Монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение

Скорость воздуха

Для Архангельской области НАО параметры наружного воздуха температура наиболее холодной пятидневки.

расчётная скорость ветра.

Зона влажности, С - сухая.

Коэф. сопротивления теплоотдачи для внутренней и наружной поверхности стен.

(12.23)

Суммарный коэффициент.

(12.24)

Площади стен, ориентированных по сторонам света

Теплопотери через стены.



По [13] находим для окон

двойное остекление в деревянных пакетах

где (12.25)

Для потолка внутренняя температура

Внутренняя расчётная температура у пола



Для полов малой массивности без теплоизоляционной прослойки, теплопотери.

где

коэф. учитывающий добавочные потери от расположения пола на санях. По (Л.13. стр.305), как перекрытие со световыми проёмами в стенах.

Таблица 4. Теплопотери через ограждающие конструкции жилого помещения.

Ограждения	Площадь огрождений,	Ориентация по сторонам света	Основные теплопотери,	Добавочные потери	Общие потери,
				Ориент.	Ветер	Наличие двух наружных стен
Наружая стена	14,16 14,16 8,92 12,27	В З Ю С	0,282 0,282 0,178 0,244	10 5 ___ 10	20 20 ___ 20	5 5 5 5	0,38 0,366 0,187 0,33
Окно	2,62	Ю	0,569	___	___	5	0,597
Дверь	1,89	С	0,242	10	20	5	0,327
Потолок	36	___	0,718	___	___	___	0,303
Пол	36	___	0,683	___	___	___	0,683

3,173

Теплопотери в связи с инфильтрацией холодного воздуха через щели окон и дверей.

Для дверей

где

Табл.VII.14. [13]

Табл.VII. 12. [13]

Общее количество теплопотеоь

Отопление производится электрокалорифером.

Тепловая мощность электрокалорифера принимаем

Электрическая мощность отопителя

Количество воздуха необходимое для воздушного отопления. Температуру принимаем

Теплоёмкость воздуха

Количество воздуха.

(12.26)

Две калориферные установки типа СФО - 2,5

Мощность,

Подача воздуха,

Перепад температур нагреваемого воздуха

Аэродинамическое сопротивление

13. Расчёт воздухопроводов

Задаёмся скоростью воздуха.

При механическом движении воздуха для промышленных зданий в горизонтальных своздуховодах и сборных каналах скорость воздуха Принимаем

Определяем площадь поперечного сечения канала.

(13.1)

Принимаем воздуховод в поперечном сечении квадратной формы.

Тогда сторона квадрата , принимаем

Уточняем скорость воздуха

(13.2)

Определяем эквивалентный диаметр

(13.3)

По номограмме (Л.15.) находим удельные потери сопротивления при ;;

Потери на участке составляют

(13.4)

где длина 1участка.

коэффициент шероховатости согласно поверхности.

При определении коэффициентов местного сопротивления вход в регулирующую (жалюзийную) решётку выбираем

По номограмме при скорости находим динамическое давление

Таблица.1. Расчёт потери давления в воздухопроводе

№ участка	Расход воздуха, L,м	Длина участка , L,м	Скорость воздуха, м/с	Площадь поперечного сечения, а*в,м	Эквивалентный диаметр, dэ,мм	Удельные потери давления на трение R , кг/м	Потери давление на участке от широховатости,Rl , кг/м	Сумма коэф.местного сопротивления	Динамическое давление,h=кг/м	Потеря давл. В местных сопротивлениях,Z,кг/м	Потеря давления
1	25000	0,8	6,94	1	1	4	23,8	2,2	16,8	36,96	60,76
2	20000	5,4	3,86	1	1	0,4	2,376	2,2	16,8	36,96	39,336
3	15000	5,4	2,89	1	1	0,08	0,48	2,2	16,8	36,96	37,44
4	10000	5,4	1,93	1	1	0,04	0,2376	2,2	16,8	36,96	37,19
5	5000	5,4	1,96	1	1	0,01	0,0594	2,2	16,8	36,96	37

Тогда потери на местные сопротивления составит.

Аналогично рассчитываем другие участки воздуховода. При этом считаем , что расход воздуха происходит равномерно.

Полученные результаты заносим в таблицу1.

Общие потери на участке

Суммарные потери давления в воздухопроводе

(13.5)

Сравниваем располагаемое давление (стр.68)

По характеристикам вентилятораусловие выполняется.

13.1 Расчёт теплообменника

Для обогрева вышечного блока принимаем воздушную систему отопления. Для этого используем подогретый в радиаторе дизель - электрических электростанций воздух. Так как температура воздуха выходящего из радиатора сравнительно не высокая , расстояние передачи тёплого воздуха до потребителей до 80 метров и учитывая , что при этом будет происходить потеря теплоэнергии. Принимаем решение утилизации выхлопных газов дизель - электростанция мощностью 1000 кВт. Тепловой поток, отводимый от дизеля охлаждающей водой .

Тепловой поток, выносимый из дизеля с выхлопными газами работающий для электрообеспечения вспомогательных служб и посёлка буровой установки.

Мощность

Расход топлива

Температура выходных газов

Температура входящего в теплообменник воздуха

Температура газа из теплообменника

Температура воздуха после теплообменника для отопления по требованию СНиП

Тепловой поток , относимый из дизеля выхлопными газами [13]

(13.6)

где низшая теплота сгорания дизельного топлива

Расход выхлопных газов

, VII 10.1[13] (13.7)

где удельный расход воздуха дизелем для четырёхтактных двигателей примем

Плотность газов на выходе из дизеля [13]

Принимаем скорость движения газов по трубам теплообменника

Разница температур воздуха до и после теплообменника

(13.8)

VII[13]

Расход воздуха

Отбираем для отопления

где при

Определяем размеры теплообменника

Площадь поперечного сечения газотока



Число трубок теплообменника по которым проходит газ

(13.9)

Принимаем трубы (латунь) наружным диаметром и толщиной стенки ;

Трубы располагаем на трубной доске в шахматном порядке.

Принимаем поперечный шаг

Коэффициент загромождения.

Поперечное сечение воздушного тракта.

(13.10)

Принимаем скорость воздуха

Живое сечение воздушного тракта



Фронтальная площадь воздушного тракта

В ряд принимаем - число трубок.

Ширина теплообменника по воздушному каналу

(13.11)

Высота теплообменника

(13.12)

Число рядов

(13.13)

Критерии Рейнольдса для газа

(13.14)

Движение газов находится в турбулентном режиме

Критерии Рейнольдса для воздуха

где кинематическая вязкость воздуха при

(13.15)

Характер движения воды - турбулентное R

Расчёт средней теплоотдачи ведём по формуле:

Nu=

При ;

при поперечном обтекании гладких труб.

Поправочный коэффициент по рис. 24

Коэффициент теплоотдачи воздуха

 (13.16)

Коэффициент теплопроводности

Для трубок I ряда

(13.17)

Для II ряда шахматного пучка

Коэффициент теплообмена воздуха

(13.18)

Коэффициент теплообмена газа

(13.19)

где коэффициент теплопроводности дымовых газов

Коэффициент теплопередачи

, (13.20)

Коэффициент теплопроводности трубки (латунь) при

Средний температурный напор

(13.21)

Площадь теплообмена

(13.22)

Длина теплообменника

(13.24)

Ранее конструктивная длина Н=1,148 м

Проверочный расчёт.

Конечные температуры теплоносителей принятые в расчёте проверяются по формулам.

;

где газовый и водяной эквиваленты воздуха

Z - поправочный коэффициент в зависимости и

Водяной эквивалент воздуха

(13.25)

при

Водяной эквивалент газов



Отношение

=

Тогда Z=0,382 [13]

Конечные температуры теплоносителей , принятые в расчёте примерно совпадают (расхождение 3,3% по газу и 6,9% по воздуху , то есть не превышает 20%.Расчёт теплообменника выполнен правильно.

Определим сопротивление пучков из гладких труб , омываемых воздухом с углом атаки 90для шахматного пучка воздухом.

при

где

- за определяющий размер критерий Re принят

наружный диаметр трубы , скорость по узкому сечнию, а физические параметры по средней температуре потока воздуха.

Потери напора в пучке , Па [16]

(13.26)

Мощность на валу вентилятора

(13.27)

Коэффициент запаса К=1,1 , тогда

Принимаем по каталогу электродвигатель 4А132 2S ; ;

14. Экономическая эффективность применения установок утилизации теплоты дизельных электростанций

Применительно к утилизации теплоты ДЭС сравниваемый вариант предполагает теплоснабжение потребителей с использованием теплоты утилизированной от дизель агрегатов ДЭС в место ТГ -2,5.

Капитальные вложения по данному варианту увеличивается на величину стоимости теплообменников. Стоимость изготовления воздухопроводов можно не брать в расчет, так как теплогенераторы работают в системе теплоснабжения с воздуховодами. При использовании утилизированной теплоты ДЭС отпадает необходимость в использовании теплогенераторов. Количество утилизаторов принимаем равным количеству ТГ - 2,5. Если принять, что стоимости изготовления и монтажа равна стоимости четырёх теплогенераторов для производительной оценки экономического эффекта.

При предварительной оценки эффективности применения утилизаторов выхлопных газов считаем , что капиталовложение обоих вариантов равна

тогда

Годовые издержки по обслуживанию элементов системы с доплатой за работу на севере и с учётом полевого довольствия [4]

(14.1)

где основная зарплата за смену по обслуживанию ТГ - 2,5 (по ценам 1987года ОТИЗ ООО БК «Евразия»)

районный коэффициент.

Издержки на топливо и его транспортировка от базы до объектов работ [13]

(14.2)

где средняя мощность теплогенераторов

удельный расход топлива (дизельное)

по ценам 1987 года стоимость топлива.

(14.3)

где стоимость перевозки

среднее расстояние до объектов

При использовании теплообменников для утилизации выхлопных газов дизелей увеличивается расход топлив до 5% за счёт увеличения сопротивления в выхлопном тракте. Следовательно при расчёте принимаем поправочный коэффициент К=1,05.

годовое число часов использования ТГ (по данным БК «Евразия»)

Затраты по базовому варианту составят (для предварительной оценки эффективности)

(14.4)

По сравнительному варианту

(14.5)

Экономический эффект для принятых условий составит

(14.6)

в год на один теплообменник

Экономический эффект от внедрения новой техники определяется

, руб. год

где затраты по базовому варианту.

затраты по сравниваемому варианту.

За базовый вариант в расчётах принимаем сложившийся способ энергообеспечения буровой установки.

Для теплообеспечения на буровой применяются теплогенераторы типа ТГ - 2,5 в количестве 4 штуки. Два работают, два в резерве.

Технические характеристики ТГ - 2,5

Тепловая мощность - 291

Подача воздуха ,

Расход топлива ,

Габариты - 2882

Масса - 600

Стоимость - 1,76 т.р. (1987год)

Прейскурант №24 - 02

Оптовые цены на санитарно - техническое оборудование , водозаборную арматуру и оборудование центрального отопления и горячего водоснабжения.

В общем виде затраты по базовому варианту рассчитываются

где Е=0,15 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

К - капиталовложения по базовом варианту.

расход на зарплату

амортизационные отчисления

расходы на топливо

транспортные расходы

Применительно к утилизации теплоты ДЭС сравниваемый вариант предполагает теплоснабжение потребителей с использованием теплоты утилизированной от дизель агрегатов ДЭС вместо ТГ - 2,5.

Капиталовложения по данному варианту увеличиваются на величину стоимости теплообменников. Стоимость изготовления воздуховодов можно не брать в расчёт, так как теплогенераторы работают в системе теплоснабжения с воздуховодами. При использовании утилизированной теплоты ДЭС отпадает необходимость использования теплогенераторов. Количество утилизаторов принимаем равным количеству ТГ - 2,5. Если принять , что стоимость изготовления и монтажа теплообменников равной стоимости теплогенераторов для предварительной оценки экономического эффекта , то капиталовложение обоих вариантов будут равны.

тогда издержки , прочие издержки

Годовые издержки по обслуживанию элементов, системы с доплатой за работу на севере с учётом полевого довольствия [4].

где основная зарплата за смену по обслуживанию ТГ - 2,5 (по ценам 1987 года ОТИЗ ОО БК «Евразия»)

районный коэффициент

Издержки на топливо и его транспортировка до объекта работ [4]

где средняя мощность теплогенератора

удельный расход топлива

(по ценам 1987 года)

(14.7)

стоимость перевозки , руб.

среднее расстояние до объектов

Часовой расход топлива теплогенератора ( по паспорту)

При утилизировании выхлопных газов теплообменниками увеличивается расход топлива до 5% за счёт увеличения сопротивления в выхлопном тракте [13]. Следовательно при расчёте издержек принимаем поправочный коэффициент К=0,05.

годовое число часов работы ТГ (по данным БК «Евразия»)

Затраты по базовому варианту

По сравниваемому варианту

т.р.

Экономический эффект для принятых условий составит

 на один теплообменник.

15. Расчет показателей экономической эффективности

Годовой экономический эффект (без учета капитальных затрат)определяется по формуле.

Э = Гэ - Нпр, (15.1)

где Гэ - годовая экономия текущих затратпо проекту, тыс. руб.,

Нпр = (Збаз - Звн)Vпр, (15.2)

Збаз - текущие затраты на единицу продукции по базовому варианту, руб.,

Звн - текущие затраты на единицу продукции по внедряемому варианту, руб.,

Vпр- объем выпускаемой продукции по внедряемому варианту, тыс. м3.,

Нпр- налог на прибыль с полученного дополнительного дохода, тыс. руб., [19]

Нпр = (Гэ - Апр )0,24.,

Апр- амортизация по внедряемому варианту, тыс.руб.

Расчёт стоимости 1 кВт электроэнергии на буровой установке в час (эл. станция мощностью 250 кВт ) и калькуляции стоимости обслуживания внедряемого оборудования приведены в таблице 1

Таблица 1 - Расчёт стоимости 1 кВт электроэнергии на буровой установке в час (эл. станция мощностью 250 кВт ) и калькуляции стоимости обслуживания.

Наименование	Ед. изм.	Кол.	Цена единицы	Стоимость
Затраты:
Зарплата дизелиста	Час	6,00	260,25	1561,50
Стоимость топлива	т/час	0,540	14 383,00	7766,82
Амортизация ДЭС	%	14,30	43000000,00	701,94
Итого:	руб/час			10030,26
Мощность дизель-электростанции	кВт/час			1525,00
Стоимость 1 квт	руб/кВт-час			6,58
Накладные расходы	32,70%			2,15
Итого: на 1эл. станцию	руб/год	14 716 800		116596965,41
Внедрение нового оборудования
Стоимость оборудования	кВт	2 400,00	37515000,00	37515000,00
Стоимость монтажа				16720000,00
Затраты :
Зарплата оператора	Час	4,00	260,25	1041,00
Стоимость топлива	т/час	0,624	14 383,00
Амортизация ДЭС	%	8,00	37515000,00
Итого:	руб/час
Мощность	кВт/час
Стоимость 1 квт	руб/кВт-час
Накладные расходы	20%
Всего	Руб/1кВт
Итого: в год	кВт	14 716 800

Расчёт показателей экономической эффективности.

Годовая экономия текущих затрат [19]

ГЭ = (15.3)

Расчёт амортизации по внедряемому варианту приведён в таблице.

Таблица 2. Расчёт амортизационных отчислений.

Оборудование	Количество	Полная стоимость Тыс.руб.	Срок полезного Использования, лет	Норма амортизации %	Сумма амортизационных Отчислений, Тыс.руб.
ДЭС	1	37515	20	8	2926

Налог на прибыль.

Нпр = тыс. руб.

Годовой экономический эффект.

Э = 19573 - 3995 = 15578 тыс. руб. (15.4)

Расчет показателей эффективности капитальных вложений с учетом фактора времени приведен в таблице Продолжительность расчетного периода два года.

Дополнительные капиталовложения включают расходы на приобретение и монтаж оборудования в размере 54235000 тыс.руб.

Чистый приведенный доход (NPV) определяется нарастающим итогам по периодам как разница дисконтированных годового экономического эффекта и капитальных вложений.

Срок окупаемости капитальных вложений с учетом фактора времени. [19]

DP = (37515 + 16720)/15578 = 3,5 года. (15.5)

Таблица.3 Расчет показателей экономической эффективности капитальных вложений с учетом фактора времени.

Показатель	расчетный период
	1	2	3	4
Дополнительные капвложения, тыс. руб.	44235
Годовая экономия по текущим затратам, тыс. руб.	19573	19573	19573	19573
Амортизация, тыс. руб.	2926	2926	2926	2926
Налог на прибыль, тыс руб.	3995	3995	3995	3995
Годовой экономический эффект (без учета капитальных вложений), тыс. руб.	15578	15578	15578	15578
Коэффициент дисконтирования	0,833	0,694	0,579	0,482
Капитальные вложения дисконтированные	36848
Годовой экономический эффект (без учета капвложений) дисконтированный, тыс. руб.	12976	10811	9020	7508
Чистый дисконтированный доход (NPV), тыс. руб.	- 23871	- 13060	- 4041	3468

Расчет других технико-экономических показателей.

Производительность труда (ПТ), кВт/чел.-ч, определяем по формулам.

ПТ = Qгод/ ? ТЗосн,всп, (15.6)

где Qгод - годовой объем работ, кВт.,

?ТЗосн,всп, - потребность трудозатрат, чел.-ч., на основных и вспомогательных работах.

ПТ кВт/чел-час.

ПТ кВт/чел-час

Прирост производительности труда %,определяем по формуле. [19]

ДПТ =ПТвн - ПТб/ПТб 100,

ДПТ = (0,25 - 0,1666)/0,1666*100 = 50,06 %

где ПТвн - производительность по внедряемому варианту, кВт/чел.-ч.,

ПТб - производительность по базовому варианту, кВт/чел.-ч.,

Высвобождение рабочих (ДЧ),чел., определяем по формуле.

ДЧ =?Тб - ?Твн/Тгод,

где ?Тб - число часов, отработанных рабочими за год в базовом варианте.,

?Твн - число часов, отработанных рабочими за год во внедряемом варианте.,

Тгод - число часов, отработанных одним рабочим за год .

?Тб = 6*24*365 = 52560 час

?Твн = 4*24*365 = 35040 час

Тгод = 11*15*10 = 1650 час

где 11 - часов в день 15- дней в месяце работает 10 мес в году (остальное отпуск)

ДЧ = (52560 35040)/1650 = 11

Итоговые экономические показатели сводим в таблицу.

Таблица.4 Итоговые экономические показатели

Показатель	Базовый вариант	Внедряемый вариант
Годовой объем работ, кВт/ч	14 716 800	14 716 800
Прирост производительности труда, %	х	50
Высвобождение рабочих, чел	х	2
Текущие затраты
Всего, тыс.руб.	116595	108890
на 1 кВт/ч, руб.	8,73	7,40
Годовой экономический эффект (без учета капвложений, тыс. руб.	х	15578
Дополнительные капвложения, тыс. руб.	х	44523
Срок окупаемости с учетом фактора времени, лет		3,5

Выводы: В результате реализации предложенного проекта ожидается снижение текущих затрат на производство на 15578 тыс. руб. в год. Из-за не значительной величины капитальных затрат срок окупаемости с учетом фактора времени составил по расчетам 3,5года. Чистый дисконтный доход на четвёртый год реализации проекта при норме дисконта 20 % составил 3468 тыс. руб. Из технико-экономического расчета видно, что благодаря предложенному мероприятию значительно снизится расход дизельного топлива, а следовательно и затраты на его приобретение.

16. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

16.1 Общие положения

«Положение о системе управления охраной окружающей среды» регламентирует организацию работы природоохранных служб предприятия, деятельность которых связана с разведкой, разработкой месторождений, добычей и переработкой нефти и газа, нефтехимическим производством и нефтепродуктообеспечением, и определяет методическую и правовую базу проведения работ по обеспечению системы управления охраной окружающей среды в соответствии с действующим природоохранительным законодательством Российской Федерации, требованиями ГОСТ Р ИСО 14001-98, международных стандартов серии ISO 14000.

Правовую основу деятельности природоохранных служб предприятия составляет природоохранительное законодательство, включающее федеральные законы, законы субъектов Российской Федерации, указы Президента Российской Федерации, постановления и распоряжения Правительства Российской Федерации, нормативные правовые акты федеральных, региональных и местных органов исполнительной власти и "Положение о системе управления охраной окружающей среды".

Положение определяет права, обязанности и ответственность должностных лиц и специалистов предприятия при проведении работ по предотвращению и снижению отрицательного воздействия на окружающую природную среду в процессе реализации производственно-хозяйственной деятельности.

16.2 Экологическая политика

Экологическая политика основывается на следующих принципах и обязательствах:

рациональности использования природных ресурсов;

презумпции возможной экологической опасности любой намечаемой или осуществляемой производственно-хозяйственной деятельности;

приоритетности планируемых и реализуемых действий и мер, связанных с предупреждением (предотвращением) воздействия на окружающую среду, перед мерами и действиями по минимизации и ликвидации последствий такого воздействия;

обязательном соблюдении требований природоохранительного законодательства, в том числе международных соглашений, российского федерального, регионального и местного законодательства, отраслевых нормативных требований, а также других нормативных требований, которые регламентируют деятельность нефтяных компаний;

информировании и поддержании открытого диалога со всеми заинтересованными в экологических аспектах деятельности сторонами (общественности, органов исполнительной власти и др.) о результатах оценки воздействия на окружающую среду и реализуемой предприятием природоохранной деятельности;

понимании приоритетности системного экологического управления в области природоохранной деятельности;

периодическом пересмотре, корректировке и совершенствовании экологической политики и ее важнейших экологических целей;

доведении принятой экологической политики и важнейших экологических целей всего обслуживающего персонала, общественности, органов исполнительной власти других заинтересованных сторон.

16.3 Стратегические цели экологической политики

К важнейшим стратегическим целям относятся:

достижение уровня экологической безопасности, соответствующего показателям лучших нефтяных компаний мира;

повышение экологической безопасности производства, снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения надежности, обеспечения безопасной и безаварийной работы оборудования;

разработка и реализация программ снижения внеплановых потерь, обусловленных промышленными авариями и производственными неполадками;

предотвращение и минимизация количества и токсичности выбросов, сбросов загрязняющих веществ и отходов при увеличении объемов производства за счет внедрения новых технологий, оборудования, материалов и повышения уровня автоматизации управления технологическими процессами;

совершенствование методов и способов охраны земель и их рекультивации;

внедрение эффективных технических решений и технологий по минимизации и ликвидации уровня загрязнения окружающей среды;

создание и реализация системы производственного экологического мониторинга промышленных объектов предприятия.

На предприятиях нефтяной и газовой промышленности создано Положение о системе управления охраной окружающей среды, которое регламентирует организацию работы природоохранных служб деятельность которых связана с разработкой нефтяных месторождений, добычей, и определяет методическую и правовую базу проведения работ по обеспечению системы управления, охраной окружающей среды в соответствии с действующим природоохранительным законодательством Российской Федерации, требованиями ГОСТ Р ИСО 14001-98, международных стандартов серии ISO 14000.

Правовую основу деятельности природоохранных служб составляет природоохранительное законодательство, включающее федеральные законы, законы субъектов Российской Федерации, указы Президента Российской Федерации, постановления и распоряжения Правительства Российской Федерации, нормативные правовые акты федеральных, региональных и местных органов исполнительной власти.

16.4 Технология нейтрализации и утилизации твердых отходов бурения и нефтедобычи

Результаты многолетних эколого-геохимических работ ЛКГИ ВНИГРИ на площадях бурения на нефть и газ и нефтепромыслах на севере Тимано-Печорской НГП, в Ульяновской области, на о. Сахалин и в других регионах выявили недостаточную экологическую эффективность применяемых технологий ликвидации твердых отходов бурения и нефтедобычи в местах их складирования. Так в процессе зонального мониторинга загрязнения природной среды на площади Кумжинского газоконденсатного месторождения, а также производственного эколого-геохимического контроля и мониторинга на Инзырейской, Северо-Хоседаюской, Средне-Харьягинской и др. площадях бурения на нефть и газ зафиксированы очаги интенсивного загрязнения почв и донных осадков в местах расположения ликвидированных шламовых и нефтяных амбаров. Учитывая то, что до настоящего времени данная проблема не нашла удовлетворительного решения в практике буровых и нефтедобычных работ в НАО, ЛКГИ в рамках реализуемой программы начаты работы по региональной адаптации эффективных технологий нейтрализации и переработки твердых отходов бурения и нефтедобычи.

16.5 Токсичные твёрдые отходы бурения и нефтедобычи

В составе твердых отходов, образование которых происходит в процессах бурения, а также добычи, сбора, хранения и транспортировки нефти, выделяется категория в разной степени токсичных отходов, технология утилизации которых должны предусматривать либо изоляцию последних от контакта с природной средой в специальных хранилищах, либо предварительную нейтрализацию с превращением отходов в экологически безопасные материалы. К данной категории относятся:

- твердые буровые отходы: буровой шлам, твердая фаза глинистого раствора, насыщенного химреагентами; нефтешламы и нефтенасыщенные осадки из факельных и нефтяных амбаров, осадок из системы очистки БСВ;

- шламы нефтеловушек и шламосмывы из резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов, нефтепроводов, сепараторов и т.д.;

- твердая фаза (шлам) производственных, дождевых и дренажных стоков с технологических площадок эксплуатационных объектов и объектов инфраструктуры нефтепромыслов;

- твердая фаза хозбытовых стоков.

Помимо производственных и бытовых отходов на площадях бурения и нефтедобычи очистке и нейтрализации подлежат нефтезагрязненные и химически загрязненные почвы, грунты и донные осадки в местах утечки и аварийных сбросов нефти и нефтепродуктов, а также сброса и смыва химреагентов на рельеф. По данным работ ЛКГИ в нефтегазоносных регионах России, объемы нефтезагрязненных грунтов даже при безаварийном бурении скважин и эксплуатации оборудования нефтепромыслов не уступают, а часто и превосходят объемы твердых производственных и бытовых отходов.

При выборе приоритетных технологий нейтрализации и переработки твердых отходов бурения и загрязненных на буровых площадях и нефтепромыслах почв, грунтов и донных осадков необходимо учитывать, что главной особенностью их химического состава является присутствие в доминирующих количествах природных (сырая нефть) и техногенных (нефтепродукты) нафтидов. Специфические свойства, приобретаемые отходами при загрязнении нафтидами, требуют выделения их в отдельную категорию для выбора методов и средств нейтрализации.

Нефтешламы, осадки очистных сооружений с высоким содержанием нефтепродуктов, нефтезагрязненные почвы, грунты и донные осадки относятся к категории негорючих или ограниченно горючих отходов. Для выбора методов предварительной обработки и последующего обезвреживания необходимо классифицировать нефтеотходы с учетом теплоты сгорания, происхождения, влажности и способности к механическому обезвоживанию.

16.6 Методы и технологии нейтрализации и утилизации твердых отходов бурения и нефтедобычи

Предотвращение негативного воздействия бурового шлама, нефтешлама, твердой фазы отработанного бурового раствора и БСВ в современной практике отечественного и зарубежного бурения на нефть и газ и нефтедобычи осуществляется путем:

- захоронения в специально подготовленных резервуарах (реже закачкой в скважины в составе жидкой фазы);

- нейтрализацией и утилизацией в местах складирования;

- нейтрализацией и переработкой в экологически инертные материалы и полезную продукцию (строительные материалы, топлива и т.д.).

Нейтрализация твердых отходов бурения может производиться методами отмыва от компонентов бурового раствора на углеводородной основе, экстракции углеводородов различными растворителями, окисления органических соединений, а также гидрофобизации, отвердением и термическими способами.

Метод отмыва выбуренной породы от компонентов бурового раствора на углеводородной основе заключается в том, что принудительно подаваемая насосом или мешалкой промывочная жидкость диспергирует захваченный со шламом известково-битумный раствор, образуя неустойчивую взвесь, из которой на вибросите легко удаляется практически вся углеводородная жидкость.

Для окисления органических соединений используют растворы перекиси водорода с добавлением небольшого количества перманганата калия, что приводит к более глубокому окислению 0В. Эффективность нейтрализации достигает 95-98 % при концентрации перекиси водорода 10-15 %. Термический метод нейтрализации бурового шлама является одним из наиболее распространенных безреагентным способом. Буровой шлам обрабатывается при повышенных (до 400-600°С) температурах, что позволяет полностью очистить шлам от органических веществ.

Методы гидрофобизации заключаются в обработке шлама нерастворимыми в воде высокомолекулярными веществами, например, сополимером малеинового ангидрида с акриламидом, которые резко уменьшают диффузию органических соединений в воду. Метод обеспечивает снижение токсичности бурового шлама в 20 раз.

В институте СевКавНИПИНефть разработана технология ликвидации амбаров накопителей отходов бурения. Технология предусматривает рытье котлована, возведение противофильтрационного экрана, заполнение амбара-накопителя твердыми отходами бурения, расслоение отходов бурения на загущенную и осветленную фазы с образованием верхнего твердого слоя, нанесение непроницаемого экрана и засыпку амбара минеральным грунтом. При этом перед заполнением амбара отходами бурения с внешней стороны его периметра выполняют замкнутую узкую траншею, заполняют ее противофильтрационным материалом (обработанным буровым раствором, образующем тело завесы типа стекла в грунте).

Существует способ переработки сырого нефтешлама путем обработки на ультразвуковом дезинтеграторе, что позволяет увеличить количество УВ, выкипающих до350°С при одновременном увеличении среднетемпературных компонентов на 7 % .

Также разработана и представлена технология утилизации нефтешламов месторождения Кара-Арна с целью получения строительных и дорожных материалов (битумов марок БН 40/60, БН 60/90, БН 130/200), заключающаяся в жидкофазном окислении воздухом или водяным паром.

В Ухтинском индустриальном институте разработана установка для отмыва бурового шлама. Установка снабжена блоком приготовления моющего раствора, блоком отмыва загрязненного шлама и блоком промывки с линией приема обжатого шлама и линией подачи отмытого шлама. Блок отмыва загрязненного шлама установлен до блока разделения, блок промывки установлен после блока разделения и соединен с ним линией приема отжатого шлама и линией подачи отмытого шлама. Блок изготовления моющего раствора соединен со сборником шлама. Блок нагрева связан с одной стороны линией подачи с блоком изготовления моющего раствора и блоком промывки, а с другой стороны - со сборником регенерированной воды.

Одним из разработчиков института предлагается технология очистки загрязненного нефтью шлама. Процесс очистки шлама начинается с подачи загрязненного нефтью шлама из обычной системы для удаления твердой фазы бурового раствора в закрытую смесительную емкость, оснащенную механическими мешалками. В эту емкость с регулируемой скоростью подается растворитель для разрушения эмульсий в буровом растворе на углеводородной основе и растворения углеводородов. Образующаяся суспензия перекачивается насосом в изолированную осадительную центрифугу со сплошным ротором. Твердые частицы, удаляемые из центрифуги, выглядят как сухой порошкообразный материал. Остаточная массовая доля нефти в шламе обычно не превышает 1%, такая же и остаточная доля растворителя. Обработанный шлам может быть сброшен в море, либо подвергнут дополнительной тепловой переработке для удаления растворителя пропусканием через нагреваемый винтовой конвейер. Из центрифуги смесь нефти и растворителя подается в нагреваемый потоком пара тонкопленочный испаритель для ее разделения на составные части. Извлеченная нефть возвращается в действующую циркуляционную систему бурового раствора. Пары растворителя, покидающие испаритель, конденсируются в теплообменнике с водяным охлаждением для последующей рециркуляции.

Компанией British Petroleum разработан способ удаления нефти из нефтяного шлама «superwater», в основе которого лежит процесс очистки и термальной сушки (до 140-180°С) шлама в герметизированной центрифуге или соответственно низко- и высокооборотном режиме с использованием в качестве чистящих веществ органических сольвентов - растворителей марки К5Т и CJD-40 с последующим лабораторным контролем содержания остаточных нефтепродуктов в очищенном и высушенном шламе, который становится экологически чистым и может быть захоронен на морском дне. Подробно описаны схема и основные элементы конструкций установок, а также методика лабораторного контроля проб остаточного шлама. Отмечена высокая степень очистки нефтяного шлама на испытанных образцах установки.

В работе Ruddy D., Ruggiero D. и Kohlman H. приведен обобщенный обзор разработанных рядом фирм технологических методов очистки выбуренного шлама от углеводородных фракций (нефти), в частности, предусматривающие применение термических процессови процессов экстрагирования углеводородов растворителем. Термические процессы предполагают (1) этап перегонки в контролируемых условиях температуры и атмосферного явления, обеспечивающей выпаривание из шлама воды и УВ и (2) этап окисления или сжигания для полного удаления УВ. Пары УВ и воды затем подвергаются конденсации для повторной утилизации в системе бурового раствора. Предлагаются три альтернативных метода термической обработки шлама; электрохимический, термоэнергетический и косвенно-термический. Процессы экстрагирования, в свою очередь, предполагают удаление УВ из шлама с помощью растворителя (дихлортрифторэтана). Предлагаются два альтернативных метода экстрагирования: двухэтапный процесс и процесс замкнутого, цикла. В результате многолетних исследований, выполненных институтами МИНГазпрома, занимающимися проблемой защиты окружающей среды от загрязнения отходами бурения выявлено, что обезвреживание бурового шлама целесообразно осуществлять термическим методом при 350-400°С. Для этого применяется технологическая линия, включающая блок обезвоживания бурового шлама (в основе - центрифуга ОГШ-352К-1) и установку для термической обработки - печь СБОУ-6,25/6-М1.

В институте коллоидной химии и химии воды АН Украины (Киев) разрабатываются методы физико-химической дезактивации выбуренного шлама и обработанных буровых растворов, в основу которых положен принцип регулирования структурно-текстурных свойств твердой фазы. Особенностью такого модифицирования является хемосорбционное связывание продукта реакции с поверхностью твердой фазы, позволяющего в конечном итоге дезактивировать (гидрофобизировать) буровые отходы. Установлено, что с учетом практического использования продуктов гидрофобизации бурового шлама на конечной стадии их переработки можно вводить различные модифицирующие агенты. Целью такого модифицирования является получение промышленно-важных материалов для различных отраслей народного хозяйства (твердая фаза бурового раствора, порошок для пожаротушения, пеногаситель, добавка к тампонажным растворам для увеличения их коррозионной устойчивости), что позволяет судить об экономической эффективности технологий. При этом авторы считают, что именно возможность применения гидрофобизированного шлама (отходов) в качестве сырья для его последующего потребления является гарантом успешного решения проблемы в целом.

ВНИИКрнефть совместно с Кубанским государственным аграрным университетом на Усть-Балыкском месторождении ПО "Юганскнефтегаз" проведены исследования по определению распространения загрязнения окружающей территории отходами бурения из ранее засыпанных минеральными грунтами шламовых амбаров. Проведены испытания технологий по обезвреживанию содержимого шламовых амбаров. Технологии предусматривают реагентную очистку БСВ до параметров, обеспечивающих ее сброс на рельеф. Оставшиеся в шламовом амбаре отработанный буровой раствор и буровой шлам обезвреживаются методом отверждения. Для этого используют цементировочные агрегаты и цементносмесительные машины. Применение экологически безвредных реагентов и буровых растворов позволяет снизить затраты на рекультивацию.

Компанией ШЕЛЛ разработан способ утилизации выбуренной породы путем добавления в буровой раствор размельченного шлака доменных печей, который после участия в бурении скважин вместе с буровым раствором извлекается на поверхность и скрепляет буровой раствор и выбуренную породу, т.к. размельченный шлак обладает цементирующими свойствами. Такой способ позволяет консолидировать выбуренную породу и облегчает вывод ее с точки бурения.

Для ликвидации шламовых остатков в НГДУ "Южарланнефть" использована эмульсия, содержащая бактерии, вырабатывающие БНОПАВ. Сделан принципиальный вывод о существовании возможности создания промыслового полигона для ликвидации нефтешлама путем нанесения его на почву и последующего регулярного перемешивания или рыхления на глубину 10-15 см.

Одним из наиболее перспективных направлений переработки нефтяного шлама является использование его в качестве сырья для получения твердых и жидких топлив. В Японии запатентованы способы получения твердого топлива из нефтяных шламов. В нашей стране разработаны технологии получения из нефтяного шлама и нефтезагрязненных почв и грунтов дизельного топлива.

16.7 Метод литификации и приоритетные технологии нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи

Интеграционная технология литификации (ИТЛ) обеспечивает возможность преобразования вязкопластичных и твердых промышленных отходов, содержащих экологически опасные компоненты в экологически безопасные минеральные смеси, пригодные для формирования искусственных грунтов для рекультивации территорий подвергшихся эрозионным техногенным процессам, а также для производства различных видов строительных материалов. ИТЛ основывается на теории синтеза вяжущих веществ в дисперсных минеральных средах и важнейших положениях формирования смесей оптимального механического состава.

ИТЛ осуществляется на основе дисперсных алюмосиликатов и комплекса химических реагентов, инициирующего процессы синтеза заданных видов вяжущих веществ. Цементационное твердение устраняет миграцию экологически опасных компонентов в окружающую среду и обеспечивает адаптационную утилизацию широкого спектра промышленных отходов. ИТЛ может служить завершающим звеном безотходной промышленной технологии.

Дополнительным достоинством технологии служит возможность переработки переувлажненных шламов.

Для осуществления преобразования шламов-осадков используются доступные материалы - такие как глина, песчаные смеси небольшие добавки цемента и извести, а также добавки отдельных реагентов, не приводящие к удорожанию переработки.

На основе объединения технологии электрохимической очистки сточных вод и ИТЛ разработаны технологии ликвидации и переработки загрязненных отходов нефтепромыслов в строительную продукцию. Дополненные эффективными модульными технологиями отмыва и переработки нефтезагрязненных грунтов в различные виды топлива, они сформировали технологический комплекс приоритетных технологий для оснащения буровых и нефтепромыслов в условиях севера Архангельской области.

17. ОХРАНА ТРУДА

17.1 Общие положения предприятия

Одним из основных направлений политики предприятия в области охраны труда, провозглашенных Основами законодательства РФ об охране труда, является признание и обеспечения приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности Исходя из этого, с одной стороны, Основами предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных или опасных производственных факторов. С другой стороны, работодатель обязан обеспечить безопасность при эксплуатации производственных зданий, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда.

Основами предусмотрено, что ответственность за состояние условий и охраны труда на предприятии возлагается на работодателя.

Именно такую политику в области охраны труда предприятие обязуется проводить при освоении нефтяного месторождения.

На предприятии разработаны и действуют «Положение о системе управления промышленной безопасностью и охраны труда» и «Положение об организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах».

Для реализации своих обязательств по созданию безопасных условий труда, соблюдения прав работников на охрану труда и обеспечения правовой защиты своих интересов в области охраны труда, предприятие осуществляет выполнение комплекса организационных, организационно-технических и технических мероприятий. Ниже приводятся основные организационные и организационно-технические мероприятия.

17.2 Требования к персоналу

К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью, и успешно сдавшие экзамены по технике безопасности.

Проверка знаний по безопасному ведению работ должна проводится ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменение действующих правил безопасности после соответствующего должна проводится внеочередная проверка знаний.

На предприятии должен быть установлен порядок предварительного и периодического медицинского осмотра работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками, установленными Минздравом России. Заключение трудового договора.

Ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, возможным риском повреждения здоровья, с льготами и компенсациями по условиям труда.

17.3 Организационные мероприятия

а) Предварительный медосмотр при поступлении на работу.

- Определение перечней профессий и работ, для выполнения которых необходим предварительный медосмотр.

- Направление работников на медосмотр, в том числе всех лиц моложе 21 года.

- Получение заключения медучреждения.

б) Заключение трудового договора.

в)Ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, возможным риском повреждения здоровья, с льготами и компенсациями по условиям труда.

г) Допуск работника к работе без повышенной опасности.

- Проведение вводного инструктажа по безопасности труда и инструктажа по пожарной безопасности.

- Определение перечня профессий и должностей работников, освобождаемых от первичного инструктажа на рабочем месте.

- Проведение первичного инструктажа па рабочем месте.

д) Допуск работника к работам с повышенной опасностью.

- Определение перечня работ, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда.

Проведение первичного инструктажа на рабочем месте,

Создание комиссии по проверке знаний.

17.4 Организационно-технические мероприятия

Обеспечение безопасных условий труда на рабочих местах. Образование комиссии по проведению аттестации рабочих мест по условиям труда.

Проведение аттестации рабочих мест.

Разработка и осуществление мероприятий по улучшению и оздоровлению условий труда, приведению рабочих мест в соответствие с требованиями норм и правил труда.

Определение должностных лиц, ответственных за организацию и проведение сертификации постоянных рабочих мест.

Проведение сертификации рабочих мест.

Оснащение производственных помещений, оборудования и рабочих мест средствами коллективной защиты, в том числе:

Средствами нормализации воздушной среды.

Средствами нормализации освещения рабочих мест.

Средствами защиты от поражения электрическим током.

Средствами защиты от воздействия механических факторов.

Средствами защиты от химических факторов.

Средствами защиты от повышенного уровня шума и вибрации и др.

Организация эффективной эксплуатации средств коллективной защиты.

Организация контроля за уровнем воздействия вредных или опасных производственных факторов, включая оснащение рабочих мест средствами автоматического контроля и сигнализации.

Санитарно-бытовое обслуживание работников.

Определение потребности в санитарно-бытовых помещениях и устройствах, исходя из специфики производства. Обеспечение работающих такими помещениями и устройствами и содержание их в надлежащем техническом и санитарном состоянии.

17.5 Средства индивидуальной защиты

К средствам индивидуальной защиты относятся различные приспособления и одежда, предназначенные для защиты работающего от производственных опасностей и вредностей и метеорологических факторов:

спецодежда; спецобувь; головные уборы; рукавицы, перчатки;

приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки, антифоны);

предохранительные пояса; диэлектрические перчатки, коврики и др.

При выборе средств индивидуальной защиты необходимо учитывать условия производственного процесса, вид деятельности и длительность воздействия на работающего опасных и производственных факторов, а также индивидуальные особенности работающего.

Главные требования, применяемые к средствам индивидуальной защиты:

защитная эффективность;

работоспособность персонала, использующего средства индивидуальной защиты;

требования к материалам;

специальные требования к средствам индивидуальной защиты в зависимости от опасных и вредных факторов.

17.6 Обязанности работников опасного производственного объекта

В соответствие с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и «Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 10.03.99г. №263 работники опасного производственного объекта обязаны:

соблюдать требования нормативных правовых актов и нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте и порядок действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

проходить подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности незамедлительно ставить в известность непосредственного руководителя или в установленном порядке других должностных лиц об аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

в установленном порядке участвовать в проведении работ по локализации аварии на опасном производственном объекте.

17.7 Гигиена труда и промысловая санитария

Большое влияние на здоровье работающих, а также на их психологическое состояние имеет правильная организация технологического и трудового процессов, а также процессов отдыха.

Поэтому на действующих буровых предусмотрены комплексы мероприятий, которые направлены на обеспечение нормальных условий труда, а также на улучшение условий отдыха и личной гигиены обслуживающего персонала. Первоочередную роль играет комплекс мероприятий, который связан с обеспечением работающих жилищно-бытовыми условиями.

Поскольку разработка месторождения ведётся вахтовым методом, поэтому при строительстве скважин буровая обеспечивается санитарно-бытовыми помещениями, в расчёте на количество работающих.

В комплект входит:

- вагон - домик с кабинетом мастера с рацией;

- вагон - домик, оборудованный устройством для подогрева воды, с умывальником и бачком для питьевой воды;

- вагон -- домик с гардеробом, с сушилкой для обуви, одеждой, душевой;

- вагон - спальня;

- вагон - столовая.

В кабинете мастера находится медицинская аптечка и носилки для оказания первой медицинской помощи при травме или заболевании. Техникой оказания первой помощи должен владеть каждый работающий на буровой.

17.8 Дополнительные мероприятия по технике безопасности

На буровой должен быть в наличии металлический контейнер с запором для хранения ВВ. Буровой персонал должен быть обеспечен в необходимом количестве средствами индивидуальной защиты.

Персонал бригады, эксплуатирующий грузоподъёмные механизмы, должен быть обучен и иметь право на эти работы.

Членам бригады запрещается:

1.Завозить на объект работы личное огнестрельное оружие, транспортные средства, спиртные напитки.

2.Отлучатся с буровой без разрешения руководителя подразделения.

Члены буровых бригад по испытанию должны пройти обучение по предупреждению открытых фонтанов, действиям в случае нефтегазопроявления.

Буровая установка обеспечивается технической документацией в соответствии с «Единым перечнем необходимого минимума технической документации, которая должна быть на буровой установке глубокого бурения».

Оборудование, применяемое при бурении скважин, должно быть смонтировано на прочных фундаментах (основаниях) и опробовано в соответствии с инструкцией завода - изготовителя по монтажу и эксплуатации.

После окончания монтажа буровой установки все оборудование должно быть опробовано без нагрузки под руководством работников служб главного механика и главного энергетика.

В процессе эксплуатации буровую вышку и оборудование должны осматривать механик и буровой мастер не реже одного раза в два месяца с записью результатов осмотра в журнал проверки технического состояния оборудования.

На законченной монтажом буровой установке бурение скважины может быть начато после приемки ее комиссией, назначенной приказом по предприятию.

Предприятие обязано представить приемочной комиссии для ознакомления геолого-технический наряд, основную техническую документацию на буровое оборудование, акты об его испытаниях, документацию на электрооборудование и заземляющие устройства.

Комиссия составляет «Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки».

Пусковая документация должна храниться на буровой установке.

Подача напряжения на буровые установки для производства буровых работ разрешается после окончания всех строительно-монтажных и электроналадочных работ.

Напряжение должно быть подано в светлое время суток.

Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не выше 12 В и аварийным освещением от автономного источника питания.

На буровой вышке должны устанавливаться светильники во взрывозащищенном исполнении при бурении газовых скважин и нефтяных скважин с давлением вскрываемого пласта выше гидростатического. Электрическое освещение буровой установки должно быть выполнено в соответствии с существующими нормами.

До начала монтажа буровая установка должна быть обеспечена радио- или телефонной связью.

Буровая установка должна быть укомплектована щитом с приборами контроля за работой механизмов и выполнением технологических процессов. Приборы должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.

Скорость передвижения агрегата - не более 50 км/час.

17.9 Ответственность за нарушение ОТиТБ

В нефтегазодобывающей промышленности обеспечение безопасности является приоритетной задачей. Одним из основных направлений политики предприятия в области охраны труда, провозглашенных Основами законодательства РФ об охране труда, является признание и обеспечения приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности предприятия. Основами предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных или опасных производственных факторов. Работодатель обязан обеспечить безопасность при эксплуатации производственных здании, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда. Основами предусмотрено, что ответственность за состояние условий и охраны труда на предприятии возлагается на работодателя.

На предприятии разработаны и действуют «Положение о системе управления промышленной безопасностью и охраны труда» и «Положение об организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах».