Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском месторождении

Основными узлами гидравлического индикатора (рис. 14.1.) являются гидравлический трансформатор давления 7, манометр б, показывающий прибор (верньерный) 5, регистрирующий прибор 4 с крапом 2 и пресс-бачком 3.



Рис 14.1. Схема гидравлического индикатора веса ГИВ-6

Все перечисленные устройства соединены в единую гидравлическую систему трубкой 1, заполненной специальной жидкостью из пресс-бачка. Насос используется для закачки жидкости в систему, вентиль - для отключения системы от насоса после закачки. Трансформатор давления является преобразователем усилий в неподвижном конце талевого каната в величины давления, передаваемые на показывающий и самопишущий манометры. Трансформатор представляет собой гидравлическую мессдозу, состоящую из литого корпуса и резиновой (с кордом) мембраны, расположенной внутри него. На мембрану опирается тарелка, несущая средний ролик. Трансформатор монтируется на неподвижном конце талевого каната, изгибающегося между крайними и средним (опорным) роликами. На средний ролик действует горизонтальная составляющая натяжения в канате, вызванная его изгибом. Усилие, действующее на тарелку, определяется натяжением и углом изгиба каната. Показывающим и самопишущим манометрами измеряется давление, пропорциональное усилиям, действующим на мембрану. Благодаря объемным деформациям упругих элементов манометра, а также соединительных трубок тарелка при увеличении давления несколько перемещается и изменяет угол изгиба каната. Это обстоятельство, согласно данным А.В. Синельникова, вносит нелинейную зависимость между давлением в трансформаторе и усилием в канате. Поэтому, чтобы пользоваться индикатором веса, необходимо иметь градуировочную таблицу, которая составляется при тарировке прибора на заводе, изготовляющем приборы. Следовательно, индикатор веса - прибор, имеющий индивидуальную шкалу.

Рис. 14.2. Датчик крутящего момента ДКМ

Техническая характеристика ГИМ-1

Диапазон измерения контролируемой величины, кН·м 0-300

Максимальное давление в гидросистеме прибора, МПа 4

Основная приведенная погрешность измерения, % ±2,5

Максимальное расстояние от датчика до показывающего прибора, м 10

Температура окружающей среды, ⁰С -50?+50

В комплексе СКУБ для измерения момента на роторе используется преобразователь усилий типа ПМР (рис. 14.4). Мембрана 9 установлена в корпусе 3 и закреплена винтом 10. К кронштейнам 4 и 7, жестко соединенным с мембраной 9, прикреплены катушка 6 дифференциального трансформатора и плунжер 8. На кронштейнах установлен дифференциально-трансформаторный преобразователь. Корпус 3 ввинчен в сварной корпус 5, с помощью которого преобразователь устанавливается на основании, ПМР или на основании опор качающегося редуктора. На резьбовой конец мембраны навинчивается стакан 11 с тарельчатыми пружинами 2 и пята 1, воспринимающая усилие болта (при карданно-редукторном приводе) или рамы (при цепном приводе).

Техническая характеристика ПМР

Верхний предел измерения, кН 30

Основная приведенная погрешность измерения, % ±1,5

Температура окружающей среды, ⁰С -50-+50

Масса, кг 12

Габариты, мм 187х145х200

При управлении процессом бурения скважин необходим контроль момента вращения бурильной колонны, работающей в напряженном состоянии, так как превышение установленного значения крутящего момента может привести к сложной аварии. Крутящий момент устанавливают по изменению упругих свойств вала, углу его закручивания, тангенциальным напряжениям на поверхности или по изменению силы активного тока ротора электродвигателя. В качестве преобразователей крутящего момента в электрический сигнал могут быть использованы индуктивные, индукционные, емкостные, магнитоупругие, струнные, тензометрические типы датчиков. Момент на роторном столе контролируют по усилию, передаваемому ротором подроторному основанию. Крутящий момент измеряют независимо от направления вращения ротора и натяжения цепной передачи. Крутящий момент роторного стола, приводящего во вращение колонну труб с инструментом, определяют по изменению натяжения цепной передачи датчиком ДКМ, который устанавливают под ведущей ветвью цепи привода (рис. 14.2). При помощи регулировочного болта 2 и тарельчатой пружины 3 создается начальная стрела прогиба цепи привода роторного стола в месте соприкосновения звездочки 4, установленной на рычаге 1, с цепью (рис. 14.2). При изменении крутящего момента натяжение цепи меняется, что приводит к перемещению траверсы 5. Перемещение последней влечет за собой деформацию тарельчатой пружины и смещение рычага 1, связанного с измерительной обмоткой преобразователя и вторичным прибором. Погрешность измерения не превышает ±2,5%. Индикатор крутящего момента на роторе ГИМ-1, используемый в комплексе Б-7, состоит из гидравлического преобразователя цепи ротора, рычага с рабочим колесом, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера (рис. 14.3).

Рис. 14.3. Общий вид гидравлического индикатора крутящего момента на роторе ГИМ-1

Рис. 14.4. Преобразователь усилий для измерения момента на роторе ПМР



Один из важнейших параметров режима промывки скважины - расход бурового раствора. Контроль за ним в нагнетательной линии насоса и на выходе из скважины позволяет установить возникновение газонефтепроявлений или поглощений, их интенсивность, момент окончания разбуривания поглощающих и проявляющих пластов, оценить эффективность изоляционных работ, т.е. свести к минимуму технико-экономические потери, связанные с осложнениями при бурении скважин. При турбинном способе расход бурового раствора характеризует режим бурения. Знание последнего необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической характеристикой забойного двигателя. Для измерения расхода разработаны различные устройства. Мгновенный расход бурового раствора в нагнетательной линии контролируют с помощью индукционного расходомера РГР-7 или сменившего его РГР-100.

Расходомеры РГР-7 (рис. 14.5) и РГР-100 предназначены для контроля мгновенного расхода электропроводных жидкостей, в частности бурового раствора на водной основе, и устанавливаются в напорном трубопроводе бурового или тампонажного манифольда. Преобразователь расхода по уровню взрывозащиты относится к особо взрывоопасному электрооборудованию. Расходомеры состоят из первичного и вторичного преобразователей и указывающего прибора (см. рис. 14.5). Принцип действия индукционного расходомера основан на законе электромагнитной индукции. Электропроводная жидкость может быть рассмотрена как бесконечное число проводников, при прохождении которых в магнитном поле возникает э.д.с., пропорциональная средней скорости потока. Система магнитного возбуждения 1 создает переменное магнитное поле, в котором по немагнитной и изолированной внутри трубе 2 протекает электропроводная жидкость. Индуциируемая в жидкости э.д.с. снимается с корпуса первичного преобразователя и одного электрода 3, введенного внутрь трубы, и подается в преобразовательный блок, где измеряется потенциометрическим методом. При этом компенсирующее напряжение снимается с потенциометра 4 через фазовращатель 5, получающий питание от системы катушек компенсации, находящихся в магнитном поле первичного преобразователя. Элемент сравнения б, построенный на триоде, дает сигнал разбаланса на усилитель 7 с выходом на реверсивный двигатель 8. Двигатель поворачивает движок реохорда, а вместе с ним ротор сельсина-датчика 9 сведения разбаланса к нулю и фиксирует угол, пропорциональный измеряемой э.д.с., т.е. мгновенному объемному расходу. Выходной сигнал с сельсина-датчика поступает на следующий сельсин указывающего (или регистрирующего) прибора 10.

Рис. 14.5. Расходомер РГР-7

Техническая характеристика РГР- 7 и РГР-100

Тип расходомера РГР-7 РГР-100

Предел измерения, л/с 75 100

Основная приведенная погрешность, % ±2,5 ±1,5

Дополнительная погрешность, %:

при отклонении частоты тока питания от номинальной ±5 Гц.±1

при работе с ферромагнитной средой ±1,5

Диаметр проходного сечения, мм 100

Рабочее давление, МПа 20 40

Питание:

Ток Переменный, однофазный

напряжение, В 220±33 220±66

частота, Гц. 50±5

Потребляемая мощность, В.А 370 400

Габаритные размеры, мм:

первичного преобразователя 800х340х282

600х350х350

вторичного преобразователя 450х435х270

280х110х220

указывающего прибора 150х146х120

Масса, кг:

первичного преобразователя 80 60

вторичного преобразователя 20 6,1

указывающего прибора 3

Температура контролируемой среды, "С 80

Удельная электропроводность контролируемой

среды, См/м 10^-4? - 10

Температура окружающего воздуха, "С -40-+50

В отличие от существующих отечественных и зарубежных индукционных расходомеров РГР-7 и РГР-100 компенсируют влияние на показания прибора не только электрических, но и магнитных свойств жидкости (при работе на утяжеленных буровых растворах) и, кроме того, рассчитаны на работу при повышенных колебаниях параметров питания (при работе от дизель-генераторной установки).



Рис. 14.6. Манометр буровой геликсный МБГ-1

Техническая характеристика МБГ-1

Предел измерения, МПа 0-40; 0-25

Основная приведенная погрешность, % ±2,5

Питание:

Ток Переменный, однофазный

напряжение, В 220±20

частота, Гц ±5

Габаритные размеры, мм:

первичного преобразователя 265х825х190

вторичного преобразователя 335х305х155

блока питания 210х146х145

Масса, кг:

первичного преобразователя 9,5

вторичного преобразователя 6,3

блока питания 5,6

Для измерения давления глинистого и цементного растворов при бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин применяют манометр буровой геликсный МБГ-1. Принцип действия прибора основан на преобразовании измеряемого давления в угол поворота бесконтактного сельсина-датчика с последующей передачей показаний. Манометр МБГ-1 (рис. 14.6) состоит из первичного преобразователя 3, блока питания 2 указателей 1, соединенных кабелем. Измерительным элементом первичного преобразователя служит многовитковая манометрическая геликсная пружина, которая воспринимает давление жидкости через резиновый разделитель. Разделитель и манометрическая пружина заполнены незамерзающей жидкостью. Угол поворота сельсина регулируется перестановкой цангового зажима на тот или иной виток манометрической пружины Регулировка позволяет получить линейную зависимость между углом поворота сельсина и давлением. Для сглаживания пульсаций давления на входе в манометрическую пружину установлен дроссель с регулирующей иглой.

Для контроля основных технологических параметров предназначен комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин (СКУБ) (табл. 14.1).

Таблица 14.1

Техническая характеристика комплексов СКУБ-М1

Показатели	Значение показателя для варианта
	00	01	02	03	04	05
1	2	3	4	5	6	7
Число контролируемых пара метров	8	8	9	15	15	15
Число функций, реализуемых в каналах контроля, в том числе: отображение на показывающем приборе регистрация выдача внешних информационных сигналов сигнализация отклонения от заданного режима выдача внешних сигналов управления	7 7 7 5 5	7 7 7 5 5	8 8 8 6 6	13 13 13 7 7	13 13 13 7 7	13 13 13 7 7
Пределы измерения контролируемых параметров: нагрузка на крюке, кН осевая нагрузка на буровой инструмент, кН подача бурового инструмента, м перемещение талевого блока, м давление нагнетания бурового раствора, МПа расход бурового раствора в нагнетательной линии, м/с частота вращения ротора, об/мин крутящий момент на роторе, кН·м крутящий момент на машинном ключе, кН м уровень раствора в приемных емкостях,м температура бурового раствора, 0С расход выходящего бурового раствора, %	1250 400	1600 400	2000 400	2500 400	3500 400	4000 400
	Не ограничена
	40 25 0,1 300 - 60 - - -	40 25 0,1 300 - 60 - - -	40 25 0,1 300 - 60 - - -	40 25 0,1 300 60 60 1,6 100 100	40 40 0,1 300 60 60 1,6 100 100	40 40 0,1 300 60 60 1,6 00 100
Предел допускаемого значения основной приведенной погрешности измерения технологического параметра, %: по показывающему прибору внешнего выходного измерительного сигнала по программе регистратора	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5	2,5 1,5 2,5
Продолжение табл. 14.1
1	2	3	4	5	6	7
Напряжение, В: электропитания внешнего выходного сигнала	220 0-10	220 0-10	220 0-10	220 0-10	220 0-10	220 0-10
Допускаемые отклонения пара метров электропитания, %: по напряжению по частоте	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10-15 ±4	+10 15±4
Потребляемая мощность, В А	600	600	600	600	600	600
Масса, кг	306,5	306,5	312,7	381,1	380,2	380,2
Диапазон рабочих температур, 0С	-50?50	-50?50	-50?50	-50?50	-50?50	-50?50
Средняя наработка на отказ по фукциям, регулируемым в каналах контроля, ч	10000	10000	10000	10000	10000	1000
Средний срок службы, год	8	8	8	8	8	8

Комплекс приборов Б-7 объединения «Союзнефтегазавтоматика» позволяет контролировать и регистрировать нагрузку на долото, частоту вращения ротора, крутящий момент на роторе и механическом ключе, давление на выкиде буровых насосов и подачу бурового инструмента. В комплекс Б-7 входят следующие приборы: ГИВ-М - измеритель нагрузки; ГИД-1 - измеритель давления на выкиде буровых насосов, состоящий из датчика давления, показывающего прибора, соединительного шланга и запорного вентиля; датчик выполняет функции разделителя сред бурового раствора в напорном трубопроводе, измерителя, а также гасителя пульсаций; ИСР-1 - измеритель частоты вращения ротора, представляющий собой обычный электрический тахометр; ГИМ-1 - индикатор крутящего момента на роторе, состоящий из преобразователя силы, которая действует в ведущей ветви приводной цепи ротора, рычага с рабочим колесом, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера; в качестве показывающего прибора использован серийный, несколько модернизированный манометр; ИХН-1 - измеритель ходов поршня бурового раствора в единицу времени; расход раствора контролируется числом ходов поршня бурового насоса в единицу времени; в комплексе Б-7 число ходов поршня насосов замеряют с помощью прибора ИХН-1, который идентичен ИСР-1; ИП-1 - измеритель проходки; ГМК-1 - измеритель крутящего момента на механическом ключе, представляющий собой измеритель силы, которая действует на рукоятку ключа; Р-7 - многоканальный регистратор, служащий для одновременной синхронной записи всех указанных технологических параметров; с регистратором Р-7 совмещен измеритель подачи инструмента ИП-1; проходку измеряют, фиксируя на ленте регистратора Р-7 единичные интервалы в 10 см (табл.14.2).

Таблица 14.2

Техническая характеристика комплекса Б-7

Показатели	ГИВ-М	ГИД-1	ИСР-1	ГИМ-1	ИХН-1	ИП-1	ГМК-1	Р-7
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Диапазон измерения контролируемой величины	-	0-25 МПа, 0-40 МПа	0-300 об/мин	0-300 кН·м	0-150 ход/мин	0-30 м	0-70 кН	Выходные параметры определяются выходными параметрами датчиков
Максимальная нагрузка на датчик, кН Максимальное давление в гидросистеме прибора, МПа Основная приведенная погрешность измерения, % Максимальное расстояние от датчика до показывающего прибора, м Температура окружающей среды, 0С	140 60 ±2,5 10 -50-+50	- 25 ±2,5 10 -50-+50	- - ±2,5 70 -40-+50	- 4,0 ±2,5" 10 -50-+50	- - ±2,5 70 -40-+50	- - ±1,0 - -50-+50	69 25 ±5,0 10 -50-+50	То же « ±2,5 - -50-+50
Габаритные размеры, мм: датчика показывающего прибора	362х280х280 432х105	200х180х125 210х62	132х130х130 -	585х380х170 194х223х66	132х130х130 -	- -	460х129х150 217х72х194	660х565х515 -
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Масса, кг: датчика показывающегоприбора	40,0 9,0	8,9 3,2	5,0 -	53,5 9,0	5,0 -	- -	12,0 8,0	48,0 -
Примечания: 1. Диапазон измерения контролируемой величины ГИВ-М зависит от оснастки талевой системы и плеча рычага при установке датчика на устройстве для перепуска каната. 2. Звездочкой обозначена погрешность измерения силы, действующей на датчик.

В настоящее время весьма актуальной стала задача существенного повышения достоверности измерений в критические моменты и их сохранения в независимом устройстве. Такое устройство, по аналогии называемое «черный ящик», должно регистрировать параметры буровой установки и сохранять их в течение например, 5-10 лет. В ЗАО Московское СКБ «Ореол» по заданию Волгоградского завода буровой техники разработано устройство регистрации предельных значений (РПЗ). Устройство предназначено для измерения, записи в энергонезависимую память и сохранения неопределенно долго текущих значений нагрузки на крюк и давления в подающей магистрали буровой установки и позволяет восстанавливать динамику изменения этих параметров при анализе режимов работы оборудования, в том числе, в случае возникновения аварийной ситуации. Функциональная схема устройства приведена на рис. 7.7.

Рис. 14.7. Функциональная схема РПЗ

По своему предназначению РПЗ относится к устройствам типа «черный ящик». Зарегистрированные устройством значения параметров не могут произвольно корректироваться или уничтожаться, считывание хранящейся информации производится с помощью компьютера, имеющего специальное программное обеспечение. Устройство обеспечивает раздельную запись текущих значении нагрузки на крюк и давления в подающей магистрали (не менее 50 000 записей) по каждому параметру. Формат записей-год, месяц, число, час, минута, значение нагрузки или давления Кроме этого устройство фиксирует каждый случай отключения его и повторного включения, если продолжительность выключенного состояния превышает установленный интервал напри мер, 10 мин. Запись событий превышения параметра производится один раз в 1 мин (максимальное значение в эту минуту), а текущих значений параметров один раз в 15 с (среднее значение за 15 с). Запись нагрузки на буровую установку или давления в магистрали производится в виде целых чисел с дискретом в одну «тонну» для нагрузки и в одну «атмосферу» для давления. Чтение нагрузки на крюк или давления в магистрали производится не менее 6 раз в 1 с. В устройстве производится тестирование целостности датчиков, питания датчиков и других неисправностей. Результаты тестирования отображаются на светодиодной панели, а также могут передаваться в виде кодов ошибок на компьютер.

14.3 Аппаратура для контроля состояния скважины

14.3.1 Измерение кривизны скважины

Измерение кривизны ствола скважины проводится после разбуривания некоторого интервала глубин 400 - 600 м. скважинный прибор для измерения кривизны - инклинометр. Измерение угловых величин производится по точкам. Расстояние между точками называют шагом измерения, которое принято брать 5 или 10 м. Для контроля правильности работы инклинометра измерения в каждой точке дублируются. После измерения кривизны скважины бурение продолжается. Затем измеряется кривизна в новом интервале глубин. При каждом следующем глубинном интервале повторно перекрываются три точки предыдущего интервала измерений. Это необходимо для контроля правильности работы инклинометра. На каждой точке измеряют два угловых параметра - угол наклона(отклонение от вертикали) и азимут.

Угол наклона скважины(г) - это угол между направлением ствола скважины и вертикалью, проходящего через точку измерения. Направление ствола показывает инклинометр, длина которого 3 м , а для обозначения вертикали в измерительной системе прибора есть отвесный грузик. Измерение угла электро-контактное. После фиксации отвесом вертикали измерительная стрелка прижимается к реохорде с помощью

Электромагнитного реле, и по рабочей части сопротивления реохорды измеряется угол наклона.

Азимут искривления скважин(б) - это двугранный угол между плоскостями скважины и магнитного меридиана, проходящего через точку измерения. Он измеряется в плане от северного направления до проекции скважины. Отсчет

Берется по ходу часовой стрелки. Азимут может изменяться по всему кругу от 0 до 360 градусов. Для измерения азимута в инклинометре есть магнитная буссоль, стрелка которая всегда направлена на север. Стрелка имеет металлические контакты, которыми она прижимается к круговой реохорде.

Контактное прижимание производится с помощью электромагнитного реле после короткого успокоительного перехода. Измерение производится по величине ?U, взятой с части круговой реохорды, соответствующей угловой величине азимута.

14.3 Измерение диаметра скважины

Скважинный прибор для измерения диаметра скважины - каверномер.

Он имеет 4 рычага, которые пружинами прижимаются к стенке скважины. Расхождение рычагов точно соответствует диаметру скважины. Для спуска прибора на забой рычаги прижимаются к цилиндрическому корпусу прибора и обвязываются тонким проводом с изоляцией. Когда каверномер находится на забое скважины, включается ток, провод перегорает и рычаги прижимаются к боковой поверхности скважины.

Кавернограмма пишется при равномерном подъеме прибора.



15. БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

15.1 Рекомендации по промышленной безопасности

Площадки проектируемых скважин находятся вне зоны санитарной охраны водозаборов подземных вод. Рабочим проектом сбор отходов бурения предусмотрен в земляном шламовом амбаре( 2 шт.), сооруженным непосредственно на территории буровой площадки, представляющим собой инженерное сооружение с размерами 14м*7,5м*2,5м, с обваливанием высотой не менее 1,0 м. Насыпной грунт подлежит послойному уплотнению через каждые 0,5 м.

Амбар располагается по отношению к поверхности земли в «выемке». При глубине заложении земляного амбара 3,0 м размер между дном амбара и наивысшим уровнем грунтовых вод с учетом сезонных колебаний превышает минимально допустимый санитарными службами и нормами размер в 2,0 м. Глубина залегания грунтовых вод 10-15 м.

Отходы бурения самотеком поступают в шламовый амбар-накопитель по бетонированному желобу. Площадь поперечного сечения желоба не менее 0,3 м. Толщена бетонного покрытия желоба, должна быть не менее 0,05 м.

При строительстве амбаров в проницаемых породах они герметично закрываются с помощью специальных покрытий согласно РД-0147585-149-97.

Хранение порошкообразных и жидких материалов и химреагентов в специальном складе, установленном на бетонной площадке.

С целью снижения отрицательного воздействия отходов на окружающую природную среду в процессе строительства скважин предусматривается комплекс мероприятий по их организационному сбору, складированию, очистки, утилизации и экологически безопасному захоронению.

Различные виды производственных технологических отходов, образованные в процессе строительства скважины существенно отличающихся как по консистенции, так и по физико-химическим свойствам. Поэтому с целью обработки, в практике следует предусмотреть по возможности их раздельный сбор и хранения путем сооружения на территории буровой земли амбаров трех видов:

1. Для сбора буровых сточных вод и их отстое после очистки.

2. Для сбора бурового шлама и отработанной промывочной жидкости.

3. На выкидах для сбора продукции испытания скважины.

Отходы и содержимое всех амбаров и емкостей вывозят в специальные места их утилизации, обработке и захоронения. Буровую площадку рекультивируют, а устье обрабатывают и обсыпают по соответствующему регламенту об экологической охране.

15.2 Охрана окружающей среды

К природоохранным мероприятиям при строительстве скважин на нефть и газ на суше относятся:

- профилактика (технические и технологические) мероприятия, направленные на предотвращение (максимальное снижение) загрязнения и техногенного нарушения природной среды;

- сбор, очистка, обезвреживание, утилизация и захоронение отходов строительства скважин;

- предупреждение (снижение) загрязнения : атмосферного воздуха, почв (грунтов), поверхностных и подземных вод, недр;

- рекультивация земель.

Указанные мероприятия разрабатываются на все стадии строительства скважин и охватывают все объекты природной среды.



1. Решение природоохранных задач достигается путем широкого внедрения комплекса прогрессивных технико-технологических мероприятий с учетом природнотехнологических условий и проектируемой технологии строительства скважин.

2. При составлении раздела «Охрана окружающей природной среды» рабочего проекта необходимо также учитывать регламенты новейших природоохранных разработок технологических процессов применительно к условиям отдельных объединений и предприятий. Использование этих разработок должно быть согласовано с местными контролирующими органами.

Предусматриваемые в проектах технические средства, технологические процессы и материалы должны иметь инженерные обоснования, обеспечивающие максимальное снижение (исключение) нарушений природной среды.

3. Загрязнение окружающей среды может быть исключено или, в крайнем случае, снижено в результате :

- разработки и применения безвредных (или менее вредных) химреагентов и систем буровых растворов, снижающих степень опасности для всех объектов окружающей среды;

- снижение объемов (исключение) применения нефти для обработки буровых растворов в качестве профилактической противоприхватной добавки и замены ее нетоксичными смазками (ГКЖ, спринт и др.);

- применения ингибированных буровых растворов, уменьшающих объемы наработки отходов бурения.

Вопросы экологии при строительстве скважин решаются в АУБР в соответствии с утверждённой комплексной программой. Реализуя намеченные программой меры, в ОАО "Татнефть" разработаны нормативные документы на землепользование и охрану окружающей среды, внедрены ряд мероприятий технико-технологического характера, в том числе:

1. При разработке проектно - сметной документации на строительство скважин введён раздел - "Охрана окружающей среды", все ГРП должны пройти экологическую экспертизу в ГУПР и ООС РФ по РТ;

2. Под площадками скважин (кусты) использовались, в основном, участки земли малопригодные к использованию в сельском хозяйстве (площадки ранее пробуренных скважин, выгоны, заболоченные места и т.д.). Это позволяет ежегодно, с учётом подъездных путей, сохранить более 400 га пахотных земель. Объём кустового бурения в 2005 году составил 92 %: 167 скважин пробурены с 38 ограниченных площадок (кустов)

3. Подготовка скважино-точек под бурение производится со снятием плодородного слоя почвы и с обваловкой территории скважин против разлива промывочной жидкости и отходов с буровой в процессе бурения скважин. В 2006 году на эти цели было затрачено 2841605 руб.

4. Герметизация зем. амбаров осуществляется согласно РД 39-0147585-149- 97

В 2006 году гидроизоляции подвергнуто 168 земляных амбаров и желобов, уложено 216767 м2 полипропиленовой пленки и пленок ПАГЗА и ПГЗА 38456 м2 тканевой подложки.

Затрачено на это = 8 310 954 руб.

5. Утверждена конструкция скважин, обеспечивающая разобщение пластов, содержащих питьевые воды отдельной обсадной колонной (техническая колонна). В 2006 году в санитарных зонах были пробурены 5 скважин со спуском дополнительной обсадной колонной.

Затрачено на это 3756192 руб.

6. На скважинах с низкими альтитудами, против разлива пластовых вод используется противосифонное устройство (ПСУ). В 2006 году таких скважин было пробурено - 43. Работы, связанные с установкой, обслуживанием и демонтажём ПСУ потребовали доп. затрат ( за 2006 год - 633081 руб.).

7. С целью уточнения расположения пластов с питьевыми водами в интервале спуска кондуктора, производится комплекс геофизических исследований.

В 2006 году такие исследования производились на 48 скважинах и затрачено на это 4154595 руб.

8. Для защиты верхлежащих пластов с питьевыми водами производится заливка шурфов с обязательным подъёмом цемента до устья. В 2006 году залито

128 шурфов; затрачено для этих целей 234600 руб.

9. Внедрены рациональные схемы монтажа буровых установок БУ - 2500ЭП,

БУ-1600/100, БУ-2900/175 и БУ-75 с емкостными системами очистки промывочной жидкости, в комплексе с блоком очистки промывочной жидкости. Ввод их в действие и обслуга потребовали дополнительных затрат. Всего за 2006 год с таких блоков пробурено 42 скважины с 6 блоков, затрачено на эти цели 5712840 руб.

10. В последнее время широкое распространение получило повторное использование глинистого раствора и ЕВС, вывезенных с законченных бурением кустов скважин. В 2006 году вывезли и повторно использовали:

ГРА - 12792 м3; ЕВС - 1236 м3. Затрачено для этого 898650 руб.

11. Водонефтеэмульсия после освоения скважин и отработанные нефтешламы вывозится в отстойники НШУ - 1 ООО «Промышленная экология» согласно договора с ними. За 2006 год вывезли нефтешламов и водонефтеэмульсию 44,33 т. Затраты составили 30915 руб.

Экономия по сравнению с 2005г. составила 555 700 руб. Это связано с тем, что в 2006г. водонефтеэмульсия после освоения скважин сдавалась заказчику (НГДУ), согласно Генерального договора, как возвратная нефть.

12. Из-за отсутствия полигонов по захоронению твёрдых отходов бурения, выбуренный шлам частично используется для отсыпки территории скважин, частично - как инертный наполнитель при ликвидации зон осложнений в скважинах ,закачка в поглощающие пласты, частично захороняется в амбарах в процессе рекультивации нарушенных земель с восстановлением плодородного слоя почвы, согласно РД 39-352-84 и инструкции «ТатНИПИнефть» . на рекультивацию земель в 2006 году затрачено

3843412 руб.

13.При бурении скважин с интенсивным проявлением Намюрского яруса, промывочная жидкость (вода) обрабатывается двуокисью марганца или другими реагентами для нейтрализации возможного проявления сероводорода. В 2006 году было израсходовано 0,575т этих хим. Реагентов, для этого потребовалось дополнительно 8624 руб.

16. Действует замкнутая система обеспечения паром подразделений УВР в зимнее время на котельной в БПО.

17. Все канализационные колодцы на территории подразделений УБР оборудованы бензомаслоуловителями.

18. Расход питьевой воды на производственные нужды сокращён, по сравнению с 2005 г. - на 9,3%.

19. Движение транспортных средств на буровые и перетаскивание буровых блоков производилась строго по отведённым трассам и дорогам, согласованным с НГДУ и землепользователем.

20. Всего на природоохранную деятельность в 2006 году по АУБР затрачено

30 425 108 руб.

В соответствии с Постановлением РФ от 28 августа 1992 г. № 632

«Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия (в редакции Постановления Правительства РФ от 14.06.2001г. № 463 и № 410), с последними изменениями и дополнениями сохраняет силу и подлежит применению судами, другими органами и должностными лицами предусматривает взимание платежей неналогового характера как с юридических, так и с физических лиц, использующих природные ресурсы и негативно влияющих на окружающую среду.

Согласно статьи 7 Закона Республики Татарстан от 16.12.03. № 52-3РТ

«О бюджете РТ на 2006г.», в котором установлены нормативы платы за негативное воздействие на окружающую природную среду, Альметьевским УБР и АЦУТТ перечислено в Альметьевское отделение Управления Ростехнадзора (ЦЛАТИ):

- за выбросы в атм. от стационарных источников загрязнения 2292 руб.

- за выбросы в атмосферный от передвижных источников 26584 руб.

- за сбросы в водные объекты (на рельеф местности) дождевыми и талыми стоками 121234руб.

- за сбросы в водные объекты (на рельеф местности) от мойки автотранспорта 659799 руб.

- за размещение отходов 536572 руб.

- компенсационные выплаты за ущерб, нанесенный рыбным запасам рек при заборе воды из рек 34400 руб.

ИТОГО по Альметьевскому участку АУБР = 1 380 881 руб.



16. ВОПРОСЫ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ ОБЪЕКТА

16.1 Противопожарная служба гражданской обороны

Противопожарная служба гражданской обороны (далее - ППС ГО) - служба, предназначенная для выполнения комплекса организационных, инженерно-технических и иных мер в целях обеспечения боевой готовности пожарной охраны к выполнению возложенных на нее задач гражданской обороны при ведении военных действий или вследствие этих действий.

Решение о создании ППС ГО в соответствии с федеральным законом «О гражданской обороне» принимает орган исполнительной власти, органы местного самоуправления и руководители организаций независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности в соответствии с их положением.

ППС ГО является составной частью гражданской обороны - системы мероприятий по подготовке к защите и по защите населения, материальных и культурных ценностей на подведомственной территории или объекте от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий.

Кроме Федеральной противопожарной службы гражданской обороны, ППС ГО создаются в субъектах Российской Федерации, городах, поселках, городских и сельских административно-территориальных образованиях и на предприятиях на базе соответсвующих органов управления и подразделений Государственной противопожарной службы (ГПС).

ППС ГО организуется по территориално-производственному принципу.



16.1.1 Основные задачи противопожарной службы гражданской обороны

Основными задачами ППС ГО являются:

разработка и осуществление мер, направленных на повышение противопожарной устойчивости населенных пунктов и объектов, создание необходимых условий для борьбы с возможными пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

противопожарное обеспечение аварийно-спасательных и других неотложных работ (АСДНР), организация и осуществление тушения пожаров, возникших при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также проведение связанных с пожарами первоочередных аварийно-спасательных работ на объектах ведения АСДНР и на маршрутах ввода сил гражданской обороны к указательным объектам;

разработка и совершенствование тактики борьбы с пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

боевая подготовка и обеспечение боевой готовности органов управления и сил ППС ГО;

обеспечение постоянной готовности сил и средств ППС ГО;

создание и поддержание в готовности командных пунктов (защищенных рабочих помещений), узлов связи ППС ГО;

защита личного состава и техники ГПС от поражающих факторов современных боевых средств.

16.1.2 Функции противопожарной службы гражданской обороны и их обеспечение

В целях выполнения задач ППС ГО Государственная противопожарная служба в соответствии с законодательством Российской Федерации выполняет следующие функции:

разрабатывает или участвует в разработке мероприятий по реализации норм и правил противопожарных инженерно-технических мероприятий гражданской обороны, осуществляет контроль за их выполнением;

осуществляет противопожарное обеспечение АСДНР;

проводит практические мероприятия по совершенствованию тактики борьбы с пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

планирует, организует и проводит учения, тренировки, учебные сборы, занятия и другие учебные мероприятия с должностными лицами, специалистами и подразделениями ГПС, а также штабами, боевыми расчетами и оперативными группами ППС ГО по решению задач военного времени;

разрабатывает схемы управления и связи на военное время, осуществляет мероприятия по поддержанию в постоянной боевой готовности пунктов управления (защищенных рабочих помещений) и узлов связи ППС ГО;

обеспечивает функционирование шифрованной связи в ГПС и ее органах;

обеспечивает личный состав защитными сооружениями (убежища и укрытия);

создает нормативные запасы пожарной и социальной техники, средств индивидуальной защиты, средств связи и другого имущества, необходимого для работы и обеспечения жизнедеятельности органов управления и подразделений ГПС в военное время;

осуществляет мероприятия по подготовке к организованному проведению рассредоточения сил и средств ГПС в военное время;

осуществляет прогнозирование пожарной обстановки, а также потерь личного состава и техники ГПС в военное время с учетом развития современных средств поражения противника;

подготавливает и осуществляет мероприятия по светомаскировке зданий и автотранспорта ГПС;

разрабатывает и корректирует документы плана обеспечения мероприятий гражданской обороны ППС ГО (далее - план ППС ГО).

16.1.3 Руководство противопожарной службой гражданской обороны

Общее руководство противопожарной службой гражданской обороны субъектов Российской Федерации осуществляет начальник гражданской обороны этого субъекта.

Непосредственное руководство ППС ГО области осуществляет начальник противопожарной службы гражданской обороны области - начальник управления Государственной противопожарной службы области.

Начальником противопожарной службы гражданской обороны города, района, иного административно-территориального образования, предприятия является начальник соответствующего подразделения ГПС.

В своей повседневной деятельности начальники ППС ГО всех степеней руководствуются действующим законодательством и постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам гражданской обороны, Положением о гражданской обороне Российской Федерации (разрабатывается МЧС России), нормативно правовыми актами местных органов власти, приказами и распоряжениями соответствующих начальников ГО и положениями о службах гражданской обороны.

В каждой противопожарной службе гражданской обороны в соответствии с настоящим положением, нормативно-правовыми актами разрабатывается план ППС ГО. План ППС ГО субъекта подписывается начальником ППС ГО и начальником штаба ППС ГО, согласовывается с начальником Главного управления ГО ЧС и утверждается начальником гражданской обороны субъекта Российской Федерации.

Планы ППС ГО города, поселка, городского и сельского административно-территориального образования, организации подписываются начальником ППС ГО и начальником штаба ППС ГО (группы управления ГО), согласовывается с соответствующими начальниками органа управления ГО ЧС и утверждается соответствующим начальником ГО. Планы ППС ГО вводятся в действие одновременно с введением в действие планов гражданской обороны.

Начальник ППС ГО осуществляет управление службой (непосредственно и через основной орган управления силами ППС ГО в боевой обстановке) и руководство обучением и повседневной деятельностью сил ППС ГО.

Начальником штаба (группы управления) является один из заместителей начальника органа управления или подразделения ГПС и назначается соответствующим начальником органа управления или подразделения ГПС.

Начальник штаба (группы управления), а также руководитель подразделения обеспечения военно-мобилизационной готовности органа управления ГПС являются заместителями начальника ППС ГО.

Штабы ППС ГО создаются:

- в ППС ГО области, города, городского района (округа), если данные города отнесены к группе по гражданской обороне - штаб начальника ППС ГО области, города, городского района (округа);

- в ППС ГО категорированного предприятия - штаб начальника ППС ГО предприятия;

- во всех других ППС ГО создаются группы управления ППС ГО.

Штабы (группы управления) ППС ГО области, района, административного округа, предприятия создаются из личного состава соответствующего органа управления или подразделения ГПС.

Штаб ППС ГО состоит из боевых расчетов, функционирующих на командных пунктах (защищенных рабочих помещениях) ППС ГО. В состав боевых расчетов штаба входят оперативные группы - нештатные подразделения, предназначенные для подготовки к работе командных пунктов (защищенных рабочих помещений) ППС ГО.

Организационная структура штаба (группы управления) ППС ГО определяется начальником ППС ГО исходя из организационно-штатной структуры соответствующего органа управления или подразделения ГПС и, как правило, принимается идентичной последней.

16.1.4 Силы и средства противопожарной службы гражданской обороны области

Силами и средствами ППС ГО являются личный состав и техника, предназначенные для выполнения задач ППС ГО. В состав сил ППС ГО входят все органы управления, подразделения, кроме специальных формирований ГПС военного времени.

Подразделения пожарной охраны других ведомств, а также гражданские организации (противопожарные формирования) гражданской обороны (ГОГО) привлекаются в состав сил ППС ГО в порядке, определяемом нормативными актами по гражданской обороне.

Для обеспечения непрерывного ведения работ ППС ГО создается группировка сил в составе двух эшелонов и резерва.

Силы ППС ГО первого эшелона предназначены для немедленного развертывания работ по противопожарному обеспечению АСДНР.

В состав сил ППС ГО первого эшелона входят личный состав органов управления и подразделений ГПС, подразделений пожарной охраны других ведомств и ГОГО (при наличии последних в составе сил ППС ГО), оставляемый в местах постоянной дислокации для охраны населенных пунктов и предприятий после эвакуации и рассредоточения.

Силы ППС ГО второго эшелона предназначены для усиления и развития действий сил ППС ГО первого эшелона, а также частичной или полной их замены.

В состав сил ППС ГО второго эшелона входит личный состав органов управления и подразделений ГПС, подразделений пожарной охраны других ведомств и ГОГО (при наличии последних в составе ППС ГО), выводимый в загородную зону (в том числе личный состав нештатных подразделений ГПС, формируемых за счет личного состава и техники штатных подразделений ГПС для выполнения определенных задач по тушению пожаров - сводных отрядов ГПС).

Резерв сил ППС ГО предназначен для решения внезапно возникающих задач при задействовании сил ППС ГО первого и второго эшелонов, а также для усиления их действий. В состав резерва сил ППС ГО входят отдельные подразделения ГПС городов, не отнесенных к группам по гражданской обороне и сельских районов, которые не выделяют силы в сводные отряды ГПС (далее - СОПС).

Из направляемых в загородную зону в результате рассредоточения сил и средств ГПС формируется СОПС.

Показатели для включения в схему развертывания СОПС (количество СОПС, места их дислокации после сформирования, штатная численность, базовые подразделения, срок готовности и другие необходимые сведения) определяются УГПС области и представляются В ГПС МЧС России.

Места дислокации СОПС в загородной зоне определяются заблаговременно и приписываются решением «СЗ» местной администрации.

Противопожарные формирования гражданской обороны (противопожарные и лесопожарные команды, отделения и звенья) создаются и функционируют в порядке, определяемом Постановлением Правительства Российской Федерации от 10 июня 1999 г. № 620 и методическими указаниями, введенными в действие директивной МЧС России от 3 апреля 2000 г. № 33-860-14.

Личный состав объективных подразделений ГПС размещается в загородной зоне, как правило, с персоналом охраняемых объектов.

Гражданские организации гражданской обороны (противопожарные и лесопожарные команды, отделения и звенья) противопожарных служб ГО создаются и функционируют в порядке, определяемом Постановлением Правительства Российской Федерации от 10 июня 1999 г. № 620 и методическими указаниями, введенными в действие директивной МЧС России от 3 апреля 2000 г. № 33-860-14.

16.1.5 Материально-техническое обеспечение и финансирование ППС ГО

Финансирование мероприятий ППС ГО осуществляется в соответствии с федеральными законами и иными нормативными актами Российской Федерации органов власти субъектов РФ и органов местного самоуправления.

Расходы на подготовку и проведение мероприятий ППС ГО, в том числе на создание и содержание запасов материально-технических, продовольственных, медицинских и иных средств, понесенные органами исполнительной власти области, органами местного самоуправления и организации, возмещаются в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Финансирование органов управления и подразделений Государственной противопожарной службы (за исключением подразделений, создаваемых на основе договоров) осуществляется за счет средств федерального бюджета. Распределение указанных средств производит федеральный орган управления Государственной противопожарной службы. В случае необходимости могут привлекаться дополнительные средства из других источников финансирования в установленном порядке.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органы местного самоуправления и предприятия финансируют органы управления и подразделения Государственной противопожарной службы, содержащиеся за счет средств соответствующих бюджетов.

Материально-техническое обеспечение органов управления и подразделений Государственной противопожарной службы осуществляется ими самостоятельно, а также в порядке и по нормам, которые определяются Правительством Российской Федерации, через систему материально-технического и военного снабжения, систему специальных поставок МЧС России. Материально-техническое обеспечение ведомственной и добровольной пожарной охраны осуществляется их собственниками.

Расходы, связанные с введением в действие планов ППС ГО, предусматриваются в установленном порядке в сметах органов ГПС МЧС России, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления и предприятий.

Обеспечение органов управления, подразделений ППС ГО служебными зданиями и сооружениями в загородной зоне при рассредоточении сил и средств, текущий и капитальный ремонт этих зданий и сооружений, а также обеспечение мебелью, инвентарем и коммунально-бытовыми услугами (отопление, освещение, водоснабжение, канализация и т.д.) и их финансовое обеспечение осуществляется в установленном порядке органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации и органами местного самоуправления.