Файл: Анализ эффективности методов борьбы с солеотложениями при.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 176
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):
Внедрение на скважине Верх-Тарского месторождения капиллярной системы подачи химических реагентов.
Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
Задание выдал консультант:
Должность
ФИО
Ученая
степень,
звание
Подпись
Дата
Доцент
Криницына Зоя Васильевна к.т.н.
Задание принял к исполнению студент:
Группа
ФИО
Подпись
Дата
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
79
5 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ
Введение
Существует мнение, что использование капиллярных систем подачи химических реагентов экономически не оправдана. Ниже приведен пример расчета экономической эффективности после внедрения капиллярной системы подачи химического реагента в различные интервалы скважины, внедренного на скважину
Самотлорского месторождения.
Целесообразность применения капиллярных систем для осложненных скважин определяется экономической эффективностью.
Цель и задачи
Основная задача рассчитать экономическую эффективность после внедрения капиллярной системы подачи химических реагентов в добывающие скважины на
Самотлорском месторождении.
Годовая экономическая эффективность от применения комплекта
оборудования
Э
ф
= ????
н
∙ (Т
раб
− Т
рем
) ∙ С
н
− З
о
,
(2) где
????
н
– дебит нефти, т/сут;
С
н
– стоимость нефти, руб/ т;
Т
раб
– время годовой эксплуатации скважины, сут.;
Т
рем
– время нахождения скважины в ремонте и простоя скважины в течение года, сут.;
З
о
– годовые эксплуатационные затраты, руб.
Время годовой эксплуатации скважины:
Т
раб
= 365 − Т
рем
, (3) где
Т
рем
– время нахождения скважины в ремонте в течение года, сут.
80
Расчет простоя скважины во время ремонта за скользящий год:
Т
рем
= ????
рем
∙ (????
рем
+ ????
доп
24
⁄ ) + 1, (4) где
????
рем
– количество ремонтов за скользящий год;
????
рем
– средняя продолжительность ремонта, ч.
????
доп
- дополнительное время, связанное с подготовкой скважины к ремонту.
При расчете простоя, дополнительно ко времени ремонта добавляются 1 сутки, в связи с простоем скважины по причине ожидания подтверждения отказа, глушения скважин, стравливания скважины после глушения и ожидания подъезда бригады ПРС.
Годовые эксплуатационные затраты будут складываться из затрат на ремонт скважины, на ремонт погружного оборудования и на внедрение комплекта оборудования:
З
о
= З
рем.скв
+ З
рем.об
+ З
техн
, (5) где
З
рем.скв
– затраты на ремонт скважины, руб./год;
З
рем.об
– затраты на ремонт скважинного оборудования, руб./год;
З
техн
– затраты на внедрение комплекта оборудования, руб./год.
Затраты связанные с ремонтом скважины бригадой ПРС:
З
рем
= ????
рем
∙ ????
рем
∙ ????
рем прс
, (5) где
????
рем
– количество ремонтов за скользящий год;
????
рем
– средняя продолжительность ремонта, час;
????
рем прс
– стоимость ремонта скважины бригадой ПРС, руб./час.
Общие затраты на ремонт скважинного оборудования:
З
рем.об.
= ????
рем.об.
∙ ????
рем
, (6)
81 где
????
рем.об.
– средняя стоимость скважинного оборудования, руб./ед;
????
рем
– количество ремонтов за скользящий год.
Годовые затраты на внедрение, приобретение и обслуживание комплекта оборудования за год:
З
техн.
= С
технол.
+ З
монтаж.
+ З
хим.
+ З
обсл.год
+ З
элект
, (7) где
С
технол.
– затраты необходимые для приобретения комплекта оборудования, руб;
З
монтаж.
– затраты на монтаж оборудования, руб;
З
хим.
– затраты на приобретение химического реагента, руб;
З
элект
– затраты за электроэнергию в год, руб;
З
обсл.год
– затраты на техническое обслуживание и ремонт, руб.
Годовые затраты на приобретение химического реагента:
З
хим.
= ????
доз.
∙ Т
доз.
∙ С
хим.реагента
, (8) где
????
доз.
– объем дозирования химического реагента, т/сут;
Т
доз.
– время дозирования химического реагента в год, сут;
С
хим.реагента
– стоимость химического реагента, руб/т.
Годовые затраты на обслуживание и ремонт комплекта оборудования:
З
обсл.год
= З
обсл.
∙ Т
обсл.
, (9) где
З
обсл.
– затраты на обслуживание и ремонт , руб/час;
Т
обсл.
– время обслуживания и ремонта за год эксплуатации, час.
Годовые затраты на электроэнергию:
З
электр.
= ???? ∙ С
эн.
∙ Т
раб.устан
, (10)
82 где
???? – потребляемая электроэнергия дозировочным насосом, кВт*ч;
С
эн.
– стоимость 1кВт ч электроэнергии, руб;
Т
раб.устан
– время работы дозировочного насоса за год, час.
Стоимость годовой потери не добытой нефти из-за простоя:
П
н
= ????
н
∙ С
н.
∙ П
р
∙ С
р
, (11) где
????
н
− дебит по нефти, м
3
/сут;
С
н.
− отпускная стоимость нефти, доллар/баррель;
С
р
− стоимость ремонта скважины бригадой ПРС, руб./час;
П
р
− средняя продолжительность ремонта, час.
На основании данной методики разработана программа, которая позволяет определять целесообразность применения комплекта оборудования для конкретных осложненных скважин. Рассмотрим ее применение на примере Верх-
Тарского месторождения. Имеется, например, три осложненные солеотложениями скважины с дебитом Q = 42,5 т/сут., обводненность 60%, дебит по нефти Q
н
= 17 т/сут., межремонтный период, которых составляет соответственно 58, 122, 170 суток.
Для предотвращения солеотложений и парафиновых отложений и гарантированного достижения межремонтного периода не менее одного года, в скважинах планируется спустить капиллярную систему для подачи химических реагентов в различные интервалы скважины. В комплект оборудования входит дозировочная установка компании «Позитрон» с устройством подогрева капиллярного трубопровода, устьевой ввод, скважинный капиллярный трубопровод, армированный полипропиленовый, центраторы на НКТ, протектолайзеры, размещенных на ПЭД и насосе, узел подвески трубопровода на
83 насосе, груз распылитель с обратным клапаном. По насосу и ПЭД проложен капиллярный термостойкий трубопровод.
Рисунок 13 – Оценка экономической эффективности использования капиллярной системы
Вывод
Результаты расчета представляются в графическом виде (рисунок 13).
По осям координат представлены дебит скважины по нефти и межремонтный период осложненной скважины. Кривые ограничивают области экономической эффективности от использования комплекта оборудования при гарантированном межремонтном периоде скважин не менее одного года. Так для скважины № 1 с межремонтным периодом 58 суток целесообразно комплекта оборудования и экономическая эффективность составит около 10 млн. руб в год. Для скважины № 2 с межремонтным периодом 122 сут. также оправдано применение комплекта
84 оборудования. Для скважины номер № 3 с межремонтным периодом 170 сут. экономически не выгодно применение комплекта оборудования, если мы повышаем гарантированный межремонтный период более одного года. Если данный комплект оборудования повысит гарантированный межремонтный период скважины более двух лет, то использование оборудования будет оправдано.
Таблица 12 - Внедрение на скважине Верх-Тарского месторождения капиллярной системы подачи химических реагентов
№
Показатель
Значение до
внедрения
Значение после
внедрения
1
Дебит по нефти, м
3
/сут.
17 17 2
Ремонтов за скользящий год
7 1
3
Средняя продолжительность ремонта, час
48 48 4
Стоимость ремонта скважины бригадой
ПРС, руб./час
2500 2500 5
Средняя стоимость ремонта насоса от солеотложений руб./ед.
225 000,40 225 000,40 6
Отпускная стоимость нефти, доллар/баррель
48 48 7
USD ЦБ
65,5331 65,5331 1
Затраты на приобретение оборудования
КСП, руб.
-
447500 2
Химический реагент, руб/т
-
50000 3
Затраты на монтаж капилярной системы, руб.
-
50000 4
Затраты на обслуживание, руб./мес
-
33000 5
Затраты на приобретение реагента, руб.
(из расчета средней дозировки 3 л/сутки)
-
54750 6
Затраты на обслуживание, руб./год
-
396000
ВСЕГО затрат на приобретение и обслуживания КСП
-
948250
85 1
Дебит по нефти, баррель/сут.
165,312 165,312 2
Средняя наработка на отказ, сут.
58 365 3
Затраты на ремонт за скользящий год, руб.
1680000 240000 4
Простой скважины во время ремонта, суток/год
21 3
5
Стоимость потерь нефти из-за простоя, руб./сутки
353324,14 50474,8 6
Стоимость потерь нефти из-за простоя, руб./год
7419807,1 1059972,44 7
Общие затраты на ремонт насосов руб/год
3150005,6 450000,8
ВСЕГО ПОТЕРЬ
12 603 136,8 1 800 448,04
ИТОГО
12 603 136,8 2 748 698,04
Экономический эффект от внедрения, руб.
9 854 438,76
86
ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА
«СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ»
Студенту:
Группа
ФИО
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
Школа
ИШПР
Отделение
21.03.01
Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность
Нефтегазовое дело
Исходные данные к разделу «Социальная ответственность»:
1. Характеристика объекта исследования (вещество, материал, прибор, алгоритм, методика, рабочая зона) и области его применения
Анализ методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин
Западной Сибири
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Производственная безопасность
1.1. Анализ выявленных вредных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения.
1.2. Анализ выявленных опасных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения.
Вредные факторы: Пониженная температура окружающей.
Опасные факторы: Электробезопасность; давление в системах работающих механизмов, повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны.
2. Экологическая безопасность:
защита селитебной зоны анализ воздействия объекта на атмосферу
(выбросы); анализ воздействия объекта на гидросферу
(сбросы); анализ воздействия объекта на литосферу (отходы); разработать решения по обеспечению экологической безопасности со ссылками на НТД по охране окружающей среды.
Воздействия на атмосферу: пары химических реагентов; выхлопные газы автомобилей.
Воздействия на гидросферу: розливы химических реагентов; подтёки ГСМ.
Воздействие на литосферу: смыв загрязнения с поверхности площадок дождевыми и талыми водами в результате нарушения гидроизоляции и обваловки на кустовых площадках; осаждение твердых выбросов из атмосферных осадков.
3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях:
перечень возможных ЧС при разработке и эксплуатации проектируемого решения; выбор наиболее типичной ЧС; разработка превентивных мер по предупреждению
ЧС; разработка действий в результате возникшей ЧС и мер по ликвидации её последствий.
При монтаже, ремонте и обслуживании объекта исследования наиболее вероятно возникновение следующих чрезвычайных ситуаций: розлив химических веществ; разгерметизация рабочих трубопроводов.
Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
Задание выдал консультант:
Должность
ФИО
Ученая
степень,
звание
Подпись
Дата
Ассистент
Черемискина Мария
Сергеевна
Задание принял к исполнению студент:
Группа
ФИО
Подпись
Дата
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
87
6 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
Социальная ответственность – ответственность перед людьми и данными им обещаниями, когда организация учитывает интересы коллектива и общества, возлагая на себя ответственность за влияние их деятельности на заказчиков, поставщиков, работников, акционеров.
Сущность работ заключается в выполнении следующих технологических операций: осуществление работ по заданному режиму скважины, контроль за системами подачи реагента в скважину, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования, используемого при добыче нефти и газа. Работы выполняются круглогодично.
6.1 Профессиональная социальная безопасность
Выполнение данного вида работ сопровождается следующими вредными и опасными факторами, приведенными в таблице 13.
Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по
их устранению (производственная санитария)
Рассмотрим основные наиболее вероятные вредные производственные факторы на рабочих местах, которые могут иметь место при выполнении данного вида работ [22].
Утечки токсичных и вредных веществ в атмосферу
Главным источником формирования данного фактора является возможная разгерметизация капиллярных трубопроводов при проведении подачи ингибиторов в скважины, что может вызвать отравление химическими веществами.
88
Таблица 13 – Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы
Наименование видов работ
Факторы (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ с измен. 1999 г.)
Нормативные документы
Вредные
Опасные
1 2
3 4
Промывочные работы на скважинах
1.Утечки токсичных и вредных веществ в атмосферу
1.Статическое электричество
ГОСТ 12.1.005-88
ГОСТ 12.1.038-82
Работы в емкостях, аппаратах и колодцах
2.Отклонения показателей микроклимата на открытом воздухе
2.Электрическая дуга и металлические искры при сварке
СанПиН
2.2.4.548-96
ГОСТ 12.1.038-82
ГОСТ 12.1.004-91
Установка и снятие заглушек
3.Повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны
3.Взрывопожарная и пожарная опасность
ГОСТ 12.1.007-76
Работы в местах возможного обитания медведей
4.Повреждения в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися
ГОСТ 12.1.008–
76
Внедрение на скважине Верх-Тарского месторождения капиллярной системы подачи химических реагентов.
Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
Задание выдал консультант:
Должность
ФИО
Ученая
степень,
звание
Подпись
Дата
Доцент
Криницына Зоя Васильевна к.т.н.
Задание принял к исполнению студент:
Группа
ФИО
Подпись
Дата
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
79
5 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ
Введение
Существует мнение, что использование капиллярных систем подачи химических реагентов экономически не оправдана. Ниже приведен пример расчета экономической эффективности после внедрения капиллярной системы подачи химического реагента в различные интервалы скважины, внедренного на скважину
Самотлорского месторождения.
Целесообразность применения капиллярных систем для осложненных скважин определяется экономической эффективностью.
Цель и задачи
Основная задача рассчитать экономическую эффективность после внедрения капиллярной системы подачи химических реагентов в добывающие скважины на
Самотлорском месторождении.
Годовая экономическая эффективность от применения комплекта
оборудования
Э
ф
= ????
н
∙ (Т
раб
− Т
рем
) ∙ С
н
− З
о
,
(2) где
????
н
– дебит нефти, т/сут;
С
н
– стоимость нефти, руб/ т;
Т
раб
– время годовой эксплуатации скважины, сут.;
Т
рем
– время нахождения скважины в ремонте и простоя скважины в течение года, сут.;
З
о
– годовые эксплуатационные затраты, руб.
Время годовой эксплуатации скважины:
Т
раб
= 365 − Т
рем
, (3) где
Т
рем
– время нахождения скважины в ремонте в течение года, сут.
80
Расчет простоя скважины во время ремонта за скользящий год:
Т
рем
= ????
рем
∙ (????
рем
+ ????
доп
24
⁄ ) + 1, (4) где
????
рем
– количество ремонтов за скользящий год;
????
рем
– средняя продолжительность ремонта, ч.
????
доп
- дополнительное время, связанное с подготовкой скважины к ремонту.
При расчете простоя, дополнительно ко времени ремонта добавляются 1 сутки, в связи с простоем скважины по причине ожидания подтверждения отказа, глушения скважин, стравливания скважины после глушения и ожидания подъезда бригады ПРС.
Годовые эксплуатационные затраты будут складываться из затрат на ремонт скважины, на ремонт погружного оборудования и на внедрение комплекта оборудования:
З
о
= З
рем.скв
+ З
рем.об
+ З
техн
, (5) где
З
рем.скв
– затраты на ремонт скважины, руб./год;
З
рем.об
– затраты на ремонт скважинного оборудования, руб./год;
З
техн
– затраты на внедрение комплекта оборудования, руб./год.
Затраты связанные с ремонтом скважины бригадой ПРС:
З
рем
= ????
рем
∙ ????
рем
∙ ????
рем прс
, (5) где
????
рем
– количество ремонтов за скользящий год;
????
рем
– средняя продолжительность ремонта, час;
????
рем прс
– стоимость ремонта скважины бригадой ПРС, руб./час.
Общие затраты на ремонт скважинного оборудования:
З
рем.об.
= ????
рем.об.
∙ ????
рем
, (6)
81 где
????
рем.об.
– средняя стоимость скважинного оборудования, руб./ед;
????
рем
– количество ремонтов за скользящий год.
Годовые затраты на внедрение, приобретение и обслуживание комплекта оборудования за год:
З
техн.
= С
технол.
+ З
монтаж.
+ З
хим.
+ З
обсл.год
+ З
элект
, (7) где
С
технол.
– затраты необходимые для приобретения комплекта оборудования, руб;
З
монтаж.
– затраты на монтаж оборудования, руб;
З
хим.
– затраты на приобретение химического реагента, руб;
З
элект
– затраты за электроэнергию в год, руб;
З
обсл.год
– затраты на техническое обслуживание и ремонт, руб.
Годовые затраты на приобретение химического реагента:
З
хим.
= ????
доз.
∙ Т
доз.
∙ С
хим.реагента
, (8) где
????
доз.
– объем дозирования химического реагента, т/сут;
Т
доз.
– время дозирования химического реагента в год, сут;
С
хим.реагента
– стоимость химического реагента, руб/т.
Годовые затраты на обслуживание и ремонт комплекта оборудования:
З
обсл.год
= З
обсл.
∙ Т
обсл.
, (9) где
З
обсл.
– затраты на обслуживание и ремонт , руб/час;
Т
обсл.
– время обслуживания и ремонта за год эксплуатации, час.
Годовые затраты на электроэнергию:
З
электр.
= ???? ∙ С
эн.
∙ Т
раб.устан
, (10)
82 где
???? – потребляемая электроэнергия дозировочным насосом, кВт*ч;
С
эн.
– стоимость 1кВт ч электроэнергии, руб;
Т
раб.устан
– время работы дозировочного насоса за год, час.
Стоимость годовой потери не добытой нефти из-за простоя:
П
н
= ????
н
∙ С
н.
∙ П
р
∙ С
р
, (11) где
????
н
− дебит по нефти, м
3
/сут;
С
н.
− отпускная стоимость нефти, доллар/баррель;
С
р
− стоимость ремонта скважины бригадой ПРС, руб./час;
П
р
− средняя продолжительность ремонта, час.
На основании данной методики разработана программа, которая позволяет определять целесообразность применения комплекта оборудования для конкретных осложненных скважин. Рассмотрим ее применение на примере Верх-
Тарского месторождения. Имеется, например, три осложненные солеотложениями скважины с дебитом Q = 42,5 т/сут., обводненность 60%, дебит по нефти Q
н
= 17 т/сут., межремонтный период, которых составляет соответственно 58, 122, 170 суток.
Для предотвращения солеотложений и парафиновых отложений и гарантированного достижения межремонтного периода не менее одного года, в скважинах планируется спустить капиллярную систему для подачи химических реагентов в различные интервалы скважины. В комплект оборудования входит дозировочная установка компании «Позитрон» с устройством подогрева капиллярного трубопровода, устьевой ввод, скважинный капиллярный трубопровод, армированный полипропиленовый, центраторы на НКТ, протектолайзеры, размещенных на ПЭД и насосе, узел подвески трубопровода на
83 насосе, груз распылитель с обратным клапаном. По насосу и ПЭД проложен капиллярный термостойкий трубопровод.
Рисунок 13 – Оценка экономической эффективности использования капиллярной системы
Вывод
Результаты расчета представляются в графическом виде (рисунок 13).
По осям координат представлены дебит скважины по нефти и межремонтный период осложненной скважины. Кривые ограничивают области экономической эффективности от использования комплекта оборудования при гарантированном межремонтном периоде скважин не менее одного года. Так для скважины № 1 с межремонтным периодом 58 суток целесообразно комплекта оборудования и экономическая эффективность составит около 10 млн. руб в год. Для скважины № 2 с межремонтным периодом 122 сут. также оправдано применение комплекта
84 оборудования. Для скважины номер № 3 с межремонтным периодом 170 сут. экономически не выгодно применение комплекта оборудования, если мы повышаем гарантированный межремонтный период более одного года. Если данный комплект оборудования повысит гарантированный межремонтный период скважины более двух лет, то использование оборудования будет оправдано.
Таблица 12 - Внедрение на скважине Верх-Тарского месторождения капиллярной системы подачи химических реагентов
№
Показатель
Значение до
внедрения
Значение после
внедрения
1
Дебит по нефти, м
3
/сут.
17 17 2
Ремонтов за скользящий год
7 1
3
Средняя продолжительность ремонта, час
48 48 4
Стоимость ремонта скважины бригадой
ПРС, руб./час
2500 2500 5
Средняя стоимость ремонта насоса от солеотложений руб./ед.
225 000,40 225 000,40 6
Отпускная стоимость нефти, доллар/баррель
48 48 7
USD ЦБ
65,5331 65,5331 1
Затраты на приобретение оборудования
КСП, руб.
-
447500 2
Химический реагент, руб/т
-
50000 3
Затраты на монтаж капилярной системы, руб.
-
50000 4
Затраты на обслуживание, руб./мес
-
33000 5
Затраты на приобретение реагента, руб.
(из расчета средней дозировки 3 л/сутки)
-
54750 6
Затраты на обслуживание, руб./год
-
396000
ВСЕГО затрат на приобретение и обслуживания КСП
-
948250
85 1
Дебит по нефти, баррель/сут.
165,312 165,312 2
Средняя наработка на отказ, сут.
58 365 3
Затраты на ремонт за скользящий год, руб.
1680000 240000 4
Простой скважины во время ремонта, суток/год
21 3
5
Стоимость потерь нефти из-за простоя, руб./сутки
353324,14 50474,8 6
Стоимость потерь нефти из-за простоя, руб./год
7419807,1 1059972,44 7
Общие затраты на ремонт насосов руб/год
3150005,6 450000,8
ВСЕГО ПОТЕРЬ
12 603 136,8 1 800 448,04
ИТОГО
12 603 136,8 2 748 698,04
Экономический эффект от внедрения, руб.
9 854 438,76
86
ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА
«СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ»
Студенту:
Группа
ФИО
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
Школа
ИШПР
Отделение
21.03.01
Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность
Нефтегазовое дело
Исходные данные к разделу «Социальная ответственность»:
1. Характеристика объекта исследования (вещество, материал, прибор, алгоритм, методика, рабочая зона) и области его применения
Анализ методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин
Западной Сибири
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Производственная безопасность
1.1. Анализ выявленных вредных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения.
1.2. Анализ выявленных опасных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения.
Вредные факторы: Пониженная температура окружающей.
Опасные факторы: Электробезопасность; давление в системах работающих механизмов, повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны.
2. Экологическая безопасность:
защита селитебной зоны анализ воздействия объекта на атмосферу
(выбросы); анализ воздействия объекта на гидросферу
(сбросы); анализ воздействия объекта на литосферу (отходы); разработать решения по обеспечению экологической безопасности со ссылками на НТД по охране окружающей среды.
Воздействия на атмосферу: пары химических реагентов; выхлопные газы автомобилей.
Воздействия на гидросферу: розливы химических реагентов; подтёки ГСМ.
Воздействие на литосферу: смыв загрязнения с поверхности площадок дождевыми и талыми водами в результате нарушения гидроизоляции и обваловки на кустовых площадках; осаждение твердых выбросов из атмосферных осадков.
3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях:
перечень возможных ЧС при разработке и эксплуатации проектируемого решения; выбор наиболее типичной ЧС; разработка превентивных мер по предупреждению
ЧС; разработка действий в результате возникшей ЧС и мер по ликвидации её последствий.
При монтаже, ремонте и обслуживании объекта исследования наиболее вероятно возникновение следующих чрезвычайных ситуаций: розлив химических веществ; разгерметизация рабочих трубопроводов.
Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
Задание выдал консультант:
Должность
ФИО
Ученая
степень,
звание
Подпись
Дата
Ассистент
Черемискина Мария
Сергеевна
Задание принял к исполнению студент:
Группа
ФИО
Подпись
Дата
З-2Б4В
Кыштымов Владимир Николаевич
87
6 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
Социальная ответственность – ответственность перед людьми и данными им обещаниями, когда организация учитывает интересы коллектива и общества, возлагая на себя ответственность за влияние их деятельности на заказчиков, поставщиков, работников, акционеров.
Сущность работ заключается в выполнении следующих технологических операций: осуществление работ по заданному режиму скважины, контроль за системами подачи реагента в скважину, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования, используемого при добыче нефти и газа. Работы выполняются круглогодично.
6.1 Профессиональная социальная безопасность
Выполнение данного вида работ сопровождается следующими вредными и опасными факторами, приведенными в таблице 13.
Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по
их устранению (производственная санитария)
Рассмотрим основные наиболее вероятные вредные производственные факторы на рабочих местах, которые могут иметь место при выполнении данного вида работ [22].
Утечки токсичных и вредных веществ в атмосферу
Главным источником формирования данного фактора является возможная разгерметизация капиллярных трубопроводов при проведении подачи ингибиторов в скважины, что может вызвать отравление химическими веществами.
88
Таблица 13 – Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы
Наименование видов работ
Факторы (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ с измен. 1999 г.)
Нормативные документы
Вредные
Опасные
1 2
3 4
Промывочные работы на скважинах
1.Утечки токсичных и вредных веществ в атмосферу
1.Статическое электричество
ГОСТ 12.1.005-88
ГОСТ 12.1.038-82
Работы в емкостях, аппаратах и колодцах
2.Отклонения показателей микроклимата на открытом воздухе
2.Электрическая дуга и металлические искры при сварке
СанПиН
2.2.4.548-96
ГОСТ 12.1.038-82
ГОСТ 12.1.004-91
Установка и снятие заглушек
3.Повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны
3.Взрывопожарная и пожарная опасность
ГОСТ 12.1.007-76
Работы в местах возможного обитания медведей
4.Повреждения в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися
ГОСТ 12.1.008–
76