Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:

- измерение продукции каждой скважины;

- транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;

- отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;

- отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);

- раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;

- подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.

Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются. Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы нефтегазосбораотдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*105 н/м2(Па). Это позволило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом.

В связи с большим значением проблеме совместного сбора и транспорта нефти и газа, а также конденсата и газа потрубопроводам в СССР, а теперь в России, уделяется много внимания и продолжается ее изучение и развитие.

4.1 Продукция нефтяных и газовых скважин

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовые воды, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней дисперсную систему, содержат как правило, значительное количество растворимых минераль- ных солей. Содержание солей в нефти нередко достигает 2000 - 3000 мг/л и в от- дельных случаях доходит до 0,4 - 0,3 %.Особенно большое количество пластовой воды содержится в нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных место- рождений, когда ее содержание может достигать 80 - 90 %, т.е. с каждым кубомет- ром нефти извлекается около 4 м 3 воды Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при ее переработке. Наиболее вредное воздействие оказывает на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит коррозия, т.е. разъедание металла нефтеперегонной аппаратуры, что приводит к длительным простоям аппаратуры технологических установок.

4.2 Автоматизированные замерные установки

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа "сэндвич" с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев. В технологическом блоке размещены: замерный сепаратор, переключатель скважин многоходовый ПСМ, счетчик жидкости ТОР, регулятор расхода, привод гидравлический и запорная арматура. В аппаратурном блоке размещены: блок управления и индикации, блок питания.

Установки "Спутник" АМ 40-1500 и Б 40-500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки автоматизированные групповые "Спутник" при наличии счетчика газа турбинного типа "Агат" и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. В установке предусмотрена возможность применения для измерения дебита скважин счетчика жидкости СКЖ 30 - 40М2, который устанавливается параллельно счетчику ТОР. Переключение для измерения с одного счетчика на другой осуществляется вручную, перекрытием (открыванием) задвижек. Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления и индикации по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Наличие обводной линии (байпаса) и механического счетчика ТОР позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном переключателе ПСМ или неисправном гидроприводе ГП-1.

Во время ремонта ПСМ или сепарационной емкости возможны работы блока по обводной линии (байпасу), при этом не производится замер продукции, поступающей со скважин.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

4.3 Промысловые сборные трубопроводы

Система технологических трубопроводов для транспортирования нефти, конденсата, газа, воды на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях. Подразделяются: по назначению -- нефте-, газо-, нефтегазо-, нефтегазоводо-, конденсато-, ингибиторо- и водопроводы; по величине рабочего давления -- высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа); по способу прокладки -- подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлической схеме работы -- простые, не имеющие ответвлений, и сложные -- с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы; по характеру напора -- напорные и безнапорные. Различают промысловые трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью (напорные) и с неполным заполнением сечения трубы жидкостью, которые могут быть как безнапорными, так и напорными.

Промысловые трубопроводы на нефтяных месторождениях (промысловые нефтепроводы) подразделяются на выкидные линии, нефтяные сборные коллекторы, промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа, промысловые ингибиторопроводы, промысловые водопроводы.

Выкидные линии служат для транспортировки нефти и её примесей от скважины до групповой замерной установки. Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин 75-150 мм, протяжённость определяется технико-экономическими расчётами и может достигать 4 км и более.

Нефтяные сборные коллекторы прокладываются для транспортировки нефти от групповой замерной установки до дожимной насосной станции или до установки подготовки нефти. Диаметр нефтяных сборных коллекторов 100-350 мм, протяжённость достигает 10 км и более.

Различают нефтепроводы самотёчные (нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце трубопровода), напорно-самотёчные (в нефтепроводе движется только нефть, газовая фаза отсутствует) и свободно-самотёчные, или безнапорные (нефть и газ движутся раздельно). В промысловой практике часто встречаются самотёчные промысловые трубопроводы, в которых присутствуют одновременно свободно-самотёчные и напорно-самотёчные участки.

Увеличение пропускной способности нефтяных сборных коллекторов, вызванное подключением новых или увеличением производительности старых скважин, достигается уменьшением вязкости перекачиваемой нефти путём её подогрева; вводом в поток обводнённой нефти ПАВ; прокладкой параллельного нефтяного коллектора (лупинга); параллельным подключением дополнительного насоса к основному.

Промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа -- газопроводы, работающие при давлении газа выше атмосферного, и вакуумные газопроводы. В 80-х гг. 20 века повсеместно перешли на сооружение герметизированных напорных систем нефтегазосбора (вакуумные газопроводы на новых месторождениях не проектируют). По назначению промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа подразделяют на подводящие газопроводы (аналогичны выкидным линиям промысловых нефтепроводов), сборные коллекторы (аналогичны нефтяным сборным коллекторам) и нагнетательные газопроводы. Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, размеров залежи и размещения групповых замерных установок или дожимных насосных станций. Газосборная система на нефтяном промысле называется в соответствии с формой газосборного коллектора: линейной (коллектор представляет собой одну линию), лучевой (коллекторы сходятся в виде лучей к единому пункту) и кольцевой (коллектор огибает всю площадь нефтяной структуры в виде кольца; для большей надёжности работы и большей манёвренности в кольцевом коллекторе делают одну или две перемычки). Нагнетательные газопроводы служат для нагнетания газа от компрессорных станций в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления и продления срока фонтанной эксплуатации нефтяных скважин; для подачи газа через газораспределительные будки к устьям скважин, эксплуатируемых компрессорным способом; для транспортировки газа на газоперерабатывающие заводы или газофракционирующие установки потребителям.

Промысловые ингибиторопроводы служат для подачи ингибиторов и других химических реагентов в скважины и на другие объекты обустройства нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений.

Промысловые водопроводы предназначены для подачи воды к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления и для сбора пластовых вод, добытых вместе с нефтью, в водоносные горизонты. Подразделяются на магистральные, начинающиеся у насосных станций второго подъёма; подводящие, соединяющие магистральные водопроводы с кустовыми насосными станциями; разводящие, соединяющие кустовые насосные станции с нагнетательных скважинами.

Промысловые трубопроводы на газовых и газоконденсатных месторождениях (промысловые газопроводы) служат для соединения газовых скважин с технологическими установками подготовки газа к транспортировке и промысловыми газораспределительными станциями, через которые газ поступает в магистральные газопроводы, а также для сбора и утилизации газового конденсата. Промысловые газопроводы подразделяются на шлейфы-газопроводы, газосборные коллекторы-газопроводы, конденсатосборные коллекторы и промысловые водопроводы.

Промысловые шлейфы-газопроводы соединяют газовые скважины с установками сепарации и осушки газа, групповые установки подготовки газа к транспортированию, отдельные пункты сепарации газа с промысловыми газосборными коллекторами. Длина шлейфов (600 м -- 5 км), диаметры до 200 м.

Промысловые газосборные коллекторы-газопроводы соединяют групповые установки подготовки газа к транспортированию с промысловыми газораспределительными станциями. Форма газосборных коллекторов аналогична форме промысловых газопроводов, используемых на нефтяных месторождениях.

Промысловые конденсатосборные коллекторы (аналогичны промысловым нефтесборным коллекторам на нефтяных месторождениях) применяются для транспортировки выделенного на групповых установках подготовки газа к транспортированию конденсата на промысловый газосборный пункт или на газобензиновый завод.

Промысловые трубопроводы аналогичны промысловым водопроводам, применяемым на нефтяных месторождениях.

4.4 Резервуары и резервуарные парки

Резервуарный парк комплекс взаимосвязанных отдельных или групп резервуаров для хранения или накопления жидких продуктов (нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов, химических продуктов, воды др.); оборудуется технологическими трубопроводами, запорной арматурой, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами сокращения потерь продуктов, безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации.

Резервуарные парки обеспечивают равномерную загрузку магистральных трубопроводов, компенсацию пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти, нефтепродуктов и воды промышленными районами и городами, накопление запасов аварийного и стратегического резерва, для технологических операций по смешению, подогреву и доведению продуктов до определённой кондиции и могут использоваться при товарно-коммерческих операциях для замеров количества продуктов.

Резервуарные парки обеспечивают повышение надёжности систем нефтеснабжения народного хозяйства в целом. Резервуарные парки могут входить в состав нефтепромыслов, нефтебаз, головных и промежуточных (с ёмкостью) перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и водоводов, нефтеперерабатывающих предприятий, нефтехимических комплексов, а также являться самостоятельным предприятием.

По способу размещения резервуаров различают резервуарные парки надземные, наземные, полуподземные, подземные и подводные. Надземные и наземные резервуарные парки оборудуются в основном стальными вертикальными цилиндрическими нефтяными резервуарами со стационарной или плавающей крышей, понтонами или резервуарами специальных конструкций (каплевидных, сферических и др.); полуподземные -- железобетонными резервуарами с облицовкой внутри стальным листом или без неё.

Надземные, наземные и полуподземные резервуарные парки для нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов и легковоспламеняющихся химических продуктов состоят из групп резервуаров. Ёмкость резервуаров одной группы не превышает 200 тысяч м3. Обычно по периметру они ограничены обвалованием (ограничивающей стенкой), дорогами или противопожарными проездами. Расстояния между резервуарами в резервуарные парки ограничиваются санитарными и противопожарными нормами и правилами. Ёмкость надземных, наземных и полуподземных резервуарных парков не превышает 1 млн. м и ограничивается размерами отводимой территории.

Подземные резервуарные парки позволяют создать значительные запасы продуктов при небольших площадях по сравнению с наземными или полуподземными. Подземные резервуарные парки сооружаются обычно в отложениях каменной соли или в твёрдых осадочных породах (см. Соляные хранилища).

Подводные резервуарные парки могут сооружаться в бетонных фундаментах морских буровых платформ, состоять из подводных резервуаров или танкеров, используемых в качестве резервуарных парков.

Подземные и подводные резервуарные парки безопасны в пожарном отношении и исключают потери продуктов от испарения.

Общая тенденция при строительстве и эксплуатации резервуарных парков повышение безопасности и сокращение потерь продуктов при минимальной их стоимости.

4.5 Подготовка нефти

Подготовка нефти к транспорту обработка нефти с целью удаления компонентов (вода, минеральные соли, механические примеси, лёгкие углеводородные газы), затрудняющих её транспортировку и последующую переработку. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспортировки в связи с увеличением её объёмов и повышенной вязкостьюсмеси нефти и воды по сравнению с чистой нефтью. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает усиленную коррозию металла оборудования и трубопроводов; механических примесей -- абразивный износ нефтеперекачивающего оборудования и трубопроводов и ухудшение качества получаемых нефтепродуктов. Кроме того, примеси нарушают технологический режим переработки нефти. Из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения лёгкие углеводороды (от этана до пентана) теряются в результате испарения. Перечисленные причины обуславливают необходимость подготовки нефти, которая включает обезвоживание нефти, обессоливание нефти, стабилизацию нефти. Качество подготовки нефти регламентируется ГОСТом. Подготовки нефти ведётся на комплексных установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, объединённых в единую технологическую схему сбора и подготовки нефти и попутного газа на нефтяном промысле.

Принципиальная технологическая схема комплексной тепло-химической подготовки нефти предусматривает следующую последовательность проведения операций. Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подаётся в концевую совмещённую сепарационную установку (КССУ), в которую через смеситель из отстойника поступает горячая вода, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника в КССУ, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подаётся в нефтеловушку, а выделившийся газ -- на газобензиновый завод. Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом прогоняется через теплообменники и пароподогреватели, нагретая нефть поступает в отстойник для окончательного отделения нефти от воды. Отделённая вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника смешивается с горячей пресной водой, которая подаётся насосом в ёмкости с предварительным подогревом пароподогревателем и обескислороживанием. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник, где доводится до требуемой по содержанию солейкондиции.

После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор, подаётся прямо в вакуумный сепаратор. Вакуумные компрессоры забирают из сепаратора газ, из которого при прохождении холодильника и гидроциклонного сепаратора выделяется основное количество лёгких углеводородов. Конденсат из сепаратора отправляется на газобензиновый завод, а газ -- на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником и отстойником (вместе с подачей пресной воды) в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев 2 фаз эмульсии. Предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

5. Охрана труда, окружающей среды и недр в нефтегазодобывающей промышленности

Служба охраны окружающей среды на нефтедобывающих предприятиях создается с целью организации природо-охранной деятельности предприятий и всех его подразделений. На нее возлагается ответственность за обеспечение осуществления мероприятий по охране окружающей среды, регламентированных соответствующими нормативными актами. В своей работе служба руководствуется принципами управления охраной окружающей среды, в основе которых лежат целевой и комплексный подходы к проблеме.

Природоохранная деятельность предприятий строится с учетом единства цели и основных интересов охраны окружающей среды на всех уровнях хозяйствования от предприятия до народного хозяйства в целом. Основной целью природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и входящих в его состав предприятий и организаций является снижение отрицательного воздействия производственных процессов на. окружающую среду. Следовательно, основной задачей служб по охране окружающей среды является организация работ по снижению отрицательного воздействия предприятий на окружающую среду региона.

Охрана окружающей природной среды охватывает целый комплекс технических, технологических, организационных и экономических мероприятий, осуществляемых с одной целью -- снижения воздействия производственных процессов на окружающую среду. Отсюда возникает необходимость разработки подхода к организации управления этой сферой деятельности предприятий.

Принцип комплексности в управлении охраной окружающей среды предполагает учет всех сторон природоохранной деятельности, включая вопросы определения окружающей среды в процессе производства, источников и масштабов загрязнения оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением среды, внедрения природоохранных мероприятий и определения их экономической эффективности, общей оценки природоохранной деятельности предприятий, разработки эффективных путей снижения отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду. Определение путей повышения природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и его предприятий предполагает не только разработку и внедрение наиболее эффективных мероприятий, но и совершенствование нормирования и планирования затрат на охрану среды, совершенствование системы экономического стимулирования внедрения мероприятий, улучшение организации работ и материально-технического снабжения, повышение роли моральных стимулов, улучшение пропаганды и т.д.

Одним из важнейших принципов управления природоохранной деятельностью предприятий является учет специфики воздействия отрасли на окружающую среду. Основная специфика нефтедобывающей промышленности состоит в территориальной разбросанности промысловых объектов, большой протяженности нефтепроводов и водоводов, токсичности и экологической опасности применяемых материалов и химреагентов, нефтепромысловых сточных вод и отходов производства для окружающей среды, водоемкости технологических процессов и потреблении большого количества пресной воды. Это усиливаетопасностьзагрязнения водоемов, земель и воздушного бассейна на значительных территориях и нанесения ущерба большому числу предприятий и хозяйств, расположенных на территории нефтедобывающего района. Поэтому охрана окружающей среды выдвигается в число основных производственных задач коллективов предприятий.

Важным принципом управления охраной окружающей среды является народнохозяйственный, государственный подход к проблеме. Суть народнохозяйственного подхода состоит прежде всего в том, что деятельность предприятий должна быть оценена с точки зрения того ущерба, который причиняется различным отраслям народного хозяйства загрязнением окружающей среды данным предприятием. Кроме того, при расчетах экономической эффективности мероприятий по охране окружающей среды необходимо учитывать народнохозяйственный эффект от предотвращения загрязнения. Мероприятия, осуществляемые нефтяными предприятиями, несмотря на большие затраты по их внедрению, являются эффективными с точки зрения народнохозяйственных интересов. Такой подход позволит преодолеть субъективную преграду на пути внедрения природоохранных мероприятий, выражающуюся в отношении к затратам на охрану окружающей среды со стороны производственников как к неэффективным, снижающим рентабельность собственного производства.

Для координации природоохранной деятельности всех предприятий и организаций, входящих в состав нефтегазодобывающего объединения, функционирует специальный отдел охраны окружающей среды в аппарате управления производственного объединения согласно существующему "Типовому положению об отделе охраны окружающей, среды и недр производственного предприятия".

Согласно типовому положению, отдел подчиняется генеральному директору или главному инженеру предприятия. Основной функцией отдела является руководство подразделениями службы охраны окружающей среды предприятий и организаций и ведомственный контроль за их деятельностью. На отдел возлагается ответственность за разработку и осуществление мероприятий, направленных на уменьшение вредного воздействия производственной деятельности предприятия на окружающую среду, за технически правильное и перспективное развитие предприятий и организаций в вопросах охраны окружающей среды.

В соответствии с основными задачами по охране и рациональному использованию природных ресурсов на отдел охраны окружающей среды производственного предприятия возлагаются следующие функции:

- разработка и представление в установленном порядке в вышестоящую организацию, координирующим организациям сводных проектов комплексных программ, перспективных и годовых планов по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов по производственному предприятию и контроль за выполнением этих планов и программ.

- разработка и согласование с природоохранными органами, а также с Государственным санитарным надзором, Государственной инспекцией рыбоохраны, Государственной инспекцией по регулированию использования и охране вод и Государственной инспекцией по контролю за работой газоочистных и пылеулавливающих установок в установленном порядке сводных комплексных программ, перспективных и годовых планов внедрения достижений науки и техники по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов производственного предприятия и контроль за осуществлением этих программ и планов.

- определение соответствия техники и технологии, применяемой в производственном предприятии, современному уровню развития науки и техники в части требований охраны природы и рационального использования ресурсов.

- согласование заказов, технических заданий и условий на создание и внедрение новых технологических процессов, технических средств в части охраны природы, в том числе и технологических процессов, заимствованных из других отраслей и закупаемых за рубежом,

- участие в создании и внедрении новых технологических процессов, технических средств и организации оснащения источников загрязнения очистными сооружениями, обеспечивающими снижение выбросов вредных веществ в водоемы, атмосферу и в почву до нормативов предельно допустимых выбросов (сбросов) или временно согласованных выбросов (сбросов). Осуществление контроля за эксплуатацией этих сооружений.

- рассмотрение проектной документации и выдача заключений в части соблюдения правил охраны природы и рационального использования природных ресурсов, включая:

- проекты новых технологических процессов, технических средств, препаратов;

- проекты реконструкции технологических процессов, технических средств, в том числе на применение техники, технологических процессов; внедрение пусковых комплексов и т.д.

- организация проведения конференций, совещаний, семинаров, школ передового опыта и выставок по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.

- ведомственный плановый и выборочный контроль за деятельностью предприятий и организаций в части соблюдения правил охраны природы и рационального использования природных ресурсов.

- участие в планировании и контроль за рациональным использованием материальных, финансовых и людских ресурсов на охрану окружающей среды и недр производственного предприятия.

С целью обеспечения эффективного контроля за состоянием природной среды на территории нефтегазовых месторождений, оперативного проведения мероприятий по предотвращению загрязнения окружающей среды на всех предприятиях и подразделениях (НГДУ, УБР) созданы эффективные, активно действующие службы охраны окружающей среды. Основная обязанность такой службы -- организация работ по охране окружающей среды.Основной работой этого подразделения является ежегодная паспортизация всех источников загрязнения окружающей среды, разработка мероприятий по снижению отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду, анализ и контроль результатов и их выполнения, привлечение к делу охраны среды всех руководителей предприятий, цехов и подразделений и общественных организаций.Размещено на Allbest.ru