Каталог

Помощь

Корзина

Отчет по преддипломной практике в НГДУ Киенгоп ОАО Удмуртнефть

Оригинальный документ?

НЕГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

КАМСКИЙ ИНСТИТУТ ГУМАНИТАРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ  

 

Факультет нефтегазовых и строительных технологий

 

Кафедра «нефтегазовых технологий» 

 

 

 

 

 

 

ОТЧЕТ

по преддипломной практике в НГДУ «Киенгоп» ОАО

«Удмуртнефть»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

Ижевск 2008 год

 

Содержание

 

1. Введение3

2. Краткий литературный обзор4

3. Организационная структура производственного подразделения5

3.1. Краткая справка о головном предприятии5

3.2. Организационная структура НГДУ «Киенгоп»8

3.3. Основные задачи в деятельности НГДУ10

3.4. Состав и квалификация персонала НГДУ10

3.5. Цех по подготовке и перекачки нефти11

3.6. Персонал цеха по подготовке и перекачки нефти11

3.7. Квалификационный состав бригады по обслуживанию установки подготовки нефти12

4. Техника и технология производственного подразделения17

4.1. Физико-химические свойства сырья (нефти, газа и воды )17

4.2. Состояние системы сбора и подготовки нефти к транспорту20

4.2.1. Система сбора скважиной жидкости20

4.2.2. Система подготовки нефти Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения21

4.2.3. Недостатки системы подготовки нефти Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения28

5. Экономические основы деятельности подразделения30

6. Охрана труда, промышленная безопасность, безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях31

6.1. Нормативно-правовая база31

6.2 Промышленная безопасность32

6.2.1 Общие требования безопасности при сборе и транспортировке нефти32

6.2.2. Требования безопасности при эксплуатации резервуаров и промысловых трубопроводов35

6.2.3. Факельное хозяйство УПН. Основные требования36

6.3. Санитарно-гигиенические требования37

6.4. Пожарная безопасность39

7. Охрана окружающей среды и охрана недр42

7.1  Нормативно-правовая база42

7.2. Требования нормативных документов по охране окружающей среды и охране недр при осуществлении проектируемых работ44

7.3. Мероприятия, обеспечивающие выполнение требований  охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ47

8. Отзыв руководителя практики49

9. Заключение49


1. Введение 

На основании приказа по НОУ ВПО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий». В период с 01.08.08 г. по 29.08.08 г. был направлен в НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» для прохождения преддипломной практики. В период прохождения практики в качестве руководителя практики был назначен главный технолог НГДУ.

Основными задачами прохождения преддипломной практики явились:

1. Практическое изучение с процесса добычи нефти, сбора и подготовки нефти к транспорту.

2. Ознакомление с практической эксплуатацией основного оборудования применяемого при добыче, сборе и подготовке.

3. Изучение производственно-хозяйственной деятельности цеха подготовки нефти.

4. Поиск и обработка материала для подготовки и разработки дипломного проекта.

5. Получение практических знаний, способствующих лучшему освоению теоретического материала.

6. Приобретение опыта работы общения в производственном коллективе.

Большую помощь при прохождении преддипломной практики мне оказал ведущий технолог ЦПН «Киенгоп» Булдаков Анатолий Андреевич, а также руководитель практики главный технолог НГДУ «Киенгоп» Перунов Роман Евгеньевич, который работает на данном предприятии с 1996 года, начиная с рядового технолога ЦДНГ прошел путь до главного специалиста аппарата управления НГДУ.

При прохождении преддипломной практики, изучив систему подготовки нефти, в качестве темы для дипломного проекта я выбрал разработку мероприятий по сокращению энергозатрат при подготовке нефти на УПН НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть».

Предварительно тема моего проекта сформулирована следующим образом: «Уменьшение энергозатрат при подготовке нефти на УПН НГДУ «Киенгоп»

 

2. Краткий литературный обзор


Вопросы, касающиеся техники и технологий добычи нефти, транспортировки подготовки нефти, автоматизации производственных процессов, промышленной и экологической безопасности ши­роко освещены в отечественной нефтепромысловой литературе.

Обширный материал по скважинной добыче нефти различными способами опубликован в трудах выдающихся ученых-нефтяников Ш.К. Гиматудинова |1, стр. 132-293], В.И. Кудинова [2 стр.228-369], В.М. Муравьева [2, стр.201-272], А.Х. Мирзаджанзаде [5, стр.95-177], а так же других авторов.

Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа являются важнейшим звеном в цепи технологических процессов нефтегазодобычи. Применяемые на месторож­дениях закрытые системы сбора и транспорта нефти [7, стр.393 - 403], [8, стр. 98-110] зарекомендовали себя как наиболее безопасные и экономичные с точки зре­ния потерь [8, стр. 112].

Способы борьбы с осложнениями при добыче нефти штанговыми глубин­ными насосами, таких как влияние газа и пескопроявлений [5] стр. 154 - 165, |6| стр.660-664, [7] стр.365 -380, а так же различные методы профилактики и удале­ния парафиноотложений тепловыми методами при помощи закачки пара под дав­лением и горячей нефти в лифты скважин, применения штанг со скребками [6] стр.665, [7] стр.381-383, успешно применяются на практике, в том числе и на ме­сторождениях Удмуртии.

Автоматизация и телемеханизация процессов нефтедобычи [9, стр. 271-273), внедрение автоматизированных систем на скважинах (9, стр. 273-284], и техноло­гических установках [9, стр. 285-296] в настоящее .время являются приоритетны­ми направлениями деятельности нефтегазодобывающих предприятий.

Вопросам охраны труда при эксплуатации Нефтепромыслового оборудова­ния 110, стр. 138-164], 111, стр. 81-164], а так же экологической безопасности в со­временной политике нефтяных компаний уделяется особое внимание

 

3. Организационная структура производственного подразделения


3.1. Краткая справка о головном предприятии

 

За все время существования отрасли на территории Удмуртской республи­ки открыто более 60 месторождений нефти, из них на 23 месторождениях ведется добыча (см. рис. 1).

В 1962 г. открыто Чутырско-Киенгопское месторождение нефти и газа расположено в центральной части Удмуртской Республики на территории Якшур-Бодьинского и Игринского районов, в 60 км от г. Ижевска. Чутырско-Киенгопское месторождение является наиболее крупным месторождением Удмуртской Республики, разработка которого играет важную роль в текущем уровне добычи нефти по ОАО «Удмуртнефть».

В 1967 г., были открыты Гремихинское, Архангельское и Мишкинское неф­тяные месторождения, отличающиеся сложнейшим геологическим строением.

Впервые добыча нефти в промышленных Масштабах была начата в 1969 году на Архангельском месторождении.

В 1973 г. по приказу Министерства нефтяной промышленности СССР в Ижевске было организовано производственное объединение «Удмуртнефть».

В 2003 году акционерное общество «Удмуртнефть» вошло в состав круп­нейшего нефтяного холдинга России - ТНК-ВР. Он был создан в результате слия­ния компаний ТНК, СИДАНКО и российских нефтегазовых активов крупнейшей мировой нефтяной компании ВР. В разработке дочернего нефтедобывающего предприятия ТНК-ВР в Удмуртии ОАО «Удмуртнефть» находится 23 месторож­дения.

В результате реструктуризации ОАО «Удмуртнефть» появились два нефте­газодобывающих производства. НГДП «Удмуртнефть-Север» разрабатывает 11 месторождений в северной части Удмуртии. В активе предприятия крупнейшее нефтяное месторождение Удмуртии - Чутырско-Киенгопское.

НГДП «Удмуртнефть-Юг» ведет разработку 13 месторождений, на террито­рии южных районов Удмуртии. На юге республики нефтяники разрабатывают та­кие значимые месторождения, как Мишкинское и Нльниковское.

В декабре 2005 года внутри НГДП произошли изменения: появилось пять НГДУ - «Игра», «Киенгоп», «Воткинск», «Сарапул», «Гремиха». Оптимизирована и новая управленческая структура в результате слияния групп технической под­держки обоих НГДП.

В 2006 году ОАО «Удмуртнефть» входит в состав НК «Роснефть». В настоящее время ОАО «Удмуртнефть» по праву занимает лидирующее ме­сто в нефтедобывающей отрасли России.

 

 


Схема размещения месторождений в Удмуртской республике

Рисунок 1 - Схема размещения месторождений в Удмуртской республике 

3.2. Организационная структура НГДУ «Киенгоп»


Структурно НГДУ «Киенгоп» входит в состав НГДП «Удмуртнефть-Север» ОАО «Удмуртнефть».

Юридический адрес НГДП«Ун-Север»: 426057, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Красноармейская, д. 182

Телефоны: (3412) 48-70-46. Факс: (3412) 48-71-25

Юридический адрес НГДУ «Киенгоп»: 426057, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Красноармейская, д. 182

Телефон: (3412) 60-51-81; Факс: (3412) 60-52-98

По состоянию на 01.01.06 Нефтегазодобывающее управление «Киенгоп» состоит из аппарата управления и 3-х производственных единиц – 2-х цехов по до­быче нефти и газа — ЦДНГ и цеха подготовки нефти — ЦПН:

1. ЦДНГ №1 - разработка Киенгопской пло­щади Чутырско-Киенгопского месторождения, Восточно-Кенгопского нефтяных месторождений;

2. ЦДНГ №2 - разработка Лудошурского, Южно-Киенгопского, Бегешкинского нефтяных месторождений;

3. ЦПН — подготовка продукции скважин (сырой нефти) до товарной конди­ции и дальнейшая ее транспортировка в систему магистральных трубопроводов.

Ниже представлена организационная структура НГДУ «Киенгоп» по состоянию на 01.06.2008г.


Рис 2 Организационная структура НГДУ Киенгоп

Рис 2 Организационная структура НГДУ «Киенгоп»


3.3. Основные задачи в деятельности НГДУ

Основными задачами в деятельности НГДУ являются:

  разработка месторождений нефти с минимальными трудовыми, материальными и. финансовыми издержками и получением оптимальной прибыли.

  соблюдение требований охраны недр и окружающей среды при проведении работ по эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, рациональное использование всех видов природных ресурсов.

 обеспечение рационального использования финансовых средств и повышения его эффективности.

  разработка и выполнение мероприятий по улучшению охраны труда, производственной санитарии и пожарной безопасности.

 

3.4. Состав и квалификация персонала НГДУ

Персонал аппарата управления НГДУ

        Начальник НГДУ

        Зам. начальника НГДУ (главный инженер)

        Главный геолог

        Главный энергетик

        Главный, механик

        Главный технолог

        Начальник ПТО

        Начальник ТМО

        Начальник ЦИТС

        Заместитель начальника ЦИТС

        ИТР: геологи, технологи, механики, энергетики, инженер по КИПиА, инженер по метрологии, инженер ОТ, ПБ,ОС, инженер МТО

        Операторы пульта управления (диспетчерская служба НГДУ)

 

 

3.5. Цех по подготовке и перекачки нефти

В состав ЦПН входят бригады по добыче нефти и газа.

Основными задачами в деятельности цеха по подготовке нефти и газа являются:

 подготовка, учет и сдача нефти в систему АК «Транснефть» продукции скважин месторождений НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть», НГДУ «Игра»,

 эксплуатация оборудования подготовки нефти с применением существующих произ­водственных мощностей.

 выполнение мероприятий в области охраны труда и экологической безопас­ности при проведении работ по подготовке нефти, рациональ­ное использование всех видов природных ресурсов.

 

3.6. Персонал цеха по подготовке и перекачки нефти

        Начальник ЦПН

        Мастер бригады по подготовке нефти и газа

        ИГР: геологи, технологи, механик, энергетик.

        Операторы  обессоливающих обезвоживающих установок (ООУ), операторы товарные

        Слесаря по ремонту технологических установок

Ниже представлена организационная структура ЦПН НГДУ «Киенгоп» по состоянию на 01.06.2008г.

 

Рисунок


3.7.Квалификационный состав бригады по обслуживанию установки подготовки нефти.

Операторы ООУ, товарные по обслуживанию установки нефти по функциональным обязанностям де­лятся на разряды: 3-й разряд (самая низкая квалификация), 4-й разряд, 5-й разряд.

В качестве примера ниже приведена характеристика работ для оператора  4-го разряда — наиболее распространенного в цехе подготовки.

Тарифно-квалификационная характеристика

Оператор товарный

4-й разряд

Характеристика работ. Замер нефти в резервуарах, цистернах. Отбор проб для анализа. Откачивание или спуск из емкостей и резервуаров воды и грязи. Подготовка пломб. Пломбирование задвижек.

Прием и размещение, перекачивание, отпуск и хранение нефти, нефтепродуктов, ловушечного продукта, реагентов и других продуктов. Переключение задвижек по указанию начальника УПН, мастера или оператора более высокой квалификации. Подготовка емкостей, стояков, трубопроводов к приему, отпуску и хранению нефти, нефтепродуктов, реагентов и других продукт 

Определение удельного веса нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов в резервуарах, цистернах, и других емкостях. Определение температуры, содержания механических примесей и воды. Сбор нефти и нефтепродуктов с нефтеловушек, откачка их в мерники. Определение объема жидкости, продуктов в резервуарах по калибровочным таблицам. Подготовка резервуаров трубопроводов, сливно-наливного инвентаря и другого оборудования к ремонту. 

Составление, ведение и подписание приемо-сдаточных документов при коммерческих операциях на принимаемую и сдаваемую продукцию. Контроль- за автоматическим отбором проб и режимом перекачки. Ведение всех перекачек, выполняемых в смену по обслуживаемому хозяйству. Обеспечение сохранности нефти, нефтепродуктов. Оформление актов на простой. Наблюдение за исправностью обслуживаемого инвентаря и оборудования. 

Осуществление контроля и регулирование технологических параметров систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН). Проведение сличения метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода СИКН относительно контрольного ТПР. Ведение учета принимаемой нефти по оперативным узлам учета. Ведение учета принимаемой на подготовку и сдаваемой для транспортировки нефти от сторонних организаций. 

Составление суточной сводки движения нефти и жидкости, представление информации начальнику УПН, руководителю. Текущее обслуживание насосного оборудования. Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструментов, а также по содержанию их в надлежащем состоянии. Выполнение работ, предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации. Руководство рабочими более низких разрядов этой же профессии.

Должен знать: назначение резервуаров, мерников, их полную емкость и емкость на единицу высоты; 

правила отбора проб; 

сведения о свойствах нефти, нефтепродуктов и газа; технологию слива и налива нефтепродуктов; 

способы пломбирования резервуаров, цистерн, нефтесосудов; способы подогревания нефтепродуктов; 

устройство измерительных приборов и приспособлений; назначение различных маслофильтров; способы очистки цистерн, резервуаров, эстакад, емкостей от остатков нефти, нефтепродуктов и грязи; 

правила технической эксплуатации обслуживаемого оборудования; основные причины потерь и ухудшения свойств нефти, нефтепродуктов и реагентов при хранении и перекачках и методы их предотвращения; порядок оформления документов на прием и сдачу нефти и" нефтепродуктов; узлы управления и коммуникации обслуживаемого участка; 

типы насосов, их производительность, нормальное и допустимое давление; правила перекачивания горячих вязких и парафинистых нефтепродуктов и газов; 

устройство и назначение пробоотборных кранов, предохранительных и дыхательных клапанов, замерных приспособлений хлопушек, сальников, компенсаторов; 

порядок подготовки коммуникаций для последовательной перекачки нефти, нефтепродуктов и реагентов; способы зажигания и гашения факелов; методы проведения простейших анализов; способы определения веса нефти и нефтепродуктов; 

способы обмера резервуаров; государственные стандарты на качество всех продуктов хранящихся в парке; порядок подготовки резервуаров для заполнения его продуктом более высоким по качеству; правила приема и сдачи нефтепродуктов; 

условия регулирования грузопотоков по подводящим и отводящим трубопроводам; слесарное дело; правила эксплуатации систем измерения количества и показателей качества нефти; правила и нормы по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг); виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию; требования по рациональной организации труда на рабочем месте; экологическую политику ОАО «Удмуртнефть»; законодательство РФ в области промышленной безопасности и охраны труда; инструкции ОАО «Удмуртнефть» по охране труда по профессиям и видам выполняемых работ; правила внутреннего трудового распорядка; «Технологическую Инструкцию ОАО «НК «Роснефть» «Учёт нефти в нефтегазодобывающих организациях ОАО «НК «Роснефть» №Ш-01 С-001 М-001 Т-001, версия 2.00 от 21.09.2007г.»; инструкции по эксплуатации СИКНС, СИКНС сторонних организаций, заключивших договор с ОАО «Удмуртнефть» по приёму нефти на подготовку и транспортировку; «Типовой Регламент взаимоотношений и порядок ведения приемо-сдаточных операций по приему, подготовке, хранению, транспортировке и сдаче нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» между обществами группы ОАО «НК «Роснефть» и сторонними организациями.

 

Тарифно-квалификационная характеристика Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки (ООУ) 4-й разряд

Характеристика работ. Ведение технологического процесса обезвоживания и обессоливания нефти, подготовки сточных вод, ловушечной нефти и попутного согласно технологического регламента установки. Регулирование и контроль за технологическими параметрами: температурой, давлением, расходом, межфазными уровнями в технологических аппаратах, систем  измерения  количества  и   показателей  качества  нефти.   Проведение сличения метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода СИКН относительно контрольного ТПР под руководством оператора более высокой   квалификации. Приготовление растворов деэмульгаторов, дозировка пресной воды. Ведение учета количества подготовленной нефти и расхода химических реагентов. Текущее обслуживание насосов и технологического оборудования, проверка работы предохранительных устройств, пуск и обслуживание печей- подогревателей нефти. Обслуживание аппаратов установки очистки сточных вод, резервуаров- отстойников. Определение количества отстоявшейся нефти в резервуарах-отстойниках. Подготовка технологических аппаратов к ремонту, участие в ремонте и приемке аппаратов из ремонта. Замер ГВС на объекте. Покраска оборудования. Погрузка, выгрузка,  перемещение  и укладка  грузов" вручную.  Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструментов, а также по содержанию их в надлежащем состоянии, ведению установленной технической документации. Выполнение работ, предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации. Руководство рабочими более низких разрядов этой же профессии.

Должен знать: физико-химические свойства нефти, газов, химических реагентов; назначение, техническую характеристику и правила эксплуатации обезвоживающей и обессоливающей установки, оборудования установки очистки сточных вод и подготовки ловушечной нефти, оборудования газового хозяйства, аппаратуры, и применяемых контрольно-измерительных приборов, систем измерения качества и показателей количества нефти; влияние воды и солей на дальнейшую переработку нефти; методы разрушения эмульсии; правила эксплуатации сосудов, работающих под давлением; правила ликвидации возможных аварий на установке; слесарное дело в объеме выполняемых работ; правила и нормы по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; правила оказания первой медицинской помощи, требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг); виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию; требования по рациональной организации труда на рабочем месте; план ликвидации аварий подразделения; схему оповещения при ЧС; распоряжения и приказы, доводимые непосредственным руководителем; «Уроки извлечённые из происшествия», доводимые до подразделения; соблюдать политику ОАО «Удмуртнефть» в области охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды; законодательство РФ в области промышленной безопасности и охраны труда; инструкции ОАО «Удмуртнефть» по охране труда по профессиям и видам выполняемых работ, общие, порядок действий в случаях аварийных ситуаций в соответствии с планом ликвидации аварий по участку; правила внутреннего трудового распорядка.


4. Техника и технология производственного подразделения


4.1. Физико-химические свойства сырья (нефти, газа и воды )


Свойства пластовой нефти и газа газовой шапки приведены в таблице 1, а компонентный состав нефтяного газа однократного разгазирования и пластовой нефти - в таблице 2.

Таблица 1

Свойства пластовой нефти и газа

 

Параметры

Единица измерения

Среднее значение по залежи

верейская

залежь

башкирская

залежь

яснопол.

залежи

турнейские

залежи

нефть

Давление насыщения газом

МПа

7,2

8,6

7,5

7,8

Газосодержание

м³/т

31,3

18,6

3,6

5,77

Газовый фактор при условиях сепарации

м³/т

19,1

14,78

5,68

5,92

Объёмный коэффициент

-

1,071

1,048

1,012

1,016

Плотность

кг/м³

886

877

913

903

Объёмный коэффициент при условиях сепарации

-

1,050

1,026

1,010

1,016

Вязкость

мПа·с

30

11,63

59

33,9

Начальная пластовая

температура

˚С

27

31

32

30

Температура насыщения

парафином

˚С

-

-

-

-

газ

Давление начала конденсации

МПа

-

-

 

 

 

Газовая

шапка

отсутствует

Плотность

кг/м³

1,195

1,167

Объёмный коэффициент при условиях сепарации

-

-

-

Вязкость

мПа·с

-

-

Содержание стабильного конденсата

кг/нм³

-

-

Конденсатный фактор при условиях сепарации

кг/нм³

-

-

 Таблица 2

Компонентный состав нефтяного газа и пластовой нефти

 

Наименование

Ед. изм.

Среднее значение по залежи

верейская

башкирская

яснополян.

турнейские

газ

нефть

газ

нефть

газ

нефть

газ

нефть

Сероводород

%моль

-

-

-

-

0,05

-

0,30

0,03

Углекислый газ

“-“

0,42

-

0,37

0,04

0,59

0,05

1,30

0,08

Азот+редкие

“-“

43,35

-

52,16

6,55

86,04

5,36

95,69

6,33

в т.ч. гелий

 

0,05

-

-

-

-

-

-

-

Метан

“-“

12,02

-

12,36

2,50

0,90

0,06

0,82

0,05

Этан

“-“

11,29

-

11,66

3,05

2,01

0,21

0,19

0,03

Пропан

“-“

17,10

-

11,31

4,91

3,72

0,72

0,37

0,14

Изобутан

“-“

6,79

-

2,48

1,60

1,32

0,49

0,21

0,17

n-бутан

“-“

3,50

-

4,66

4,00

2,20

1,05

0,33

0,34

Изопентан

“-“

1,91

-

1,75

2,47

1,40

1,42

0,32

1,07

n-пентан

“-“

2,50

-

1,36

2,62

0,90

1,17

0,19

0,85

Гексан

“-“

0,99

-

1,58

5,67

0,73

3,61

0,23

4,54

Остаток (С7+)

“-“

-

-

0,30

66,59

0,14

85,66

0,05

86,37

Молекулярная

масса

кг/моль

·10ˉ³

 

-

 

-

 

33,27

 

208

 

31,2

 

270

 

28,75

 

256

Плотность при стандартных

условиях

 

кг/м³

 

1,276

 

902,3

 

1,377

 

877,0

 

1,301

 

910,9

 

1,125

 

902,6

 

Таблица 3

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование

Ед. изм.

Среднее значение по залежам

верейская

башкирская

яснополян.

турнейские

1

2

3

4

5

6

Плотность

кг/м³

886

877

913

903

Вязкость  при 20 °С

мПа·с

75,1

39,2

129

63,7

при 50 °С

мПа·с

24,3

-

-

-

Температура

застывания

°С

 

-

 

-23

 

-34

 

-34

Температура насы-щения парафином

°С

-

-

-

-

Содержание серы

% масс.

2,78

3,03

3,03

3,00

смол селикагелвых

“-“

23,20

19,84

18,29

15,55

асфальтенов

“-“

7,45

5,51

4,90

3,45

парафина

“-“

5,6

3,64

3,29

4,67

Выход фракций

до100 °С

% об.

 

5,0

 

4,7

 

1,0

 

4,7

до 150 °С

% об.

12,0

12,4

7,0

7,5

до 200 °С

% об.

20,0

21,0

13,0

15,0

до 300 °С

% об.

39,0

39,0

28,0

34,0

 

Физико-химические свойства воды

Воды пластов верейских, башкирских, яснополянских и турнейских отложений входят в состав каменноугольного гидрогеологического комплекса. Химический состав и степень метаморфизации свидетельствуют о хорошей гидрохимической закрытости каменноугольных отложений. Интервалы водо-проявлений в продуктивных пластах месторождения были установлены в процессе бурения и по результатам промыслово-геофизических исследований и опробования скважин. Результаты анализов проб показали, что по свойствам и составу пластовые воды всех продуктивных пластов месторождения близки друг к другу (табл. 4).

Таблица 4

Свойства и ионный состав пластовых вод

Наименование

Ед. изм.

Средние значения по залежам

верейская

башкирская

яснополянск.

турнейские

1

2

3

4

5

6

Газосодержание

м³/т

-

-

-

-

Объёмный коэффициент

-

1,002

1,002

1,002

1,002

Вязкость

мПа·с

1,45

1,42

1,38

1,25

Общая минерализация

г/л

236,45

256,53

245,9

265,77

Плотность

кг/м³

1169

1172

1169

1172

Содержание

ионов             Clˉ

мг/л

мг·экв/л

147160

4150

159944,1

4482,56

152080

4338,54

164405

4636,67

SO4²ˉ

“-“

650

15,54

575,71

12,02

270

5,63

430

8,90

HCO3ˉ

“-“

70

1,2

80,44

0,16

43,0

0,67

55

0,95

Ca²+

“-“

16300

815

16819,8

735,88

16265

806,37

17640

871,35

Mg²+

“-“

5350

440

4713,65

285,46

3630

320,16

4010

329,95

Na+ и К+

“-“

66320

2303,74

78814,68

2881,67

73165

3184,65

79255

3445,22

 

4.2. Состояние системы сбора и подготовки нефти к транспорту

4.2.1. Система сбора скважиной жидкости 


Закрытая система сбора нефти и газа Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения предназначена для сбора жидкости со скважин и транспортировки с дожимных установок ДНС-1, ДНС-2а, ДНС-3 на установку подготовки нефти (УПН) «Киенгоп». В систему сбора нефти и газа входят: 

1) Скважины оборудованные штанговыми глубинными насосами ШГН-271 шт., электроцентробежными насосами УЭЦН – 214 шт., электродиафрагменными насосами УЭДН – 11 шт., штанговыми винтовыми насосами «TTTRH» - 6 шт.; 

2) Трубопроводы: выкидные трубопроводы диаметром от 57мм до 114 мм-330062м, нефтесборные трубопроводы диаметром от 114 мм до 325мм-54575,5 м, газопроводы диаметром 159 мм – 9810 м, нефтепроводы для транспортирования обводнённой нефти от ДНС до УПН «Киенгоп» диаметром от 159 мм до 325 мм-13828 м; 

3) Групповые замерные установки (ГЗУ) -57 шт; 4)Дожимные насосные станции (ДНС) -3 шт. Жидкость со скважин по выкидным линиям диаметром от 57мм до 114мм, уложенными на глубину 1,2м под давлением от 0,6 до 3,0 МПа поступает на ГЗУ (тип А-40  и СКЖ).  

С ГЗУ по нефтесборным трубопроводам диаметром от 114мм до 325мм жидкость поступает на ДНС, а от ДНС по трубопроводам диаметром от 159мм до 325мм на УПН «Киенгоп». 

Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным линиям поступает на сборную гребенку автоматизированной замерной установки “Спутник” или “БИУС” и далее, без разделения фаз, газожидкостная смесь направляется по сборным коллекторам на технологическую площадку ДНС. На ДНС осуществляется первая ступень сепарации нефти. 

Выделившийся газ по газопроводу под давлением сепарации поступает на установку подготовки нефти, где в дальнейшем используется для подогрева нефти. На ДНС в дегазированную водонефтяную эмульсию подается реагент деэмульгатор типа “Реапон-4В” и водонефтяная эмульсия подается на УПН, где осуществляется окончательное отделение воды от нефти, дегазация и обессоливание нефти.

 


4.2.2. Система подготовки нефти Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения


Киенгопская установка подготовки нефти ЦПН НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть»  (Киенгопская УПН) построена и введена в эксплуатацию в 1976 году. После реконструкции, проведенной в 1995-99 г.г., мощность установки составляет 4 млн. т./год. Киенгопская  УПН представляет собой единый технологический комплекс по сбору, подготовке, учету и сдаче в систему АК «Транснефть» продукции скважин месторождений НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть», НГДУ «Игра», а также подготовке продукции сторонних организаций, заключивших договор с ОАО «Удмуртнефть». 

Киенгопская УПН обеспечивает: глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, снижение упругости паров товарной нефти, подготовку сточных вод, учет нефти и газа, сдачу нефти в систему АК «Транснефть», отпуск нефти сторонним организациям. Принципиальная технологическая схема УПН представлена на рис.2.

Для этого Киенгопская УПН имеет следующие сооружения:

1) Узел подготовки газа, состоящий из блока автоматических сепараторов БАС №1-3, двух газоосушителей ГО, концевой сепарационной установки КСУ, оборудованной двумя сепараторами емкостью 100 м3 и факельного хозяйства;

2) Узел предварительного сброса воды, состоящий из четырех резервуаров РВС – 5000 № 3,4,7,8;

3) Установка обезвоживания и обессоливания нефти, имеющая в своем составе: три потока - два по 4 отстойника гидравлического ОГ-200 каждый и один - из двух отстойников ОГ-200 , площадку печей ПТБ-10 №1-3,  водонасосную пресной воды, где установлены насосы ЦНС-38/132,   сырьевую насосную, состоящую из трех насосов НК-560 и НК-360;

4) Установка подготовки ловушечной нефти, состоящая из трех аппаратов УДО, площадки печей ПТБ-10 № 4,6, двух насосных станций: в первой установлены два насоса ЦНС-180/170; во второй расположены два насоса ЦНС-180/170, НБ-50 № 1,2 и НБ-32;

5) Установка подготовки пластовых и сточных вод, состоящая из пяти отстойников НО, шести резервуаров-отстойников РВС-5000 № 13-18;

6) Система канализации сбора, состоящая из 11-ти емкостей, оборудованных погружными насосами НВ 50/50;

7) Товарный парк, состоящий из восьми РВС-5000 (РВС - резервуар вертикальный стальной) №№ 1,2,5,6,9,10,11,12, нефтенасосной, в которой установлены два насоса 12 НДС;

8) Системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН): товарно-коммерческие СИКН – СИКН № 263, СИКН «ГВС» отпуск товарной нефти на собственные нужды и сторонним организациям; оперативные – СИКН ЦДНГ-1, СИКН ЦДНГ-2; СИКН «Чутырь» - прием нефти на УПН с  НГДУ «Игра».

9) Инженерные сети: нефтепроводы, продуктопроводы, водопроводы, паропроводы, пневмопроводы, линии связи и электроснабжения, а также система канализации;

10) Система пожаротушения: а) кольцевая система водоснабжения (три железо-бетонных резервуара №№ 1,2 V=2000 м3, № 3 V=500 м3, пожводонасосная,  система водяных гидрантов), б) пенотушение, в) паротушение (линии подачи пара с котельной на УПН), г) азототушение;

11) Компрессорная установка, состоящая из трех компрессоров,  системы фильтров и осушки воздуха, двух воздухосборников, объемом 20 м3 каждый.

Технологическую схему подготовки нефти можно разделить на следующие основные ступени (рис.2):

1)   Сепарация нефти. Продукция скважин ЦДНГ-1 , состоящая из трех фаз ( нефти, газа и воды ) первую ступень сепарации проходит на ДНС. Частично разгазированная водонефтяная эмульсия с ДНС поступает в аппараты БАС 1-3 (блочные автоматические сепараторы), где проходит вторую ступень сепарации при давлении 2,5-3,0 кгс/см2. После второй ступени сепарации  водонефтяная эмульсия поступает на узел учета жидкости, а затем в аппараты КСУ № 1,2 (концевые сепарационные установки).  В КСУ,  состоящей из двух емкостей  V=100 м3, проходит третья ступень сепарации газа  при давлении  0,1-0,3 кгс / см2

Отсепарированная водонефтяная  эмульсия  поступает в резервуары предварительного сброса  РВС –5000 № 7,8. Газ с аппаратов  БАС № 1-3 поступает в газоосушитель ГО-2, а затем  для полной осушки  в ГО-1. Газ из ГО-1 при давлении 2 кгс/см2 используется в качестве топлива на печах ПТБ-10 №№ 1-3. 

При этом газ проходит через РДУК (регулятор давления ), в котором давление понижается  до 1 кгс/см2. Излишки газа направляются на факел. Газ с КСУ так же направляется  на факел. Попутный газ с ДНС  транспортируется по отдельному трубопроводу. Газ проходит узел учета  и поступает в ГО-2 для осушки. Осушенный попутный газ используется в качестве топлива для печей ПТБ-10 №№ 1-3.

2) Предварительный сброс воды. Отсепарированная водонефтяная эмульсия с ЦДНГ-1 поступает в резервуары предварительного сброса РВС-5000 № 7, 8. В  резервуарах предварительного сброса происходит частичное разрушение эмульсии и отделение свободной воды. Вода, выделившаяся в процессе отстоя, самотеком поступает в РВС-5000 №№ 13-18. Обезвоженная нефть насосом НК-360 /200 №5 ( НК-560 /120 №6 ) прокачивается через СИКН и поступает на подготовку в ПТБ-10 (печь трубная блочная) №№ 1-3. Разгазированная и частично обезвоженная нефть с месторождений НГДУ «Киенгоп», пройдя узел учета жидкости, поступает в резервуары предварительного сброса РВС-5000 №№ 3, 4. Отделившаяся вода с РВС-5000 №№ 3, 4 самотеком поступает в РВС-5000 № 13-18 для дальнейшей очистки. Обезвоженная нефть насосом НК-560 / 335-70 №3  ( НК-560 /120 №4 ) прокачивается через СИКН   и поступает на подготовку в печи ПТБ- 10 №№ 1-3.

3) Подготовка нефти. Подогретая в ПТБ-10 до 50-60 0С нефть поступает на установку обезвоживания и обессоливания нефти (ООУ). ООУ включает в себя два равноценных потока, состоящих из четырех отстойников ОГ-200 каждый. 

На каждом потоке отстойники работают попарно-параллельно,  то есть подогретая нефть с ПТБ-10 поступает в отстойники ОГ-200. В отстойниках происходит окончательный термохимический процесс обезвоживания и обессоливания нефти. 

Для разрушения эмульсии  на ДНС  НГДУ «Киенгоп» подается реагент – деэмульгатор. Для обеспечения глубокого обессоливания  насосами ЦНС-38 № 1,2 подается пресная вода на прием печей ПТБ –10 №№ 1-3.  Готовая нефть с потоков поступает в КСУ №№ 3, 4, где происходит отделение свободного газа, выделившегося в процессе подготовки нефти. Жидкость погружным насосом НВ 50/50 откачивается в резервуары РВС-5000 № 13-18 нефтефильтровочной станции (НФС). Печи ПТБ-10 №1-3 опорожняются в систему канализации и дальше в ПЕ-7,9,10.  Жидкость с ПЕ-7,9,10 откачивается   в аппараты  УДО.

4) Подготовка сточной воды. Сточная вода – это смесь пластовой воды, добытой  вместе с нефтью, пресной воды, подаваемой на подготовку нефти и ливневых вод. Пластовая вода, отделившаяся в резервуарах предварительного сброса, самотеком поступает в резервуары – отстойники  РВС-5000 № 13-18. Так же часть воды насосами ЦНС-180/170 № 1,2 берется на подготовку ловушечной нефти. 

Вода, отделившаяся в процессе обезвоживания нефти в отстойниках ОГ –200, поступает в напорные отстойники (НО) №№ 1-3. В напорных отстойниках происходит отстой остаточной эмульгированной нефти. Вода с напорных отстойников поступает в резервуары РВС-5000 № 13-18. Нефть, накопившаяся в напорных отстойниках, направляется в товарные КСУ № 3,4 и там смешивается с готовой нефтью.  Вода, прошедшая подготовку, с РВС –5000 № 13-18 самотеком поступает на компрессорную насосную станцию (КНС).

5) Подготовка ловушечной нефти. Ловушечная нефть, накопившаяся в резервуарах – отстойниках РВС-5000 № 13-18, поступает на подготовку в аппараты установки деэмульсионной обработки (УДО). Подготовка  ловушечной нефти производится  методом промывки ловушечной нефти пластовой водой  с последующим подогревом создавшейся эмульсии в ПТБ-10 №4,6. 

Ловушечная нефть с резервуаров-отстойников насосом  НБ-32 подается на прием насосов ЦНС 180/170 № 1,2 или насосов внутренней перекачки ЦНС- 180/170 № 1-4, где происходит  смешивание (промывка) нефти пластовой водой в соотношении 1: 10. 

Пластовая вода на ЦНС-180/170 подается с резервуаров предварительного сброса. Полученная эмульсия насосами ЦНС-180/170 прокачивается через ПТБ-10 №№ 4,6, где нагревается до температуры 40-50 0С. С ПТБ-10 № 4,6 эмульсия поступает в аппараты УДО для отстоя нефти. Подготовленная таким образом, нефть поступает в товарные КСУ № 3,4 и смешивается с готовой нефтью. Ловушечная нефть с амбара насосом НБ-50 №2 откачивается в резервуары РВС-5000 №№ 13-18. Канализационные стоки насосом НБ-50 № 1 откачиваются на выкидную линию  с ПЕ-7,9,10.

6) Сдача товарной продукции. С товарных КСУ №№  3,4, после отделения освободившегося в процессе подготовки газа , нефть самотеком поступает  в товарные резервуары РВС-5000 №  1,2,5,6,9,10,11,12. Технологическая схема предусматривает прием товарной нефти в любой резервуар товарного парка. С товарных РВС-5000  подпорными насосами 12НДС №№ 1,2  нефть через СИКН №263 откачивается в систему магистральных трубопроводов АК «Транснефть». СИКН предназначен для определения количества и качества нефти с допустимой относительной погрешностью, не превышающей   ±  0,25 % по массе брутто. Узел учета выполнен в отдельных закрытых помещениях. В состав СИКН входят: блок измерительных линий (БИЛ), трубопоршневая установка с мерно-весовым стендом (ТПУ), блок измерения параметров качества нефти (БИК), операторная, оборудование для промывки ТПУ.


Рис. 2 Несмотря на то, что в настоящее время Киенгопская УПН обеспечивает глубокое 

 Рис. 2. Основная пртинципиальная технологическая схема подготовки нефти на УПН Киенгоп

4.2.3. Недостатки системы подготовки нефти Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения

Несмотря на то, что в настоящее время Киенгопская УПН обеспечивает глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, снижение упругости паров товарной нефти, подготовку сточных вод, имеется ряд проблемных вопросов, связанных с уменьшением энергозатрат при подготовке нефти. Повторюсь, что Киенгопская установка подготовки нефти ЦПН НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть»  (Киенгопская УПН) построена и введена в эксплуатацию в 1976 году. После реконструкции, проведенной в 1995-99 г.г., мощность установки составляет 4 млн. т./год. В условиях рыночных отношений, с целью создания условий для увеличения рентабельности производства, увеличения прибыли предприятия и производительности труда, снижения себестоимости нефти необходимо осуществить реконструкцию Киенгопской УПН по следующим направлениям:

1. Уменьшение использования природного газа на УПН за счет использования попутного нефтяного газа на ПТБ-10. В настоящее время на установке имеется в наличии пять печей трубных блочных «ПТБ-10», в постоянной работе 2-3 печи остальные в резерве или капремонте. Из пяти печей  две работают на природном газе, три – на попутном нефтяном газе.  Реконструкция производства, при незначительных капитальных вложениях, позволит значительно сэкономить природный газ, использующийся при подготовке нефти. Объем поступления нефтяного попутного газа позволяет решать данную задачу, в настоящее время значительное количество попутного газа сжигается на факельной установке УПН. Значительное количество попутного газа сжигается на дожимных насосных стациях ЦДНГ-2 НГДУ «Киенгоп». Сжигание попутного нефтяного газа на ПТБ-10 позволяет более полно его утилизировать, чем на факельной установке. Следовательно, снижается количество вредных выбросов в атмосферу загрязняющих веществ.  

2. Решение задач по увеличению полезной мощности насосов, по снижению гидравлических, объемных и механических потерь насосных агрегатов, в т.ч. увеличение коэффициента полезного действия (КПД) насосного оборудования.

Своевременность текущих и капитальных ремонтов (потеря жидкости в полости насоса из-за изношенных механизмов). Решение задач по увеличению герметичности насосного оборудования, его долговечности и способности работать при определенных давлениях, температуре и скоростях сопрягаемых деталей, правильному подбору уплотнениям подвижного контакта.

Оптимизированная схема перекачки нефти на УПН: использование естественных гравитационных сил и особенностей местности по отметкам высот, увеличение времени отстоя, уменьшение дренажной воды с товарных резервуаров за счет увеличения качества  подготовки на аппаратах «установках деэмульсионной обработки» (УДО).

Правильный подбор двигателей для насосов внутренней перекачки - для объема 5000 – 5500 м3/сутки. В настоящее время с целью уменьшения расхода перекачиваемой жидкости осуществляются операции по прикрытию задвижек на выкидных линиях насосов. Данное обстоятельство значительно снижает коэффициент полезного действия насосных агрегатов. В настоящее неправильно подобраны электродвигатели на насосных агрегатах товарного парка. В частности, насосы внутренней перекачиваемой жидкости НК (насосы консольные) работают с электродвигателями мощностью 315 кВт (2 шт.) и 400 кВт (2 шт.), работающие попарно переменно. Мощность производства позволяет полностью перейти на мощность электродвигателя в 315 кВт. Кроме того, на перекачку товарной нефти в магистральный нефтепровод «АК»Транснефть» через СИКН № 263 работает переменно 2 подпорных насоса «12 НДс-Нм» с мощностью электродвигателей 200 кВт и 250 кВт. Существующая система подключения к магистральному нефтепроводу позволяет использовать электродвигатель мощностью  только 200 кВт.

Установка фильтров на погружные насосы НВ 50/50, работающих в системе подземных емкостей (ПЕ) и канализации УПН, что даст эффект увеличения объема перекачиваемой жидкости за счет уменьшения ее плотности и позволит увеличить межремонтный период агрегата за счет уменьшения износа деталей оборудования. Данные мероприятия повысят КПД погружных насосов.

Решение вышеуказанных мероприятий позволит уменьшить энергозатраты при подготовке нефти на Киенгопской УПН, сэкономить денежные средства и увеличить рентабельность производства.

 

5. Экономические основы деятельности подразделения

 

Эффективность работы нефтегазодобывающего предприятия характеризуется следующими основными показателями:

1.     Добыча нефти

2.     Сдача нефти

3.     Закачка воды для ППД

4.     Ввод новых скважин

5.     Ввод скважин с БГС и БС

6.     Ввод новых нагнетательных скважин

7.     Ввод нефтяных скважин из без действия и консервации

8.     Эксплутационные затраты на товарную нефть

9.     Эксплутационные затраты на 1 тонну нефти


По всем указанным выше технико-экономическим показателям НГДУ «Киенгоп» перевыполнило план 2007 года, результаты которых представлены в таблице 

№ п/п

Показатели

Ед.изм.

План

Факт

1

Добыча нефти

Тыс.тн

1053

1064

2

Сдача нефти

Тыс.тн

1046

1058

3

Закачка воды для ППД

Тыс.м3

7753

8073

4

Ввод новых скважин

шт

13

13

 

в том числе:

 

 

 

 

наклонно-направленные

шт

12

12

 

горизонтальные

шт

1

1

5

Ввод скважин с БГС и БС

шт

1

0

6

Ввод новых нагнетательных скважин

шт

5

7

7

Ввод нефтяных скважин из без действия и консервации

шт

30

30

8

Эксплутационные затраты на товарную нефть

тыс.руб

1242503

1240045

9

Эксплутационные затраты на 1 тонну нефти

тыс.ру

815,42

789,51

 

6. Охрана труда, промышленная безопасность, безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

6.1. Нормативно-правовая база


Вопросы охраны труда и техники безопасности в нефтяной и газовой промышленности регламентированы следующими основными документами:

1)  Федеральный закон РФ «Об основах охраны труда» от 17 июля 1999 г. №181-ФЗ;

2)    «Трудовой кодекс РФ», утвержденный 30.12.2001г.;

3) ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

4) СП 1.1.1058-01 «Организация и проведение производственного контроля за соблюдением санитарных правил и выполнением санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий;

5)     Постановление Минтруда РФ от 29.10.1999 №39 «Об утверждении правил обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты»;

6) «Правила безопасности в газовом хозяйстве» ПБ 12-368-00 (внесено изменение №1 ПБИ 12-449(368)-02, утвержденное постановлением Госгортехнадзора России от 09.09.02 №56;

7) «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ПБ 03-576-03 от 11.06.2003г. №91;

8)     Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00;

9)  «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ 01-93;

10) «Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности» от 09.10.1996г., с дополнениями и изменениями;

На каждом предприятии разрабатываются и после согласования в соот­ветствующих органах утверждаются инструкции,  производственные правила, руководящие доку­менты, связанные с отдельными видами работ.

 

6.2 Промышленная безопасность

6.2.1 Общие требования безопасности при сборе и транспортировке нефти

Основные требования по безопасному ведению работ

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи, сбора, транспорта и подготовки добытой продукции допускаются только при условии обеспечения безопасности жизни и здоровья работников этих предприятий и населения в зоне влияния проводимых работ /9/.

Пользователи недр обязаны обеспечить выполнение требований законов, стандартов, норм, правил и других нормативно-правовых актов по безопасному ведению работ.

Основными требования по обеспечению безопасного ведения работ, свя­занных с использованием недрами, являются:

- допуск к работе лиц, имеющих специальную подготовку и квалифика­цию, а к руководству горными работами - лиц, имеющих соответствующее специальное образование;

- обеспечение лиц, занятых на горных и буровых работах, специальной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- применение машин, оборудования и материалов, соответствующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;

- проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблю­дений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла ра­бот;

- систематический контроль за состоянием атмосферы в районах ведения работ;

- запрещение ведения работ, если содержание вредных и опасных для здоровья людей веществ не соответствует требованиям норм и правил безопас­ности, санитарных норм;

- осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и пре­дупреждению аварийных ситуаций, охрану работников предприятий и населе­ния в зоне влияния работ от их вредного воздействия.

Организация, эксплуатирующая опасные производственные объекты по сбору и подготовке нефти, обязана: выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации объектов нормативными техническими документами; допускать к работе на опасном производственном объекте работников соответствующей квалификации и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;  иметь в наличии и обеспечить функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов; обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке; организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;  создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии; осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия персонала при возникновении аварийных сигналов должны быть представлены в планах ликвидации аварий (ПЛА). Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.  На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются.

К трубопроводу относится конструкция изолированного трубопровода с запорной арматурой и смонтированными непосредственно на трубопроводе устройствами и приспособлениями. Работоспособность трубопровода и его арматуры, изоляцион­ного покрытия, устойчивость к внутренней коррозии должны быть обеспечены при проектировании, строительстве и эксплуатации из расчета возможности перекачки нефти с температурой до +40°С. Конструкция трубопровода, материалы, применяемые для трубопровода должны соответствовать РД 39-132-94  и ПБ 03-585-03.

 

6.2.2. Требования безопасности при эксплуатации резервуаров и промысловых трубопроводов


К обслуживанию резервуарных парков допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, прошедшие специальную подготовку и проверку теоретических знаний, практических навыков, знаний инструкций по охране труда и по правилам пожарной безопасности, имеющие удостоверение с записью о проверке знаний о допуске к выполнению соответствующих работ. Обслуживающий персонал резервуарных парков, должен ежегодно проходить проверку знаний инструкций по охране труда и правил пожарной безопасности. При перерыве в работе по специальности свыше 6 месяцев, а так же после временного отстранения за нарушение технологии и техники безопасности, перед допуском к работе подвергается внеочередной проверке знаний. Все работники должны проходить предварительный медицинский осмотр при поступлении на работу и периодические медицинские осмотры .

Работники, обслуживающие резервуарные парки, должны знать схему расположения трубопроводов и назначение всей запорной арматуры, чтобы в процессе эксплуатации, а также при аварии или пожаре быстро и безошибочно производить необходимые переключения. Дороги и проезды на территории резервуарного парка необходимо содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега и льда, посыпать песком. В местах прохода работников через трубопроводы следует оборудовать переходные площадки или мостики с перилами, которые должны содержаться в чистоте и исправном состоянии. Территория резервуарного парка и площадки внутри обвалования должны периодически очищаться от земли, пропитанной нефтепродуктами, мусора, посторонних предметов. В летнее время трава должна быть скошена и вывезена в сыром виде. Обвалование резервуаров должно содержаться в исправном состоянии. При каких-либо работах на территории резервуарного парка не допускается нарушение целостности обвалования.

Для местного освещения в темное время суток должны применяться переносные взрывобезопасные аккумуляторные светильники напряжением не более 12 В, включать и выключать которые следует за обвалованием или ограждением резервуарного парка.

На территории резервуарного парка запрещается курение и применение открытого огня (спичек, факелов, керосиновых фонарей и т.п.).

Резервуарный парк должен быть оборудован аварийной пожарной сигнализацией, телефонной (радиотелефонной) связью с руководителем участка, ближайшей пожарной частью. На рабочем месте должны быть предусмотрены первичные средства пожаротушения. Эстакады, трубопроводы, сливоналивные шланги с наконечниками должны быть заземлены. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния.

 

Факельное хозяйство УПН. Основные требования.

 

Для контроля за работой факельных систем руководитель организации утверждает ответственных лиц из числа инженерно-технических работников, прошедших проверку знаний по устройству и безопасной эксплуатации факельных систем. Конструкция факельной установки должна предусматривать наличие факельного ствола, оголовка с газовым затвором, средств контроля и автоматизации дистанционного электрозапального устройства, подводящих трубопроводов топливного газа и горючей смеси, дежурных горелок с запальниками, устройств для отбора  проб.  Факельные коллекторы и трубопроводы должны быть минимальной длины и иметь минимальное число поворотов, их необходимо прокладывать над землей (на опорах и эстакадах). Высота факельного ствола определяется расчетом по плотности теплового потока и с соблюдением условий исключения возможности загрязнения окружающей территории продуктами сгорания.

Территория вокруг факельного ствола в радиусе его высоты, но не менее 30 м ограждается и обозначается. Все оборудование факельной установки, кроме оборудования факельного ствола, должно размещаться вне ограждения (обвалования). Не допускается устройство колодцев, приямков и других углублений в пределах огражденной территории.  Факельные установки должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. Конструкция всех устройств по сбору конденсата должна исключать унос жидкости газом с помощью их своевременного опорожнения. Запрещается во время грозы находиться на площадке факельной установки и прикасаться к металлическим частям и трубам. Перед каждым пуском факельная система должна быть продута азотом, чтобы содержание кислорода у основания факельного ствола было не более 50% минимально взрывоопасного. В зоне ограждения (обвалования) факельного ствола запрещается находиться лицам, не имеющим отношения к эксплуатации факельных систем.

 

6.3. Санитарно-гигиенические требования


В целом по НГДУ «Киенгоп», в том числе и по УПН «Киенгоп», имеется план природоохранной деятельности, в который включены мероприятия как санитарно-профилактического характера, так и специального природоохранного назначения (строительство и поддержание работоспособности нефтеловушек, строительство безопасных переходов через водные преграды и др.) /10/.

В схеме генерального плана обустройства УПН предусмотрено: предварительное обезвоживание нефти в герметизированных аппаратах с полной автоматизацией технологических процессов; очистка и утилизация сточных и ливневых вод; утилизация попутного нефтяного газа, сброс на факел попутного газа при продувке аппаратов и коммуникаций, а также в аварийных ситуациях; бетонирование и обваловка территории объектов УПН, где возможны утечки нефти /10/.

Рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены. Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами и, кроме особых случаев, оговоренных настоящими Правилами, обеспечить установленный санитарными нормами уровень освещения. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также ежегодно на рабочих местах. На производственных объектах по установленным нормам должны быть оборудованы санитарно-бытовые помещения (комнаты отдыха, санитарные посты и т.п.), а также должны быть установлены аппараты (устройства) для обеспечения работников питьевой водой.

При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

Таблица 3.1

Санитарно допустимые нормы паров и газов и пределы их взрываемости

Наименование

Химическая

формула

Санитарные нормы, мг/л

Пределы

взрываемости,

 % по объему

Аммиак

NH3

0,02

15,5-27

Бензин

 

0,3

0,7-6,0

Керосин

 

0,3

1,4-7,5

Окись углерода

CO

0,02

12,5-74,5

Ртуть

Hg

0,00001

 

Серная кислота

H2SO4

0,001

 

Сернистый газ

SO2

0,01

 

Сероводород

H2S

0,01

4,3-45,5

Водород

H2

0,003

3,3-81,5

Спирт метиловый

CH3OH

0,05

6,0-34,7

Хлор

Cl2

0,001

 

Ацетилен

C2H2

0,2

2,2-81,0

Предельные

углеводороды

Метан СН4

0,7% по объему

4,8-16,7

Этан    С2Н6

 

3,1-15,0

Пропан С3Н8

 

2,2-9,5

Бутан   С4Н10

 

1,5-8,4

 

Основной задачей гигиены труда является установление допустимых концентраций химических веществ в воздухе и параметров физических факторов, к которым относятся: неблагоприятные метеорологические условия; наличие шума; вибрации; запылённости, токов высокой частоты, движущиеся части машин и механизмов. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны - концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней) работе, а также в течение рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья.

Все работники предприятия, а  также командированные, работники подрядных организаций  должны допускаться к работе только после прохождения вводного инструктажа в отделе ПБ, ООС и ОТ ОАО «Удмуртнефть». Противопожарный инструктаж проводится в Отряде ВПО или ВПК непосредственно на месторождении нефти. Ответственность за обеспечение пожарной безопасности при  эксплуатации объектов ОАО «Удмуртнефть» несут их руководители, а также назначенные установленным порядком лица, которые по занимаемой должности или по характеру выполняемых работ в силу действующих нормативных правовых актов должны выполнять соответствующие правила пожарной безопасности, либо обеспечивать их соблюдение на определенных участках работ. 

Территория объекта должна быть спланирована, иметь автомобильные дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования. Не допускается засорение территорий и скопление на них мусора. В летнее время трава в резервуарном парке должна быть скошена и вывезена с территорий в сыром виде. 

На территориях УПН, ДНС, кустов скважин и других производственных объектов запрещается разведение костров, выжигание сухой травы, сжигание мусора и применение открытого огня, в том числе установка мобильных зданий с печным отоплением, установок по разогреву битума. 

Курение на производственных объектах акционерного общества запрещается и может быть разрешено только в специально отведенных и оборудованных местах, обозначенных знаком и надписью "Место для курения". 

На каждом УПН, ДНС необходимо иметь  данные о пожаровзрывоопасности используемых и перекачиваемых нефтепродуктов (в т.ч. температуре вспышки, температурных и концентрационных пределах распространения пламени, температуре самовоспламенения). 

Параметры и режимы работы технологического оборудования, обеспечивающего перекачку и хранение легковоспламеняющихся (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ), должны обеспечивать взрывопожаробезопасность технологического процесса, о чем должны быть сделаны соответствующие записи в инструкциях о мерах пожарной безопасности.  

Технологическое оборудование, предназначенное для перекачки и хранения нефтепродуктов, а также средства, обеспечивающие взрывобезопасность, противоаварийную и противопожарную защиту данного оборудования, должны соответствовать проектной документации или паспортным данным. Запрещается выполнять технологические операции при неисправном оборудовании. 

Технологическое оборудование, связанное с проведением операций с нефтепродуктами, должно иметь исправные приборы контроля и регулирования, обеспечивающие предотвращение возникновения аварийных ситуаций. Не допускается заполнение резервуаров, автомобильных цистерн, предназначенных для хранения или транспортирования нефтепродуктов, выше установленных пределов. 

Запрещается выполнять технологические операции на оборудовании при отсутствии приборов контроля и регулирования (в т.ч. газосигнализаторов), их отключении или просроченных сроках их проверки.  На приборах контроля и регулирования должны быть обозначены допустимые области взрывопожаробезопасных параметров работы (давление, температура, уровень налива и т.п.) технологического оборудования. Технологическое оборудование, предназначенное для работы с нефтепродуктами, должно быть герметизировано. Запрещается эксплуатировать оборудование с наличием утечек,  при обнаружении утечек нефтепродукта из технологического оборудования необходимо немедленно принять меры по ликвидации неисправностей. 

Стационарные автоматические сигнализаторы довзрывоопасных концентраций должны находиться в работоспособном состоянии и проверяться в соответствии с техническими условиями по их эксплуатации, но не реже двух раз в год. При отсутствии стационарных газоанализаторов необходимо периодически, в соответствии с графиком, производить анализ воздушной среды переносными газоанализаторами с целью определения наличия взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов.

Схема обвязки оборудования, резервуаров, сливоналивных эстакад и насосов должна предусматривать возможность выключения их из технологического процесса и освобождения от нефтепродукта. Устройства, предназначенные для слива нефтепродуктов в случае аварии или пожара, должны быть исправными. Задвижки линий аварийного слива должны иметь опознавательные знаки и к ним должен быть обеспечен свободный доступ.

Обувь обслуживающего персонала должна исключать искрообразование.  При отсутствии стационарного электрического освещения для временного освещения взрывопожароопасных помещений, открытых технологических площадок, аппаратуры и другого оборудования необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Включать и выключать фонари следует за пределами взрывоопасной зоны. Применять переносные светильники, не отвечающие требованиям взрывобезопасности, запрещается.

Исполнение электрооборудования и средств автоматизации, размещенных во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, предусмотренной правилами устройства электроустановок и правилами пожарной безопасности при эксплуатации организаций нефтепродуктообеспечения. Электрические контрольно-измерительные и автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и на наружных установках, должны соответствовать установленным требованиям.

7. Охрана окружающей среды и охрана недр 

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного отношения к природе за последнее десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решениях и постановлениях. Поэтому большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей природной среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производственных процессов, технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природоохранных мероприятий при наименьших экономических затратах.

Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе технических решений является наличие экологических ограничений хозяйственной деятельности. При выборе земельного участка учитывают размеры водоохранных зон водотоков, санитарно-защитные зоны объектов, зоны санитарной охраны артезианских скважин и другие ограничения.

 

7.1  Нормативно-правовая база


При выполнении экологического обоснования и при разработке нефтяных месторождений используют следующие нормативно – правовые акты и методическую документацию:

- Закон РФ "Об охране окружающей природной среды", 20.12.2001 г.;

- Закон РФ "О недрах", принят ГД РФ 08.02.1995;

- Закон УР "О недрах", принят ГД РФ 13.02.1992;

- Водный кодекс РФ, принят ГД РФ 16.11.1995;

- Лесной кодекс РФ, принят ГД РФ 29.01.1997;

- Федеральный закон "Об экологической экспертизе", принят ГД РФ 23.11.1995;

- Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах, утвержденное Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996 г;

- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03

- Закон РФ "Об экологической экспертизе", одобрен СФ 15.11.1995;

- Федеральный закон "Об охране атмосферного воздуха", принят ГД РФ 02.04.1999;

- Федеральный закон "Об отходах производства и потребления", принят ГД РФ 22.05.1998;

- Закон УР об административной ответственности за экологические правонарушения, № 198-1, принят 24.04.1996;

- Постановление № 142 от 29.05.1989г. "О состоянии и мерах по улучшению охраны рек, озер, водохранилищ в УАССР";

- СанПиН 2.1.4. 449-96 "Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Санитарные правила и нормы";

- СанПиН 2971-84 "Санитарные правила и нормы защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи (ВЛ) переменного тока промышленной частоты", Москва 1984;

- СанПиН 2.2.1./2.1.1.984-00 " Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов";

- СанПиН 2.1.6. 983-00 "Гигиенические требования по охране атмосферного воздуха населенных мест";

- СН 2.2. 4/2 1.8.562-96 "Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки";

- Основные положения о рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя, утверждены Приказом Минприроды России и Роскомзема от 22.12.1995, № 525/67.

7.2. Требования нормативных документов по охране окружающей среды и охране недр при осуществлении проектируемых работ


Технологические процессы, связанные с бурением скважин, добычей, транспортом и подготовкой нефти, а также вспомогательные производства, способствующие деятельности нефтяников, воздействуют на все элементы природного комплекса (недра, атмосферный воздух, поверхностные и подземные вод, почву, растительный и животный мир).

Утверждены нормы предельно-допустимых выбросов (ПДВ) и предельно-допустимых сбросов (ПДС) по УПН «Киенгоп» загрязняющих веществ (за год). ПДВ загрязняющих веществ в атмосферу равняется 655,2 тоннам, из них печи ПТБ-10 №№ 1, 2,3, 4, 6 – 43 тонны, факельная система – 448,39 тонны. За один год, в среднем, на УПН «Киенгоп» сжигается 28181,980 тыс. м3 попутного нефтяного газа, из них – 16909,188  сжигается на печах ПТБ-10, 11272,792 – на факельной установке. При этом, выбросы загрязняющих веществ на факельной установке составляют 17989 мг/м3, на печи ПТБ-10 – 258,15 мг/м3. Реализация предложения по дополнительной  утилизации попутного нефтяного газа на двух печах ПТБ-10 на УПН «Киенгоп» позволит сократить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. Предварительные расчеты потребления дополнительного объема попутного нефтяного газа составляют 10272,792 тыс. м3. По сравнению с утилизацией попутного нефтяного газа на факельной установке сократятся выбросы загрязняющих веществ (метана, оксида углерода, оксида азота, диоксида азота) в 70 раз и составят около 2,6 тонн.  В целом, сократятся выбросы вредных веществ на 182,2 тонны.

Выбрасываемые вещества оказывают определенное влияние на растительный и животный мир, а некоторые виды растений и животных могут служить индикаторами специфических загрязнений и это используется при проведении оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС). Нефти и минерализованные пластовые воды, отходы бурения и химические реагенты, попадая на почву и воду, являются основными их загрязнителями.

ОАО «Удмуртнефть» стремится строить свою деятельность таким образом, чтобы обеспечить экологическую и экономическую стабильность в тех административных районах, где расположены нефтяные месторождения, соблюдать нормативные и законодательные акты в области охраны окружающей среды и применять надежные средства защиты природного комплекса от вредного воздействия объектов нефтедобычи. Предусматривается внедрение мероприятий, направленных на охрану атмосферного воздуха и недр, охрану и рациональное использование водных и земельных ресурсов /10/.

Природоохранная деятельность является приоритетной в работе нефтяников. В современных условиях руководство ОАО «Удмуртнефть» считает первостепенной задачу по сохранению и улучшению экологической ситуации в зоне разработки месторождений, бережному отношению ко всем природным ресурсам, к окружающей среде – земле, воде, воздуху, лесам.

Для достижения поставленных целей в ОАО «Удмуртнефть» начато внедрение современной Системы Экологического Менеджмента (СЭМ), соответствующей международному стандарту ИСО-14001. Настоящий стандарт устанавливает требования к системе управления окружающей средой в целях оказания помощи организации в определении ее значительных воздействиях на окружающую среду. Он применим к тем экологическим аспектам, которые организация может контролировать и на которые она предположительно может оказывать влияние /10/. 

Приоритетными направлениями экологической стратегии являются: каждодневное внимание вопросам управления природоохранной деятельностью; неукоснительное соблюдение экологического законодательства, а также современных требований, предъявляемых СЭМ; всестороннее предотвращение возможности экологических катастроф, загрязнения  окружающей среды; снижение аварийности на трубопроводах путем замены на трубы с антикоррозионной защитой и применения высокоэффективных ингибиторов коррозии, бактерицидов; строительство очистных сооружений на производственных площадках для снижения сбросов вредных веществ в водоемы; внедрение установок по утилизации нефтешлама для защиты водных и земельных ресурсов от загрязнения; ежегодное уменьшение выбросов в атмосферу от резервуарных парков и ДНС путем внедрения газоуравнительных систем и более полной утилизации попутного нефтяного газа; открытость и доступность информации о состоянии охраны окружающей среды.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и их утечки через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. В последнем случае выделяют четыре зоны: сильное загрязнение; средняя степень загрязнения; слабое загрязнение; распыление с незначительным загрязнением.

В целом по НГДУ и по каждому промыслу имеется план природоохранной деятельности, в который включены мероприятия как санитарно-профилактического характера, так и специального природоохранного назначения (строительство и поддержание работоспособности нефтеловушек, строительство безопасных переходов через водные преграды). Кроме того, обязательным  является план ликвидации аварий.

 

7.3. Мероприятия, обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ

В целом по УПН «Киенгоп», имеется план природоохранной деятельности, в который включены мероприятия как санитарно-профилактического характера, так и специального природоохранного назначения (строительство и поддержание работоспособности нефтеловушек, строительство безопасных переходов через водные преграды и др.)

В схеме генерального плана обустройства УПН предусмотрено: предварительное обезвоживание нефти в герметизированных аппаратах с полной автоматизацией технологических процессов; очистка и утилизация сточных и ливневых вод; утилизация попутного нефтяного газа, сброс на факел попутного газа при продувке аппаратов и коммуникаций, а также в аварийных ситуациях; бетонирование и обваловка территории объектов УПН, где возможны утечки нефти. При обустройстве УПН основное внимание должно быть направлено на локализацию загрязнений непосредственно на местах их образования.

В процессе эксплуатации УПН необходимо принимать меры по сохранности защитных сооружений и проводить профилактические работы по недопущению загрязнения окружающей территории. Все эти работы должны производиться в плановом порядке по специально разработанным графикам.

Природоохранные мероприятия необходимо проводить по следующим направлениям: охрана воздушного бассейна, охрана и рациональное использование земель, охрана и рациональное использование водных ресурсов.

К мероприятиям в области охраны атмосферы относятся: максимальная утилизация попутного газа; оптимизация процессов сгорания газа; применение системы обвязки дыхательных клапанов резервуаров газоуравнительной линией.

С целью предотвращения загрязнения почв и грунтов при эксплуатации УПН рекомендуется проведение ряда мероприятий, в частности: оборудование площадок для технологического обслуживания оборудования; производить обваловку территории вокруг объектов УПН с целью предупреждения утечки нефти и сточной воды; обеспечить мероприятия по предупреждению коррозии и механического повреждения трубопроводов.

Перед проведением любых строительно-монтажных работ на территории УПН рекомендуется снятие плодородного слоя почвы на территории, отведенной под строительство  объекта; перемещение плодородного слоя почвы в места временного складирования и хранения для повторного использования при восстановлении земель.

Основное воздействие на гидросферу оказывают аварийные ситуации на трубопроводах. В целях защиты гидросферы следует предусматривать как профилактические мероприятия на трубопроводах (противокоррозионная защита), так и специальные (строительство водозащитных сооружений).

Приоритетными аспектами деятельности УПН «Киенгоп», являются /10/:

1)    Потери нефти и нефтепродуктов в результате аварийных и нештатных ситуаций.

2)    Выбросы углеводородов и летучих органических соединений.

3)    Выбросы парниковых газов ( CO2, CH4, N2O).

4)    Образование, размещение и удаление нефтешламов.

 

 8. Отзыв руководителя практики.

При прохождении преддипломной практики студент показал высокий уровень теоретических и практических знаний в области сбора подготовки нефти, проявил достаточный уровень самостоятельности и творческий подход к сбору и анализу материала для подготовки дипломного проекта.

Практические знания по подготовке нефти и обслуживанию оборудования под руководством главного технолога практикант показал высокие знания.

Хотелось бы отметить умение практиканта грамотно использовать рекомендованную техническую литературу, а также проектный материал строительства реконструкции установки подготовки нефти.

В целом при прохождении преддипломной практики студент проявил себя как грамотный, инициативный специалист, а так же как практик с достаточно высоким уровнем квалификации.

Высокая самоорганизованность, дисциплинированность и профессионализм проявленные в процессе прохождения преддипломной практики, позволяют оценить работу практиканта на «отлично»

 

9. Заключение.


В ходе прохождения мною преддипломной практики на ЦПН НГДУ «Киенгоп» произошло более глубокое ознакомление с процессами транспортировки, сбора,  подготовки  нефти и газа, оборудованием и принципами его функционирования, организационными процессами в структурном подразделении НГДУ.

Также за время прохождения практики были закреплены теоретические знания, полученные в процессе обучения, и приобретены навыки работы в производственном коллективе.