Особое значение в комплексе мероприятий по охране природы в нефтяной и газовой промышленности имеет предотвращение загрязнений воды и почвы. Разлившаяся нефть и другие углеводороды, опасно изменяя состав и свойство воды, превращают ее в токсичное вещество, которое опасно воздействует на рыб и обитателей водоемов. Нефтяная пленка на поверхности водоема (одна капля нефти, разливаясь, образует пленочный круг диаметром 1,5 метра) изменяет световой, тепловой, кислородный и материальный баланс среды, нарушает экологическое равновесие, условия обитания жителей подводного мира. Разная степень загрязнения в данном случае означает лишь неодинаковое по продолжительности время гибели рыб, морских животных, планктона и др.

Пагубное воздействие разлившаяся нефть и буровой шлам могут оказать и на почву в процессе бурения, добычи, подготовки и транспортирования нефти. Проникая в плодородную землю все эти загрязнения, изменяют ее физико-химические свойства, разрушают почвенную структуру, диспергируют частицы, изменяют соотношение между углеродом и азотом, режим почв и корневого питания растений. Загрязнение почвы опасно и для человека, поскольку влияние нефти может проявляться через пищевые цепи (сельскохозяйственные продукты), в том числе и с канцерогенным эффектом. Один порыв водовода со сточными водами, загрязненными нефтью, при объеме выброса двух т нефти уничтожает растительный покров на площади 0,5 га плодородной земли. Стоимость рекультивации 1 га сельскохозяйственной земли, загрязненной нефтью, в 7-13 раз больше ее номинальной стоимости.
4.2 Охрана окружающей среды
Под охраной окружающей среды понимают предотвращение загрязнения биологических (живая природа), земельных, водных ресурсов и воз­душного бассейна.

Не до­пускается разлив растворов ПАВ на территории нефтепромысла и попадание их в озера, реки и т. п. При обнаружении утечек растворов ПАВ в системе ППД закачка раствора незамедли­тельно должна прекращаться.

Одним из последних требований отдела охраны природы к проектам обустройства месторождений является неформальная проработка возможных аварийных ситуаций на производственных объектах, детальный анализ возможных сценариев разбития аварийных ситуаций, прогноз распространения зоны загрязнения, определение мест расположения защитных гидротехнических сооружений, их главных характеристик и основных

проектных решений по их строительству для наиболее аварийно-опасных объектов и участков. Предварительная проработка этих вопросов в случае аварии позволит немедленно приступить к работам по локализации нефтяного разлива и обеспечить уменьшение площади и степени загрязнения земель и водных объектов. В функцию производственного экологического контроля за стадией проектирования входит также проверка выполнения подрядчиком требования ст. 37 Закона РФ «Об охране окружающей природной среды" о получении положительного заключения государственной экологической экспертизы на проектную документацию.

---

Профилактика загрязнения окружающей среды в результате аварий включает работы по капитальному ремонту и реконструкции трубопроводов, строительство и ввод в действие установок предварительного сброса воды, технические мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов, резервуаров и оборудования, снижению коррозионной активности перекачиваемых по трубопроводам флюидов. В рамках этого направления используется ингибиторная защита. Закупаются качественные трубы и трубопроводные арматуры.

С целью охраны водных объектов выполняются два основных мероприятия: строительство канализационных очистных сооружений (КОС) для хозяйственно-бытовых сточных вод и сооружений очистки производственных сточных вод строительство выполняется согласно СНиП 2.04.02-84, а также работы по локализации и ликвидации нефтяных разливов.

Выбросы токсичных веществ, производится в соответствии со СНиП 2.04.02-84 в специальную емкость.

Локализация нефтяных разливов выполняется силами НГДУ традиционными способами обвалованием загрязненных участков суши, строительством дамб, установкой переточных труб с гидрозатворами на водотоках, установкой боковых заграждений на водных объектах с последующей откачкой разлитой нефти.

При строительстве площадных объектов (кустод скважин, площадок ДНС и др.) основным воздействием на окружающую среду является изъятие части территории месторождения из общего пользования и преобразование существующего рельефа в результате проведения вертикальной планировки. Последняя предусматривает сплошную систему организации рельефа, что в случае размещения объектов без учета функции экосистем и невыполнения природоохранных мероприятий может нарушить компонентную структуру ландшафтов - нарушаются микрорельеф и поверхностный сток, возможно ухудшение гидрологического режима и, в первую очередь, происходит деформация почвенно-растительного покрова.

5 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Организационные мероприятия по реализации и производству предлагаемых рекомендаций
Проанализировав результаты расчетов подбора установок ЭЦН к скважинам Барсуковского месторождения можно рекомендовать следующие мероприятия по оптимизации работы скважин - правильный выбор соответствующего типоразмера для смены насоса для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. в конечном итоге, правильно подобранное оборудование определяет размер затрат подъема продук­ции скважины на поверхность.

---

Оптимизацию режимов работы скважин, предлагается провести путем замены УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти. При оптимизации режима работы скважины производят замену насоса УЭЦН в соответствии с добывными возможностями скважины. Подбор производят исходя из су­ществующих параметров вручную или с помощью компьютера.

Замена насоса позволит получать больше продукции, что покроет расходы на его замену и сможет получить максимальный возможный дебит на протяжении более долгого времени.

Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. 
Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции. 
Далее демонтируют устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. В результате жидкость из труб перетекает в экс.колонну. 
Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором. 
Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек. По мере подъема труб кабель освобождают от клямсев, не допуская падения их в скважину и навивают КРБК на барабан кабеленаматывателя. После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля.  Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж. Необходимые требования по монтажу и спуску ЭЦН:

ЭЦН на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов-элеваторов. Проушины хомутов должны быть снабжены предохранительными шпильками.

Намотка и размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

Скорость спуска ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25м/с.

При СПО не следует допускать изгибов, перегибов, перекосов и ударов кабеля, а также его загрязнения.

---

Остановка барабана должна производиться только отключением электропривода. Запрещается тормозить барабан руками, досками и трубами.

После спуска центробежного электронасоса оставшийся кабель должен подвешиваться на специальном устройстве или укладываться на площадке у станции управления и ограждаться.

Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании установки ЭЦН на устье скважины.

В таблице 5.1 представлены фактические и расчетные технологические режимы работы скважин, рекомендуемых для оптимизации.
Таблица 5.1 - Фактические и расчетные технологические режимы работы скважин

№ скв.	До смены типа насоса				После смены типа насоса				Межремонтный период, сут		Количество ремонтов, рем.		Технологическая эффективность
	Тип насоса	Дебит жидкости,	Дебит нефти, т/сут	Тип насоса		Дебит жидкости,	Дебит нефти т/сут	до		после	до	после	∆Р	∆Q, т
834	ЭЦН-30	630,5	12,61	ЭЦН-50		686,5	13,73	93		280	4	1	-3	522,29
962	ЭЦН-30	936,5	18,73	ЭЦН-50		978	19,56	98		285	4	1	-3	471,52
1012	ЭЦН-30	509,5	10,19	ЭЦН-50		617	12,34	95		292	4	1	-3	876,46
1024	ЭЦН-30	521	10,42	ЭЦН-50		737,5	14,75	92		279	4	1	-3	1674,23
956	ЭЦН-30	712,5	14,25	ЭЦН-50		816	16,32	92		284	4	1	-3	883,8
Итог	-	-	66,2	-		-	76,7	470		1420	20	5	-15	4428,3

---

5.2 Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
В результате изменения технологического режима работы 5 скважин путём замены насосов с соответствующим подбором их режима работы предполагается получить среднесуточный прирост добычи нефти на одной скважине на уровне 2,1 т/сут (темп снижения добычи нефти для одной скважины составляет 1,6%).

Средняя стоимость 1 часа ремонтной бригады составляет 7600 рублей. Продолжительность одного ремонта – 72 часа.

Коэффициент эксплуатации скважин составляет 0,97. Годовая добыча нефти до мероприятия составляет 23832 т. Цена реализации равна 28660руб./т. Себестоимость добычи одной тонны нефти до мероприятия равна 18957,7руб./т, в том числе условно-переменные затраты 9496,5руб./т.

Другие исходные данные для расчета экономического эффекта от оптимизации 5 скважин, оборудованных ЭЦН, приведены в таблице 5.1.

В таблице 5.2 представлены исходные данные необходимые для расчета экономической эффективности замены ЭЦН на более продуктивные
Таблица 5.2 - Исходные данные для расчета экономической эффективности замены УЭЦН в условиях Тарасовского месторождения

Наименование показателя	Усл.обознач.	Значение
Количество оптимизируемых скважин, скв.	n	5
Годовая добыча нефти до мероприятия, т	Q1	23368,6
Цена 1 т нефти, руб/т	Ц	28660
Себестоимость добычи 1т нефти, руб/т	С1	18957,7
в т.ч. Условно-переменные затраты, руб/т	Зуп	9496,5
Среднесуточный прирост добычи нефти на одной скважине, т/сут	∆q	2,1
Темп снижения среднего дебита по нефти, %	k	1,6%
Потребляемая мощность после оптимизации всех скважин, кВт	Мпосле	1950
Потребляемая мощность до оптимизации всех скважин, кВт	Мдо	2120
Стоимость установленной мощности за 1кВт, руб	t	12100
Сокращение количества ремонтов в результате проведения мероприятия, рем	∑∆Р	2
Время продолжительности одного ремонта по причине осложнений, час	Тр	72
Стоимость одного часа работы ремонтной бригады, руб/час	Сбр/час	7600
Коэффициент эксплуатации скважин, д.ед.	Кэ	0,97
Налог на имущество, %	nим	2
Налог на прибыль, %	nпр	20
Стоимость ЭЦН, руб:
ЭЦН-30	Снд	557500
ЭЦН-50	Снп	585200
Норма амортизации, %:
ЭЦН	На	11

---

Смотрите также файлы

• Белгородская государственная сельскохозяйственная академия им. В. Я. Горина.rtf

• Описание компетенции графический дизайн.docx

• Вопрос Восточный вопрос и его влияние на внешнюю политику Российской империи в 1825 1855 гг.docx

• Минобрнауки россии федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А..doc

• Опросник для диагностики организационной культуры (по методике К. Камерона и Р. Куинна).docx