МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНИЯ РФ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ По программе профессиональной переподготовки «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» Работу выполнил: студент группы № 31ПП/2023 Лаптев К.С. Ижевск - 2024 г. Содержание 1.Характеристика объекта исследования 1.1 Характеристика предприятия ПАО «Удмуртнефть» 1.2. История создания организации НГДУ «Сарапул» (РИТС ЮГ) 1.3. Основные виды деятельности НГДУ «Сарапул» (РИТС ЮГ) 2. Геологическая часть 3. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды 4. Технологическая часть 4.1 Состояние системы сбора и подготовки нефти к транспорту 4.2 Организация транспорта нефти с ДНС-7 4.3 Технологический процесс отбора и перекачки жидкости на ДНС-7 4.4 Контроль технологического режима УПС-7 5. Охрана труда и промышленная безопасность 6. Требования пожарной безопасности 7. Требования производственной санитарии и гигиены 8. Охрана недр и окружающей среды 9. Особые ограничения на объектах ПАО «Удмуртнефть» Заключение Список литературы 1.Характеристика объекта исследования 1.1 Характеристика предприятия ПАО «Удмуртнефть» Открытое акционерное общество «Удмуртнефть» — лидер топливноэнергетического комплекса Удмуртской Республики. Акционерами предприятия являются крупнейшая нефтяная компания России ПАО «НК «Роснефть» и Китайская нефтехимическая корпорация «Sinopec». Основной вид деятельности: геологоразведка, разработка и эксплуатация месторождений углеводородов. ПАО «Удмуртнефть» ведет разработку 24 нефтяных месторождений, расположенных на территории 12 районов республики, имеет 56 лицензий на добычу нефти и растворенного газа. За весь период производственной деятельности из недр извлечено свыше 239 миллионов тонн нефти. Годовой объем добычи в 6 миллионов тонн составляет почти 60 процентов от общего объема добычи нефти в Удмуртской Республике. Удмуртская нефть считается трудной: она высоковязкая, с большим содержанием смолы, парафина и воды. Специалистами компании наработан огромный опыт разработки месторождений, в том числе и со сложным геологическим строением. «Удмуртнефть» является одним из отраслевых полигонов по испытанию и внедрению принципиально новых высокоэффективных методов разработки месторождений нефти с высокой и повышенной вязкостью, не имеющих аналогов в мировой практике. За счет внедрения новых технологий в практику из недр дополнительно извлечено свыше 25 миллионов тонн нефти. В эксплуатационном фонде находится 4063 скважины. Общая протяженность промысловых трубопроводов составляет 4649 км, из них 2849 км – нефтепроводы. В состав «Удмуртнефти» входят 5 нефтегазодобывающих управлений: НГДУ «Игра», «Воткинск», «Киенгоп», «Гремиха», «Сарапул». Динамика основных технико-экономических показателей. Начиная с 2002 года, после двух десятилетий естественного снижения объемов нефтеизвлечения, «Удмуртнефть» к 2007 году нарастила добычу на один миллион тонн, или почти на 20 процентов. С тех пор планка годовой добычи не опускалась ниже 6 млн тонн. Такого результата удалось добиться за счет интенсификации производственных процессов, увеличения эффективности работы, внедрения новых, более прогрессивных технологий. Объемы добычи нефти по ПАО «Удмуртнефть» (2006-2010 гг.) ПАО «Удмуртнефть» по праву считается одним из отраслевых полигонов по испытанию и внедрению принципиально новых высокоэффективных методов разработки месторождений нефти с высокой и повышенной вязкостью, не имеющих аналогов в мировой практике. Нефти Удмуртии характеризуются как трудноизвлекаемые, с повышенной и высокой вязкостью, с высоким содержанием парафина и смол. В «Удмуртнефти» активно ведутся поиски, промысловые испытания и внедрение наиболее экономически привлекательных и экологически безопасных методов. Особое внимание уделяется выбору наименее затратных геолого-технических мероприятий с высокой технологической эффективностью. Предприятие уверенно демонстрирует грамотное управление технологиями, которое позволяет внедрять новые подходы к работе и помогает избавиться от привычных стереотипов мышления. Ноу-хау удмуртских нефтяников получили высокую оценку в Удмуртии и России. Авторский коллектив специалистов ПАО «Удмуртнефть» отмечен премиями правительств России и Удмуртии, а также Государственной премией Российской Федерации в области науки и техники, которую в 2000 году вручил лауреатам В. В. Путин. Отложения парафинов, смол и коррозия внутрискважинного оборудования являются основными проблемами, снижающими межремонтный период работы скважин и осложняющими процесс нефтедобычи. Способы борьбы с этими осложнениями достаточно дороги и трудоемки. Для решения задач по предотвращению АСПО, снижению вязкости эмульсий и коррозии в системе сбора специалисты ПАО «Удмуртнефть» ведут поиски наиболее привлекательных, экологически безопасных, требующих минимальных затрат методов. В соответствии с геологическими и технологическими параметрами работы добывающих скважин на разных месторождениях принимается решение об использовании определенной технологии. Широкое внедрение различных методов интенсификации добычи нефти влечет за собой, как правило, увеличение агрессивности нефтепромысловых сред и рост коррозионных процессов. Для улучшения коррозионной ситуации продолжается реализация программы по антикоррозионной защите трубопроводов на Чутырском, Мишкинском, Гремихинском, Киенгопском месторождениях нефти. Программа охватывает защиту всего технологического цикла: добывающая скважина — выкидная линия — ГЗУ — нефтесборный трубопровод — ДНС — напорный трубопровод — УПН — КНС — БГ — высоконапорный водовод — нагнетательная скважина. По результатам работы в 2006 году скорость коррозии оказалась в 10-100 раз ниже, чем до реализации проектов, остальные коррозионные факторы, такие, как концентрация сероводорода в водной фазе, содержание клеток сульфатвосстанавливающих бактерий, находятся в пределах, контролируемых проектами. Инновационные идеи плюс деловой подход к их внедрению в производство лучше всего характеризует сотрудников предприятия. К достижениям «Удмуртнефти» относится активное применение новых технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, методов горизонтального бурения и зарезки боковых стволов, испытание и внедрение современного нефтепромыслового оборудования, тщательный подбор и выполнение геолого-технических мероприятий с высокой технологической эффективностью, оптимизация всех бизнес-процессов. Увеличение объемов добычи – стратегическая задача для коллектива «Удмуртнефти». И нефтяники задействуют в своей работе максимально эффективные разработки, которые помогают предприятию реализовать стратегию, направленную на увеличение добычи нефти с наименьшими затратами. «Удмуртнефть» обладает репутацией одной из самых интеллектуальных компаний в нефтяном комплексе страны. 1.2. История создания организации НГДУ «Сарапул» (РИТС ЮГ) Благоприятное для поисков нефти геологическое строение территории Удмуртии было установлено геолого-геофизическими исследованиями, выполненными в 1945 году. Так в октябре 1959 г. Впервые была пробурена скважина 29, по результатам испытания этой скважины окончательно установлено нефтеносность этого района. В мае 1973 года на Ельниковском месторождении пробурена СКВ 293 с среднесуточным дебитом 50 тонн нефти в сутки. В 1975 году были пробурены скважины 45, 47. Промышленная разработка Ельниковского месторождения начата в мае 1977 году. Месторождение расположено в юговосточной части Удмуртской республики, в 25 километрах от г. Сарапула. Таким образом, 1 июля 1977 года было организовано Сарапульское НГДУ (приказ 199 от 19.07.77 г., приказ МНП 350 от 06.07.77 г.). В настоящее время на балансе НГДУ находится 7 месторождений: Ельниковское, Кырыкмасское, Прикамский участок, Котовское, Ончугинское, Ломовское, Заборское. Самое крупное по размерам и запасам – Ельниковское месторождение. Доля добываемой нефти в общем объёме добычи Сарапульского НГДУ составляет 55,2%. Второе по величине и значимости – Котовское месторождение. И хотя месторождение вступило в разработку в 1990 году, его добыча составляет 21,4% от добычи по СНГДУ. Кырыкмасское месторождение и Прикамский участок введены в эксплуатацию в 1985 году. Несмотря на то, что по запасам месторождения равнозначны, удельная доля добычи Прикамского участка выше и составляет 10.7%, а Кырыкмасского – 4,7%. Ончугинское месторождение, находящееся на балансе Сарапульского НГДУ с 1996 года, не выделяется своими размерами и запасами, ежегодно позволяет добывать 50 тыс. тонн нефти. Доля этого месторождения составляет 7,3%. Эксплуатация Ломовского месторождения началась в 1997 году. Сегодня на месторождении эксплуатируются всего 6 скважин и в объёме нефти СНГДУ его доля составляет 0,6%. По результатам аукциона, состоявшегося в феврале 2000 года ПАО «Удмуртнефть» получило право на разработку Заборского нефтяного месторождения сроком на 20 лет. Заборское нефтяное месторождение находится на территории Сарапульского района Удмуртской республики. На долю этого месторождения приходится 0,1%. Из 7 месторождений 6 являются прибыльными. Нерентабельным месторождением по итогам 2001 года стало самое молодое месторождение – Заборское, из-за проведения на его добывающем фонде (всего 2 скважины) капитального ремонта. С самого первого дня образования Сарапульского НГДУ коллектив работников управления был нацелен на выполнение поставленных перед ним задач с наименьшими затратами – это выполнение плана по добыче нефти и ввод новых скважин. 1.3. Основные виды деятельности НГДУ «Сарапул» (РИТС ЮГ). ПАО «Удмуртнефть» учреждено в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 17.11.92 № 1403 «Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и национально-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» и от 1.07.92 № 721 «Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий добровольных объединений государственных предприятий в акционерные общества». Правовое положение общества определяется Гражданским Кодексом Российской Федерации, Федеральным Законом «Об акционерных обществах» № 208 от 26.12.95г. Основными видами деятельности акционерного общества являются: разработка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализации нефти, газа и нефтепродуктов, а также связанных с этим лицензируемые виды деятельности в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О лицензировании отдельных видов деятельности» № 1418 от 24.12.94. К отдельным видам хозяйственной деятельности Общества, предусмотренных уставом предприятия, относятся: - Строительно-монтажные работы (подрядным и хозяйственным способом); - Производство железобетонных и бетонных изделий; - Производство кирпича строительного; - Изыскательские работы; - Разработка проектно-сметной документации; - Экспертиза смет и проектов; - Грузовые и пассажирские перевозки автомобильным, речным и иными видами транспорта; - Внеэкономическая; - Инвестиционная. Общество вправе осуществлять виды деятельности, не запрещенные действующим законодательством. Одним из филиалов ПАО «Удмуртнефть» является НГДУ «Сарапул». В своей деятельности управление руководствуется законами РФ, указами правительства РФ, уставом ПАО “Удмуртнефть”, решениями и приказами полномочных органов управления ПАО “Удмуртнефть”. ПАО «Удмуртнефть» подчиняется головной компании «Роснефть». 2. Геологическая часть Общие сведения о месторождениях. Ельниковское нефтяное месторождение нефти наряду с другими месторождениями (Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское) разрабатывается силами НГДУ «Сарапул» ПАО «Удмуртнефть». Месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 километрах от города Ижевска, в 35 километрах от города Сарапула. Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск – Сарапул – Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторождения. По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами. Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС – Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул – Мостовое – Каракулино. К наиболее крупным населенным пунктам относятся с.Мазунино, д.Соколовка, с.Тарасово. В 35 километрах от центра нефтяной площади расположен город Сарапул. Он является крупной железнодорожной станцией, важным речным портом и культурным историческим центром Удмуртии. В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Местность представлена холмистой, глубоко изрезанной сетью ручьев и оврагов. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров. Климат района умеренно-континентальный с продолжительной (до 5 месяцев) зимой. Среднегодовая температура +2 оС, морозы в январе-феврале иногда достигают -40-45 оС. Средняя глубина промерзания грунта – 1,2-1,5м, толщина снежного покрова в марте достигает 60-80 см. Среднее годовое количество осадков около 500мм. Территория района в основном занята пашнями и небольшими лесными массивами. В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято примерно 70% его территории. Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиальноделлювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строительства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд как работниками предприятия, так и местными жителями. 3. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Продукцией нефтяных скважин на начальной стадии освоения месторождения является нефть и попутный нефтяной газ (нефтяной газ). По мере увеличения периода эксплуатации месторождения нефть обводняется и в результате, продукцией нефтяных скважин становятся водонефтяная эмульсия (ВНЭ) и нефтяной газ. Совместно с жидкой фазой продукции скважин на поверхность выносятся и механические примеси, состоящие из глины, песка, материалов породы коллекторов и природного резервуара, продуктов коррозии нефтяных скважин, например, сульфидов железа, и т.д. Их количество в общей массе добываемой нефти незначительно - в среднем не более 0,1 % масс. Однако, так как их диаметр редко превышает 10 мкм, их поверхность контакта с добываемой нефтью со всей очевидностью оказывается чрезвычайно большой. Это обстоятельство на промыслах часто отрицательно влияет на ход технологии подготовки нефти на промыслах, и особенно значимо, в результате накопления в отстойной аппаратуре межфазного слоя, при ведении процесса предварительного обезвоживания нефти. В добываемой продукции содержатся и такие вещества, как минерализованная вода, где основным компонентом являются хлористые соли, хлорорганические соединения, метил и этилмеркаптаны, сероводород и др., при контакте с которыми нефтепромысловое оборудование подвергается коррозионному износу с отрицательными последующими экономическими и экологическими последствиями. Поэтому при ведении процессов сбора и подготовки нефти на промыслах предусматриваются технологии по снижению или предотвращению коррозионного разрушения мероприятия нефтепромыслового оборудования. На нефтепромыслах продукция скважин разделяется на составляющие фазы: нефть, воду, нефтяной газ и, при необходимости, механические примеси. При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям к ее качеству. Товарная нефть, поставляемая потребителю должна соответствовать требованиям ГОСТа Р 51858-2002, вода, утилизируемая в пласт - ОСТ-39-225-88 и, если в нефтяном газе содержание азота не превышает 60 % об., то он должен использоваться в технологических процессах или подвергаться сбору и переработке. Кроме того, с целью сокращения технологических потерь нефти и вода, и нефтяной газ должны подвергаться очистке от нефтепродуктов. Технико-экономический обоснованная технология отделения механических примесей, ввиду их микронных размеров, от нефти с последующим промышленным использованием первых в настоящее время практически не решена и требует создания новой или совершенствования известных. Системы сбора и подготовки нефти на промыслах включают технологии разделения продукции скважин на нефть, пластовую воду, нефтяной газ и механические примеси с последующей реализацией нефти потребителю и утилизацией последних. При этом обе системы должны эксплуатироваться в комплексе с технологиями деэмульсации нефти (обработки нефти поверхностно-активными веществами реагентами - деэмульгаторами), борьбы с коррозионными явлениями и сохранения экологического равновесия в природе. Для решения данной задачи необходимо знать минимум следующие физико-химические свойства нефти, пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей: - нефти - плотность, вязкость, содержания воды, солей, механических примесей, серы, асфальтенов, смол и парафинов, фракционный и компонентный составы, давление насыщенных паров, содержание хлорорганических соединений и метил-этилмеркаптанов, а также выход фракций при заданных температурах разгонки; - пластовой воды - плотность, вязкость, содержания солей, нефтепродуктов и механических примесей (КВЧ). - нефтяного газа - компонентный состав, теплотворную способность и содержание капельной жидкости; - механических примесей - компонентный и фракционный состав. 4. Технологическая часть 4.1 Состояние системы сбора и подготовки нефти к транспорту. На Ельниковском месторождении реализовано кустовое размещение скважин. Система сбора продукции скважин в соответствии с проектным документом выполнена по однотрубной герметизированной схеме. Скважины оборудованы устьевой арматурой, предназначенной для эксплуатации при рабочем давлении до 14 МПа. Давления на устьях скважин составляют 0,1 - 2,7 МПа. Скважинная продукция по выкидным линиям диаметрами от 76 до 159 мм, толщиной стенок 4,5 - 8 мм и общей протяженностью 68,4 км (из них 6,3 км футерованных) поступает на 62 ГЗУ типа «Спутник АМ-40» и 10 БИУС со счетчиками типа СКЖ или ТОР для замера дебитов скважин. Сбор продукции скважин Ельниковского месторождения с ГЗУ и БИУС производится по четырем отдельным системам нефтесбора. Они состоят из участков трубопроводов с наружными диаметрами от 89 до 219 мм, толщиной стенок 4,5 - 9 мм, общей протяженностью более 84 км (из них футерованных - 20,6 км) и оборудованы запорной арматурой, предназначенной для эксплуатации при рабочем давлении до 4 МПа. По системе нефтесбора Апалихинского поднятия продукция скважин поступает на ДНС-2 Ельниковского месторождения. Первая ступень сепарации попутного газа из нефти при давлении 0,2-0,3 МПа осуществляется в нефтегазовом сепараторе объемом 8 м3. Его максимальная производительность для нефти Ельниковского месторождения средней обводненностью 80 %, рассчитанная по, составляет до 300 м3/сут жидкости. В качестве буферной емкости используется горизонтальный отстойник ОГ200. В нем происходит нерегулируемый (вследствие периодичности раскачки емкости) процесс II ступени сепарации газа из нефти при давлении 0,2-0,3 МПа. Максимальная производительность ОГ-200 по жидкости при использовании его в качестве нефтегазового сепаратора для нефти Ельниковского месторождения средней обводненностью 80 %, может составлять до 7200 м3/сут. С ДНС-2 отсепарированная от газа Нефть насосами ЦНС 60-264 и ЦНС 105-220 под давлением 1,2-1,9 МПа откачивается по напорному нефтепроводу диаметром 219×8 мм на ДНС-7. 4.2 Организация транспорта нефти с ДНС-7 Дожимная насосная станция N7 (ДНС-7) предназначена для сбора и транспортировки продукции Ончугинского нефтяного месторождения на установку подготовки нефти Ельниковского месторождения, с частичной сепарацией газа и сжиганием его на факельной свече. Ончугинское нефтяное месторождение находится в Сарапульском районе Удмуртской Республики в 1км на северо-запад от с.Мазунино. Разработка месторождения ведется механизированным способом. Для подъема жидкости на дневную поверхность применятся установки ШГН и, начиная с 2004 года осуществляется перевод части их на УЭЦН. Выкидные линии от скважин состоят из трубопроводов диаметром 89х4, 114х5мм общей протяженностью 1550,8м, нефтесборные сети диаметром 114х5, 89х4мм – 4349м, напорный нефтепровод диаметром 159х6 – 9800м, водоводы диаметром 89х6 – 3360м. Давление на нефтесборных трубопроводах при входе в ДНС-7 0,8-3кгс/см2. На ДНС-7 функционирует УПС. Установка предварительного сброса (УПС) воды предназначена для отделения попутно добываемой воды с целью дальнейшей закачки сточной воды в пласт . В качестве основного насосного оборудования УПС используются погружные насосы. Пластовая вода, прошедшая через грубую (в ОГ- 200) и тонкую очистку (в ОГ-25) и далее через буферную емкость ОГ-50 поступает на шурфы 1,2. На ДНС-7 для предотвращения образования и разрушения уже образовавшихся эмульсий применяются поверхностно-активные вещества (ПАВ) – деэмульгаторы, а для снижения воздействия на трубопроводы высокоагрессивной перекачиваемой среды и для защиты от коррозии оборудования применяются ингибиторы коррозии. 4.3 Технологический процесс отбора и перекачки жидкости на ДНС-7. Нефтегазоводяная смесь из скважин поступает на АГЗУ, затем по нефтесборным трубопроводам на ДНС-7, далее через депульсатор в сепаратор ОГ-200 (используется в качестве буферной емкости). Затем через фильтры грубой и тонкой очистки на прием насосов ЦНС-38, которыми через узел учета перекачивается по напорному трубопроводу на УПН. Отсепарированный газ после отжима воды в ОГ-200 из сепаратора, блока сбора утечек поступает на факельную свечу, где сжигается. Блок сбора и откачки утечек состоит из емкости объемом 4м³. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из емкости осуществляется с помощью ЦА. ДНС оборудована камерой пуска и приема очистного устройства по напорному нефтепроводу Ø 159мм. Сточная вода после предварительного сброса на ОГ-200 по водоводу через задвижки 6, 25 поступает в ОГ-25, откуда после грубой очистки от нефтепродуктов вода поступает в ОГ-50. Подготовленная пластовая вода из буферной емкости ОГ-50 через задвижки 11, 27 поступает на шурфы 1,2. Далее с помощью шурфов 1,2 (второй резервный) по высоконапорному водоводу от задвижки 83 вода поступает на БГ, где происходит учёт жидкости с помощью счётчиков СВУ-3 шт. После учёта пластовая вода идёт по двум направлениям от задвижок 91,92 по футерованным высоконапорным водоводам d=76x5 в нагнетательные скважины №636, № 584. 4.4 Контроль технологического режима УПС-7. Отключение шурфов осуществляется при достижении минимального уровня в РВС-400 . Так же отключение осуществляется при срабатывании электроконтактных манометров по минимальному давлению на приеме ЭЦН. 1. Перед началом отбора пробы машинист в противогазе с коробкой марки "М" замеряет ГВС, при положительных результатах начинает отбирать пробу. 2. Результаты анализа машинист узнаёт в течении двух часов. 3. При повышенном содержании нефтепродуктов, немедленно отбирается другая проба и так же сдается в лабораторию для анализа, независимо от времени обнаружения, с записью в журнал. 4. Результаты анализа второй пробы машинист узнает в течение часа. 5. Если и вторая проба не отвечает предъявляемым требованиям, машинист сообщает диспетчеру ОДС и согласовывает с ним остановку шурфа. 6. После остановки шурфа, машинист сообщает диспетчеру ОДС, мастеру д/нефти 7. Запуск шурфа производится только после получения положительных результатов пробы и сообщения диспетчеру ОДС. Во время работы шурфа необходимо контролировать следующие параметры: - давление в приемном трубопроводе - давление в напорном трубопроводе - нагрузку на установку ЭЦН - Объём закачиваемой воды. При выполнении проектных работ по разработке, обустройству месторождения для обеспечения охраны труда и безопасности жизнедеятельности необходимо использовать и не нарушать следующие основополагающие действующие нормативно-правовые акты. 5. Охрана труда и промышленная безопасность. Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда ПАО «Удмуртнефть» основана на «Положении о промышленной безопасности в дочерних акционерных обществах ТНК-ВР». Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда является составной частью комплексной системы управления производством в ПАО «Удмуртнефть» и устанавливает единые требования к безопасной организации работ в области промышленной безопасности и охраны труда. Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда направлена на решение следующих задач: - совершенствование организации работы в области промышленной безопасности и охраны труда на всех уровнях управления производством; - обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов; - соблюдение требований промышленной безопасности и охраны труда на стадии проектирования, строительства, эксплуатации, ремонта и реконструкции опасных производственных объектов (ОПО); - разработка мероприятий, направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращение ущерба окружающей среде; - координация работ, направленных на предупреждение аварий на ОПО и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации их последствий; - контроль за своевременным проведением необходимых испытаний и технических освидетельствований технических устройств, ремонтом и проверкой контрольно-измерительных приборов; Руководители, главные специалисты и специалисты акционерного общества обязаны осуществлять организационно-технические и санитарногигиенические мероприятия по созданию и обеспечению промышленной безопасности, охраны труда, безопасных и здоровых условий труда на производственных объектах филиалов, обязаны контролировать соблюдение работниками установленных правил и норм безопасности, инструкций по охране (безопасности) труда, обеспечивать и контролировать выполнение приказов и указаний вышестоящих органов управления, предписаний органов государственного надзора. 6. Требования пожарной безопасности Рациональность размещения всего оборудования на технологических площадках определяется компактностью, экономичностью, минимальной протяженностью межплощадочных коммуникаций, удобством обслуживания, возможностью проведения ремонтных работ, с соблюдением всех противопожарных разрывов, норм и правил, содержащихся в ВУПП-88, ВНТП 3-85, СНиП 2.11.03-93. Размещение производственных площадок, а также производственных, административных и вспомогательных помещений решается путем функционального зонирования территории с учетом технологических связей, санитарно-гигиенических и противопожарных требований СНиП 11-89-80*. Соблюдены противопожарные разрывы между секциями и производствами согласно нормам ВНТП 3-85. Требования по обеспечению взрывопожаробезопасности: - выбор оборудования, арматуры, трубопроводов должен производится соответствующим рабочему давлению, температуре, коррозионности среды и другим установленным параметрам; - исполнение электрооборудования, электрических аппаратов и электрических проводов должны соответствовать среде помещений и наружных установок; - должно быть защитное заземление всех металлических частей электрооборудования, нормально не находящихся под напряжением; - защита от прямых ударов молний и ее вторичных проявлений производственных зданий и сооружений; - защита от электрической индукции обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и в установках к защитному заземлению электрооборудования; - защита от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям; - оснащение первичными средствами пожаротушения; - контроль до взрывоопасной концентрации на технологических площадках; - полная герметизация процесса; - расположение технологического оборудования на открытых площадках; - применение электрооборудования во взрывобезопасном исполнении для взрывоопасных зон; - заземление оборудования и трубопроводов от статического электричества; - дренаж аппаратов перед ремонтом в дренажные емкости; - пожарная сигнализация. - обеспечена необходимая степень огнестойкости зданий; - опоры под емкости и трубопроводы с горючими жидкостями приняты несгораемые. На основании Положения о добровольной пожарной дружине на объекте ДНС-7 создана добровольная пожарная дружина. 7. Требования производственной санитарии и гигиены Работа на нефтегазодобывающих предприятиях характеризуется следующими особенностями: - выполнение большинства работ под открытым небом, часто при неблагоприятных метеорологических условиях; - вероятность контакта с различными ядовитыми, агрессивными, горючими и взрывоопасными веществами; - большие физические усилия и нервные напряжения при выполнении некоторых работ (ликвидация аварий, открытых фонтанов, порывов нефте- и водопроводов и т.д.); - повышенные рабочие параметры некоторых устройств и установок (давление, электрическое напряжение, скорость движения, температура и др.); - использование опасных для людей кислот, щелочей, взрывчатых веществ; - отдаленность рабочих мест от населенных пунктов, санитарно-бытовых и подсобных помещений; - большое разнообразие машин, механизмов, установок. Добываемая нефть и попутные газы характеризуются большим разнообразием состава и физико-химических свойств, что определяет их различное действие на человека. Ядовитые их компоненты могут проникать во внутрь организма через органы дыхания и пищеварения, поры кожы и слизистой оболочки, вызывая острые и хронические отравления. По характеру действия на человека различают промышленные яды: нервные (нейротропные), кровяные, печеночные (гепатотропные), ферментные, раздражающие, прижигающие, удушающие, аллергены, канцерогены, мутагены. Почти все представители этих ядов присутствуют в нефти, газе и пластовых водах. Нервным ядом с химической токсичностью является сероводород. Окись углерода является кровяным ядом, реагирующим с гемоглобином крови, которая теряет способность насыщаться кислородом, что вызывает кислородное голодание или угар различной степени тяжести. Канцерогенами, то есть веществами, вызывающими раковые заболевания, являются некоторые нефтяные смолы сложного состава. К удушающим ядам относятся метан, этан, которые при большой концентрации в воздухе снижают концентрацию кислорода. Симптомами отравления являются: быстрая утомляемость, головокружение, головная боль, повышение температуры, тошнота, рвота, возбужденное или угнетенное состояние, судороги, учащение пульса, нарушение пищеварения, дыхания, сердечной деятельности, потеря сознания. В тяжелых случаях возможен смертельный исход. Некоторые виды нефтей действуют на кожу, вызывая ее высушивание, растрескивание и кожные болезни. Опасна для работающих и производственная пыль, вредное действие которой зависит от химического состава, размера и формы частиц, концентрации в воздухе. Особенно ядовита пыль, содержащая свободную окись кремния, марганец, свинец и др. длительное действие пыли на человека вызывает заболевание глаз и органов дыхания. Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе на рабочих местах, установленные санитарными нормами проектирования промышленных предприятий (СН 245-71) следующие (мг/м3): - сероводород –10; - сероводород в смеси с углеводородами – 3. При наличии в воздухе нескольких ядов результирующее их действие различно. Некоторые яды действуют на человека независимо от других и их действие суммируется. В других случаях один яд усиливает действие другого. Так, углеводороды С1-С5 усиливают действие сероводорода, ПДК для которого при таких обстоятельствах снижают. Возможно взаимное ослабление ядов. Для проверки степени загрязнения воздуха применяют газоанализаторы переносные лабораторные различного физико-химического принципа действия. Санитарные требования к генеральной планировке нефтегазодобывающего предприятия следующие: площадки для зданий и сооружений должны быть ровными, с уклоном для отвода поверхностных вод, с низким уровнем грунтовых вод, с достаточным солнечным освещением, естественным проветриванием. Объекты, выделяющие газ, дым, пыль и создающие шум (насосные, компрессорные, котельные, установки сбора и первичной обработки нефти и попутного газа) по отношению к ближайшем жилому району должны располагаться с подветренной стороны (с учетом направления ветра, преобладающего в теплое время года) и отделяться от них санитарно-защитной зоной шириной 1000м для объектов I класса при добыче нефти с содержанием серы более 0,5 % и шириной 300 м для объектов III класса при добыче нефти с содержанием серы до 0,5 %. Госсанинспекции дано право увеличивать (не более чем в 3 раза) или уменьшать указанную ширину зон. В пределах зон можно размещать пожарное депо, гаражи, склады, административные и другие подсобные помещения. Территория промысла должна быть благоустроена (спланирована, озеленена, осушена) и снабжена сетью удобных и безопасных дорог для транспорта и пешеходов. Санитарные нормы предусматривают обязательное устройство внутреннего водопровода и канализации в производственных и вспомогательных зданиях при числе работающих в смену более 25 человек для подачи воды на производственные и хозяйственно-питьевые нужды и отвода сточных вод. Высокие требования предъявляются к качеству питьевой воды, которая должна быть без цвета, запаха, привкуса, механических примесей, болезнетворных микроорганизмов и растворенных солей. Если такое количество сырой воды не обеспечивается, то предусматривают снабжение работающих остуженной кипяченой водой, раздаваемой через питьевые фонтанчики. Температура питьевой воды при раздаче должна быть не выше 20°С и не ниже 8°С. В цехах с удельным избытком тепла более 150 ккал/м3´час рабочие должны снабжаться подсоленной газированной водой. Соединение сети хозяйственно-питьевого водопровода с техническим водопроводом не допускается. Нормы расхода воды на хозяйственнопитьевые нужды – 45 л в смену на 1 человека в цехах со значительным избытком тепла (более 20 ккал/м3´час), 25 л в смену на 1 человека - в остальных цехах, 500 л на 1 человека – на 1 душевую сетку, 180-200 л на 1 человека – на 1 кран умывальника. С госсанинспекцией согласовывают выбор источника хозяйственно-питьевого водоснабжения и условия спуска сточных вод. Производственные помещения должны удовлетворять следующим санитарным требованиям. На каждого работающего предусматривается объем помещения не менее 15 м3 и площадь не менее 4,5 м2. Высота от пола до низа выступающих конструкций – не менее 2,6 м. Производственные процессы на нефтегазодобывающих предприятиях протекают часто при неблагоприятных метеорологических условиях и напряженной физической работе, что дает основание отнести их по санитарной характеристике к группам, для которых определен следующий состав бытовых помещений: уборные, умывальные (10-20 человек на 1 кран), гардеробные для открытого и закрытого хранения уличной, домашней и рабочей одежды, душевые (5 человек на 1 душевую сетку), курительные, помещения для сушки, обеспыливания, обезвреживания рабочей одежды, для обогревания работающих на открытой территории, пункты питания, здравпункты. По степени напряжения зрения операции добычи нефти и газа относятся к работам малой точности, требующим различения объектов размером от 1 до 5 мм (4 разряд работ). Коэффициент естественной освещенности помещений (соотношение одновременно измеренных освещенностей внутри и снаружи) при боковом освещении через окна должен быть не менее 1 %. Этот коэффициент определяет размер окон в процентах к площади пола. Общее электрическое освещение производственных помещений, где выполняются работы малой точности, должно обеспечивать освещенность не менее 50-150 лк при использовании ламп накаливания и 100-200 лк для люминесцентных ламп. Освещенность открытых рабочих пространств, где выполняются работы малой точности, рекомендуется принимать не менее 10 лк, а в условиях повышенной опасности травматизма – не менее 25 лк. наружное освещение у отдельных объектов можно включать только во время осмотра или ремонта оборудования. Производственное освещение должно быть достаточной яркости, достаточно равномерности распределения светового потока, расположения приборов искусственного освещения таким образом, чтобы глаз не испытывал слепящего действия, отсутствие глубоких и резких теней. На нефтегазодобывающих предприятиях освещение должно обеспечивать взрыво- и пожаробезопасность при освещении как помещений, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей. При высоком уровне звукового давления шум оказывает вредное влияние на нервную систему человека и его органы слуха, вызывая раздражение, утомление, ослабление внимания и снижение работоспособности. По всем этим причинам сильный шум в условиях производства может привести к несчастным случаям и значительному снижению производительности труда. Степень вредности вибрации и механических сотрясений определяется величинами колебательных скоростей и ускорения. Для борьбы с шумом и вибрацией используют звукопоглощающие материалы, заменяют металлические детали на пластмассовые, применяют вязкие смазочные материалы, проводят тщательную балансировку оборудования, применяют амортизаторы и виброизоляторы и т.д. В холодные и переходные периоды года при температуре наружного воздуха ниже +10 °С, температура в помещениях незначительным тепловыделением (20 ккал/м3´час и менее) допускается в пределах 17-22 °С при легкой работе и 13-18 °С - при тяжелой. Температура нагревательных приборов в соответствии с санитарными нормами на должна превышать 90 °С, чтобы исключить возгонку, разложение и пригорание пыли, а также чрезмерную сухость воздуха в помещении. В теплый период года температура воздуха в производственных помещениях поддерживается на уровне, при которой она бы не превышала наружную более чем на 3-5 °С соответственно для помещений с незначительным и значительным тепловыделением, причем при тяжелой работе температура в помещении не должна превышать 26 °С. Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха. В холодный и переходный периоды года при температуре наружного воздуха +10°С относительная влажность должна быть не более 75%. В теплый период года при температуре наружного воздуха +10°С и выше, при температуре в помещении +28°С относительная влажность должна быть не более 55% и при температуре +24°С и ниже – не более 75%. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей – с повышенной влажностью, что отрицательно сказывается на организме человека. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение. Неблагоприятно также сказывается большая скорость движения воздуха. Промышленная вентиляция предназначена для удаления из производственных помещений и рабочих мест воздуха, содержащего различные взрывоопасные и вредные вещества (газы, пары, пыль) и подачи в помещение чистого воздуха, а также улучшения температурных и других метеорологических условий в помещениях. Вентиляция должна быть приточно-вытяжной. Вытяжная вентиляция служит для удаления из помещений загрязненного воздуха, приточная – для подачи в помещения чистого воздуха. 8. Охрана недр и окружающей среды. Охрана окружающей среды регулируется следующими законодательными документами: - Федеральный закон от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" (с ред. от 04.08.2023 N 449-ФЗ). - Федеральный закон от 23 ноября 1995 г. N 174-ФЗ "Об экологической экспертизе" (с ред. от 30 декабря 2020 г.) - Закон РФ от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (в ред. от 3 марта 1995 г.) (с изм. и доп. от 10 февраля 1999 г., 2 января 2000 г., 14 мая, 8 августа 2001 г., 29 мая 2002 г., 6 июня 2003 г., от 14.07.2022 N 343-ФЗ) - Федеральный закон от 14 марта 1995 г. N 33-ФЗ "Об особо охраняемых природных территориях" (с изм. и доп. от 30 декабря 2001 г., с ред. от 18.03.2023 N 77-ФЗ). - Водный кодекс Российской Федерации" от 03.06.2006 N 74-ФЗ (ред. от 25.12.2023) - Лесной кодекс Российской Федерации" от 04.12.2006 N 200-ФЗ (ред. от 04.08.2023); - Земельный кодекс Российской Федерации" от 25.10.2001 N 136-ФЗ (ред. от 14.02.2024) - Федеральным законом «Об охране атмосферного воздуха», 04.0.5.1999; - Федеральный закон от 24 июня 1998 г. N 89-ФЗ "Об отходах производства и потребления"(с изменениями от 29 декабря 2000 г., 10 января 2003 г.) - Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N 534 (ред. от 31.01.2023) "Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"; - Водный кодекс Российской Федерации" от 03.06.2006 N 74-ФЗ (ред. от 25.12.2023) - СанПиН 2.1.4.1116-02" (вместе с "СанПиН 2.1.4.1116-02. 2.1.4. Питьевая вода и водоснабжение населенных мест. Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды, расфасованной в емкости. Контроль качества. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы (ред. от 28.06.2010) - CанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов" - СанПиН 2.1.6.1032-01. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест. - СП 51.13330.2011 Защита от шума. Актуализированная редакция СНиП 2303-2003 (с изменением № 1) 9. Особые ограничения на объектах ПАО «Удмуртнефть» Требования к температуре: предельная температура, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе на объектах ПАО «Удмуртнефть» устанавливается минус 30 0С. Заключение. За время прохождения данной практики мною были изучены вопросы организационной структуры предприятия, должностные обязанности сотрудников, а также выполнены следующие задачи: - работа со сводками по работе КРС; - анализ динамограмм; - ведение журнала простоя скважин; - работа с журналом замеров суточных дебитов скважин; - расклеивание эксплуатационных карточек скважин в паспорта скважин; - работа с делами скважин; - оформление журнала учета водопотребления. Также я ознакомился с порядком заполнения наряд-заказов на производство КРС. В процессе эксплуатации месторождения необходимо принимать меры по сохранности защитных сооружений и проводить профилактические работы по недопущению загрязнения окружающей территории. Все эти работы должны проводиться в плановом порядке по специально разработанным графикам. С 2001года ПАО «Удмуртнефть» начато внедрение современной Системы Экологического Менеджмента (СЭМ), соответствующей международному стандарту ИСО-14001. Настоящий стандарт устанавливает требования к системе управления окружающей средой в целях оказания помощи организации в определении ее значительных воздействиях на окружающую среду. Он применим к тем экологическим аспектам, которые организация может контролировать и на которые она предположительно может оказывать влияние. Приоритетными направлениями экологической стратегии являются: - постоянное внимание вопросам управления природоохранной деятельностью; - неукоснительное соблюдение экологического законодательства, а также современных требований, предъявляемых СЭМ; - возможность предотвращения экологических катастроф, загрязнения окружающей среды; - снижение аварийности на трубопроводах путем замены на трубы с антикоррозионной защитой и применения высокоэффективных ингибиторов коррозии, бактерицидов; - строительство очистных сооружений на производственных площадках для снижения сбросов вредных веществ в водоемы; внедрение установок по утилизации нефтешлама для защиты водных и земельных ресурсов от загрязнения; - ежегодное уменьшение выбросов в атмосферу от резервуарных парков и ДНС путем внедрения газоуравнительных систем и более полной утилизации попутного нефтяного газа; - открытость и доступность информации о состоянии охраны окружающей среды. - Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и их утечки через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. В последнем случае выделяют четыре зоны: - сильное загрязнение; - средняя степень загрязнения; - слабое загрязнение; - распыление с незначительным загрязнением. Ответственность за проводимую в НГДУ природоохранную деятельность несет заместитель начальника НГДУ. В целом по НГДУ и по каждому промыслу имеется план природоохранной деятельности, в который включены мероприятия как санитарнопрофилактического характера, так и специального природоохранного назначения (строительство и поддержание работоспособности нефтеловушек, строительство безопасных переходов через водные преграды). Список литературы 1. 1.В. Х. Шаймарданов. «Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти на промыслах» Ижевск 2005 г. 2. Институт УдмуртНИПИнефть. «Справочное пособие по физикохимическим свойствам нефти, газа и воды месторождений Удмуртской Республики». Ижевск 1995г. 3. Н. М. Байков, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров. «Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды». М. «Недра» 1981 г. 4. Е. С. Коршун, С. Г. Едигаров. «Промысловый транспорт нефти и газа». М. «Недра». 1975 г. 5. Труды. Выпуск 15. ВНИИСПТнефть. «Сбор, подготовка и транспорт нефти и воды». Уфа. 1976г. 6. Труды. Выпуск 5. СИБНИИНП. «Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири». Тюмень. 1976г. 7. Г. С. Кесельман, Махмудбеков Э.А. «Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа». М. «Недра» 1981 г. 8. «Методические указания по нормированию загрязняющих веществ в поверхностном стоке с территорий предприятий, организаций и учереждений Удмуртской республики». Ижевск, 1999г. Утверждено постановлением Правительства УР от 06.03.2000 г. №237. 9. Проект нормативов предельно-допустимых выбросов в атмосферу для НГДП «УН-ЮГ». НТЦ Филиал ОАО «Сиданко» в г. Ижевске. 2003г. 10. Р.Ш. Мингареев. В.И. Лузин. «Экономика подготовки нефти и газа».
