллекта вплоть до слабоумия, не поддающегося лечению известными медицине средствами. Плотность по воздуху 1,19, скапливается в низких и непроветриваемых местах, которыми изобилует территория месторождения: чрезвычайно опасны участки грифонов, скважины с МКД, участки вторичной газонасыщенностис рельефа, занимающие значительную площадь месторождения. Оказывает отрицательное воздействие на растительность при концентрации более 0,008 мг/м³, что на территории месторождения наблюдается повсеместно.

Углеводороды - основные газовые примеси, загрязняющие атмосферный воздух, оказывающие вредное действие на человека. Предельные углеводороды (метан - пентан), рассматриваются как малоопасные для человека соединения. Их опасность связана с асфиксией при недостатке кислорода, когда в атмосфере содержится большое количество углеводородов, а парциальное давление и удельное содержание кислорода резко уменьшается.

Технический углерод (сажа) - продукт неполного сгорания углеводородов, выбрасываемый вместе с продуктами горения в атмосферу в виде вредных дымов. Оказывает вредное воздействие на органы дыхания. Являясь хорошим адсорбентом, может поглощать более токсичные вещества: бензапирен, ароматические, гетероциклические, являющиеся канцерогенными соединениями.

3.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда при сборе и подготовке нефти, газа и конденсата

Действующие в настоящее время типовые (регламентные) мероприятия при неблагоприятных метеорологических условиях, характерных для контрактной территории (штиль, атмосферная инверсия), включают:

- снижение нагрузки вплоть до полного отключения в особо опасные периоды НМУ котлов и агрегатов, работающих на сернистом топливе;

- предотвращение пыления с поверхности отвалов, участков открытого размещения материалов и отходов, путем их смачивания;

- усиление контроля за режимом горения факелов, поддержание избытка воздуха на уровне, устраняющем условия образования недожига, ведение режима «влажного горения».

- уменьшение отпуска пара и тепла на второстепенные нужды;

- полив поверхности пылящих отходов;

- приостановка, а в случае невозможности, сведение к минимуму продувок трубопроводов, резервуаров, железнодорожных цистерн и др.;

- прекращение чистки поддона градирен конечного охлаждения, отстойников фенольных вод и др.;

- ограничение работ, связанных с регенерацией катализаторов и осушителей;

- перераспределение нагрузки работающих печей, реакторов ректификационных колонн и др.;

- обеспечение полного сжигания отработанных газов в технологических печах;

- запрещение вскрытия и продувки технологических аппаратов и емкостей с целью предотвращения залповых выбросов;

- смещение во времени технологических операций, в результате которых выделяется значительное количество вредных веществ;

- усиление контроля за выбросами автотранспорта путем проверки состояния работы двигателей, определения содержания оксида углерода в выхлопных газах, регулировка топливных систем;

- запрещение работ основного технологического оборудования на форсированном режиме;

- соблюдение режима сушки серы, что обеспечивает сохранность сырья и сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу;

- сокращение работ на открытых складах, перевозки сыпучих материалов и их складирования;

- запрещение продувки и чистки оборудования, газоходов и других работ, связанных с повышенным выделением вредных веществ в атмосферу;

- сдвиг во времени технологических процессов, в результате которых в атмосферу поступает большое количество вредных веществ.

3.2.1 Безопасность жизнедеятельности

Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройства, сбора и транспорта сырья и продукции, является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

Для объективной оценки возможного риска последствий разработки месторождения для обеспечения безопасности жизнедеятельности населения и персонала, осуществляется контроль зоны активного заражения сероводородом при чрезвычайной ситуации.

В целях предупреждения людей о недопустимости приближения к коридору трубопроводов при аварии ближе чем на 1 км, предусмотрена система звуковых сирен, которые срабатывают при обнаружении утечки Н₂S газочувствительным датчиком и системой контроля давления.

На уровне акима Западно-Казахстанской области принято решение о мерах по ограничению сельскохозяйственной и иной деятельности, а также пребывания населения в охранной зоне трубопроводов УКПГ-2, 3.

По всей длине газопровода, на расстоянии не более 0,5 км, по границам охранной зоны имеются таблички с надписями: «Охранная зона трубопроводов, вход запрещен, опасно для жизни».

На всех рабочих местах, где возможна работа людей (площадки, УКПГ, скважины) смонтированы указатели направления ветра унифицированной конструкции.

При работе на объекте и в его охранной зоне, люди должны находиться только с наветренной стороны.

При выполнении работ на временных площадках, необходимо иметь переносной указатель направления ветра.

Весь транспорт, находящийся в охранной зоне газоконденсатопроводов, должен быть оборудован указателями направления ветра.

Все переключения на трубопроводах должны выполняться, как газоопасные работы. Выполнять их необходимо в дневное время.

Обследование газоопасных объектов должно проводится только в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями для обслуживающего персонала.

Указатели направления ветра установлены на каждой буровой и технологических площадках, на газопроводе с интервалом в 1 км.

На объектах месторождения разрешается нахождение людей только с наветренной стороны.

При выполнении работ, связанных с технологическими операциями, обязательно применение воздушных (кислородных) изолирующих аппаратов (технологические переключения, подключение приборов, отбор проб и др.).

Все работающие бригады или одиночные рабочие, должны иметь при себе индикаторы сероводорода, которые носятся в нагрудном кармане.

Находящийся на территории обязан наблюдать за их окраской. При появлении окраски, означающей наличие сероводорода, необходимо надеть СИЗ, замерить концентрацию Н₂S с помощью переносного прибора простейшего аспирационного или другого, отвечающего своему назначению, типа, oпределить опасную зону и наметить маршрут преполагаемой эвакуации. Выйти из опасной зоны, определить место утечки, соблюдая правила безопасности, (если это на газовом объекте), если это вне газового объекта - сообщить диспетчеру.

Методика определения места утечки:

- замерить концентрацию Н₂S по направлению, противоположную направлению ветра в соответствии с Инструкцией по эксплуатации прибора;

- этот путь приведет к месту утечки, или укажет направление, в котором следует искать утечку.

Бригады и персонал, перемещающиеся по трассам систем сбора, транспорта и газоконденсатопроводов, буровым, должны быть оснащены СИЗОД изолирующего типа, ракетницами с ракетами, для которых организуется учет.

Бригада должна иметь индикаторы Н₂S, приборы замера Н₂S, переносной указатель направления и скорости ветра, радиотелефоны.

Инструктаж проводится с записью и регистрацией в журнале инструктажа на рабочем месте и росписью проинструктированных. Инструктирующий проверяет, как понято содержание инструктажа инструктируемыми и, при необходимости, требует от них записей в свои рабочие блокноты основных сведений (погодные условия, путей эвакуации, номера телефонов, позывные, порядок и правила выполнения работ и др.). Эти записи инструктирующий проверяет, и после подписи инструктируемого делает роспись в блокноте о том, что знаком с правильностью его содержания. После проведения всех видов обучения, предусмотренных для конкретной профессии и инструктажей на рабочем месте, вся ответственность за правильность ведения работ возлагается на исполнителя работ.

Газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности.

На линейной части газопроводов, на переездах, на границах зоны отчуждения, устанавливаются плакаты и надписи, несущие информацию о газовой опасности, в том числе:

- «Не приближаться к трассе трубопроводов ближе 1 км. Опасно для жизни!»;

- «При признаках порыва трубопровода, появлении газового облака или пламени в районе газопровода, сообщите по телефону…»;

- «При работающей сирене к газопроводу не приближаться ближе 1 км»;

- “Об обнаружении утечки газа сообщить по телефону №…''.

Работа в охранной зоне должна проводиться с наветренной стороны. Запрещается размещать пионерские и трудовые лагеря, базы отдыха и полевые станы с постоянным пребыванием людей, проводить культурно-массовые мероприятия на расстоянии менее 12 км от зоны отчуждения газопровода и других объектов, где может существовать угроза аварийного выброса или разгерметизации. На этот счет должно быть принято соответствующее решение облакимата по представлению Инициатора хозяйственной деятельности. Рекомендуемое содержание предупредительных надписей на дорогах, проходящих через трубопроводы: «Не останавливаться!», «Остановка и стоянка запрещена!», «Опасная зона!», «Опасно - газ!», «Опасно для жизни!».

Обо всех работах, связанных с отдувкой скважины, разгерметизацией оборудования, трубопроводов, удаления газа через факельные устройства со сжиганием, следует извещать уполномоченную структуру, дающую разрешение на производство работ.

График контроля воздушной среды в населенных пунктах разрабатывается специализированными подразделениями Инициатора хозяйственной деятельности, согласовывается в органах Госсаннадзора и утверждается в установленном порядке.

В технической документации должны быть определены:

- перечень газоопасностных работ;

- технический регламент их выполнения;

- технологическая карта газоопасных объектов;

- методы выполнения газоопасных работ;

- меры безопасности при их выполнении;

В каждой инструкции, в каждом журнале, при каждом инструктаже должно быть сказано о мерах соблюдения газовой безопасности для формирования у персонала и ответственных лиц экологической настороженности, способности без паники, адекватно, реагировать на чрезвычайную ситуацию с целью минимизации возможных негативных последствий и существенного осложнения инвестиционной деятельности.

3.3 Охрана атмосферного воздуха

Данные многолетних исследований (89 - 96, 2000 гг.), проведенных Центром экологической медицины Казахского государственного медицинского университета (член - корреспондент АМН РК, проф. У.И.Кенесариев), на месторождении и в зоне его влияния загрязнение атмосферного воздуха по представительным участкам сведены в таблицу 3.3.1 по среднесуточной концентрации. Приведенные ниже значения могут быть приняты в качестве фоновых. Загрязнение атмосферного воздуха оценивается расчетом комплексного показателя Р с учетом группировки загрязняющих веществ по классам опасности. Наибольший уровень загрязнения техногенной природы отмечается в населенных пунктах, расположенных с подветренной стороны месторождения и классифицируется как «сильный».

Уровень загрязнения атмосферного воздуха на собственно месторождении, сопоставим с приведенными выше значениями без учета рассеивания на соответствующем расстоянии.

Загрязнение атмосферы в процессе буровых операций и исследовании скважин происходит при: работе котельной; сжигании газа на факеле при испытании скважины; аварийных выбросах, в том числе, без поджига смеси; КРС (с подачей газа на факел).

Мероприятия по снижению выбросов в атмосферу при испытании скважины осуществляются по индивидуальному для каждой скважины плану с учетом конкретных геолого-технических и метеорологических условий.

Таблица 3.3.1

Загрязнение атмосферного воздуха по представительским участкам

Зона	СО	СО2	H2S	Hg	Pb	V
Перекресток Аксай- Приуралье-Уральск	1,9	0,025	0,008	0,000009	0,0004	1,8
Перекресток Аксай- Приуралье-Тунгуш-Бестау	1,6	0,049	0,006	0,000009	0,0009	1,6
Тунгуш	1,5	0,068	0,003	0,0001	0,0003	1,1
Березовка	1,5	0,055	0,007	0,0001	0,0003	1,1
Бестау	1,8	0,056	0,006	0,00009	0,0001	1,5
Алга	1,6	0,032	0,006	0,0001	0,0003	1,4
Каракемир	1,6	0,024	0,006	0,0001	0,0004	1,4
Карачаганак	1,5	0,033	0,005	0,00007	0,0002	1,3
Жанаталап	следы	0,029	0,01	0,00009	0,0006	1,3
Жарсуат	1,6	0,026	0,003	0,000008	0,0001	1,3
Приуралье	2,0	0,043	0,005	0,00009	0,00009	1,7
Дмитрово	1,6	0,029	0,007	0,0002	0,00009	1,1
Аксай	1,7	0,031	0,003	0,0003	0,0007	1,2
Успеновка	1,6	0,032	0,006	0,0003	0,0003	1,5
Александровка - контроль	2,9	0,012	0,000003	0,0003	0,0003	0,8

Примечание: Среднесуточная ПДК (мг/м3) составляет: окись углерода - 3,0; сероводород - 0,008; свинец - 0,0003; ртуть - 0,0003; ванадий - 0,002;

С целью снижения выбросов в атмосферу при сжигании газа на факеле, время продувки скважины при освоении и испытаниях сведено до минимума.

Непрерывность горения факела при отработке скважины на факельное устройство обеспечивается системой автоматического поджига газа. Отдувка скважины без подобной системы запрещается.

При проведении опытно - промышленных испытаний и монтажа трапно - факельной установки газ, получаемый после вызова притока, перед сжиганием на факельной установке обязательно проходит сепарацию.

При сжигании газа на факеле учитываются роза ветров в районе испытания, и расположение близлежащих населенных пунктов.

При формировании или возникновении неблагоприятных метеорологических условий (изменение направления ветра, штормовое предупреждение, штиль, атмосферная инверсия и т.п.), продувка скважины должна быть прекращена.

3.3.1 Контроль загрязнения атмосферы

При наличии в воздухе нескольких вредных веществ, контроль воздушной среды проводится по приоритетному (лимитирующему) веществу, наиболее опасному и характерному. Таким веществом для Карачаганакского месторождения является сероводород, обладающий чрезвычайно сильным нейротоксическим действием на организм человека. Контроль содержания сероводорода должен проводиться непрерывно с помощью стационарного автоматического газоанализатора, оборудованного световой, звуковой сигнализацией и самопишущим блоком, которые располагаются на рабочем месте бурильщика. Это обеспечивает соблюдение требований Законодательства Республики Казахстан по охране труда.

Датчики устанавливаются на рабочей площадке буровой на расстоянии 0,5м от стола ротора (№1), на уровне универсального превентора на расстоянии 2 м от оси скважины в направлении преобладающего ветра (№2), у вибросита на высоте 0,5-0,7м (№3), в насосном помещении между насосами (датчик №4).

Показания автоматического газоанализатора ежедневно проверяются буровым мастером, регистрируются в ''Журнале контроля воздуха рабочей зоны'', архивируются, используются при составлении отчета по охране окружающей среды, представляются государственным и следственным органам по их требованию для определения причинно - следственных связей в случае расследования ЧС или несчастного случая.

Для контроля за направлением и скоростью ветра на буровой установливается флюгер, показания которого должны учитываться при продувке скважины, отборе проб воздуха для экспресс - анализа воздуха рабочей зоны.

Для предотвращения выброса в атмосферу газа и конденсата без сжигания, факельное устройство оборудуется запальным устройством. При неработающем запальном устройстве сжигание газа не допускается.

3.4 Охрана водных ресурсов

Для оценки степени загрязнения вод рассчитывается средняя кратность превышения ПДК (К воды) делением фактической концентрации на ПДК и на количество проб по каждому классу опасности.

В питьевой воде г.Аксай содержание хлоридов составляет 1,5 ПДК, кальция - 2,5 ПДК, магния - 2,75 ПДК, железа - 10,6 ПДК.

Среднее содержание веществ 4 класса опасности (хлориды, кадмий) составляет 2 ПДК, 3 класса (магний, железо) - 6,67 ПДК.

Умножая среднее содержание веществ 4 класса на коэффициент 0,25, а 3 класса - на 0,3, суммарный уровень загрязнения воды хозяйственно - питьевого назначения г.Аксай составляет: Ксумм = 0,5*2,2 = 2,7, что соответствует слабому уровеню загрязнения воды хозяйственно - питьевого назначения, используемой для нужд реализации проекта согласно критериев оценки загрязнения воды по уровню суммарного показателя.

Рациональное использование водных ресурсов при сборе и подготовке скважинной продукции существляется в реализации Закона «Об энергосбережении» и достигается за счет

- использования замкнутой системы пароснабжения;

- повторного использования осветленной воды на технические нужды.

Работы по размещению и захоронению отходов проводятся, преимущественно, в летне-осенний период, когда их влажность минимальная. Сырую нефть, дизельное топливо и смазочные материалы вывозят для использования на новых буровых.

Твердые отходы органического происхождения (деревянная тара, бумажные мешки) вывозятся в специально отведенные места, согласованные с санитарной службой и комитетом по охране окружающей среды.

3.5 Охрана земельных ресурсов

Почва - трудновозобновляемый компонент природной среды, поэтому, главной задачей по ее охране при буровых операциях, является сохранение почвенного покрова, как компонента биосферы и носителя плодородия.

Под строительство эксплуатационных скважин специфика производства ограничивает выбор территории, а значительная часть изымаемых земель приходится на наиболее ценные - пашни, пастбища.

Почва в зоне влияния Карачаганакского местолрождения интенсивно загрязнена. Расчет суммарного показателя загрязнения подтверждает прямую зависимость техногенного загрязнения территории от розы ветров.

Земельные ресурсы контрактной территории используются населением для сельскохозяйственных нужд, в связи с чем, транслокационный перенос техногенного загрязнения представляет важную проблему.

Земельные ресурсы контрактной территории используются населением для сельскохозяйственных нужд, в связи с чем, транслокационный перенос техногенного загрязнения представляет важную проблему.

Контроль за правильностью снятия плодородного слоя почвы, складированием, хранением, дренажными работами на буровой осуществляется представителями заказчика, бурового предприятия и землепользователя, землеустроительной службой и комитетом по охране окружающей среды.

Перетаскивание оборудования с точки на точку, стаскивание его с устья скважины и т.д. при отсутствии устойчивого земляного полотна в периоды весеннего паводка и дождей запрещается.

В таблице 3.5.1 представлена информация о загрязнении почв в зоне влияния месторождения.

Таблица 3.5.1

Загрязнение почвы в зоне влияния месторождения Карачаганак

Зона	Химические элементы
	H2S	Pb	фенол	Со	Cr3+	Сu	Mo	V	Mn
Тунгуш	0,023	25,0	70,0	20,0	30,0	15,0	2,3	120,0	1200,0
Березовка	0,046	25,0	60,0	15,0	40,0	15,0	2,2	90,0	1000,0
Бестау	0,03	30,0	60,0	15,0	40,0	15,0	2,0	110,0	1200,0
Алга	0,084	25,0	70,0	15,0	30,0	15,0	1,9	120,0	800,0
Каракемир	0,036	22,0	70,0	22,0	60,0	16,0	2,0	120,0	700,0
Карачаганак	0,047	26,0	70,0	12,0	40,0	15,0	2,0	110,0	1000,0
Жанаталап	0,035	22,0	80,0	18,0	60,0	16,0	3,0	120,0	1000,0
Жарсуат	0,038	25,0	70,0	15,0	50,0	15,0	3,4	100,0	1000,0
Приуралье	0,04	28,0	70,0	20,0	100,0	15,0	2,5	120,0	1200,0
Дмитрово	0,031	30,0	80,0	12,0	60,0	12,0	4,5	120,0	1200,0
Аксай	0,036	18,0	55,0	11,0	34,0	12,0	1,5	70,0	1200,0
Успеновка	0,069	25,0	80,0	21,0	55,0	16,0	2,2	100,0	600,0
Александровка	0,042	22,0	70,0	10,0	40,0	12,0	2,5	90,0	1100,0
ПДК валового содержания	2,0	32,0	110,0	5,0	35,0	23,0	3,2	150	1100,0

Охрана земельных ресурсов предусматривает рекультивацию земель, т.е. комплекс мероприятий по предотвращению вторичного загрязнения ландшафта и восстановлению продуктивности нарушенных земель в соответствие с природоохранным законодательством РК. Рекультивации подлежат нарушенные земли всех категорий, и прилегающие земельные участки, полностью или частично утратившие сельскохозяйственную продуктивность в результате техногенного воздействия (строительство скважин).

Рекультивация нарушенных земель, как правило, проводится в два этапа: техническая и биологическая. При умеренном загрязнении достаточно проводить только первый этап - техническую рекультивацию. Технический этап рекультивации включает работы по селективному снятию плодородного и потенциально - плодородного слоя почвы до начала монтажа буровой, перемещению к месту временного хранения и возвращению на рекультивируемые участки после окончания буровых работ и демонтажа оборудования. Биологический этап рекультивации проводится после технической рекультивации и включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий.

3.6 Охрана флоры и фауны

Охрана растительного и животного мира, в основном, обеспечивается комплексом организационных, технологических и природоохранных мероприятий.

Подъездные пути и инженерные коммуникации между производственными площадками и существующими транспортными и инженерными сетями месторождения прокладываются по оптимально - кратчайшему расстоянию с максимальным использованием имеющейся дорожной и инженерной сети.

Движение транспортных средств вне дорожной сети запрещается.

Для сохранения миграционных путей диких животных, магистральные трубопроводы протянуты под землей.

Для предотвращения потравы диких и домашних животных и птиц, химреагенты, хранятся в местах, исключающих свободный доступ. Остатки химреагентов удаляются с территории.

3.7 Радиационная безопасность

Накопление в нефти, конденсате, газе, пластовых водах радионуклидов представляет собой естественный геохимический процесс.

Радиоактивное загрязнение территории и оборудования может возникнуть при разбуривании геологических разрезов, породы которых содержат повышенную концентрацию природных радиоактивных элементов.

Радиационный контроль проводится с помощью стационарных приборов и (или) передвижной лаборатории, снабженной переносными приборами. При обнаружении радиоактивного заражения выше установленных норм, контроль осуществляется постоянно.

В случае установления факта радиационного заражения, буровой мастер немедленно оповещает об этом свое непосредственное руководство и сообщает в соответствующую службу для информирования Госсаннадзора. О факте радиационного загрязнения на буровой оповещаются местные органы власти, госсаннадзор, органы внутренних дел, техническая инспекция труда, территориальный штаб ЧС.

Ликвидация последствий радиоактивного заражения, сбор, временное размещение и захоронение твердых и жидких радиоактивных отходов осуществляются в соответствии с инструкциями.

Разрешение на временное, сроком не более 6 месяцев, размещение радиоактивных отходов, выдается Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды после согласования с органами Госсаннадзора в порядке, установленном Законом.

Предельная доза облучения для непосредственно контактирующих с источниками ионизирующего излучения составляет 0,5 бэр за календарный год.

Допустимая мощность внешнего излучения составляет 0,24 мБэр/час за 2000часов в год после начала поступления из скважины веществ, содержащих радионуклиды.

Предел годового поступления радионуклидов неизвестного происхождения через органы дыхания составляет 0,0001мкКи/год.

Допустимый уровень загрязнения составляет:

- кожный покров - 1 альфа-частица/см²*мин, 100 бета-частиц/см²*мин

- спецодежда - 5 800

- оборудование - 5 2000

Дезактивация оборудования буровой может проводиться раствором соды в воде 10 г на 1 литр, разбавление перед сбросом в 10 раз.

Размещено на Allbest.ru