Отчет по практике в ОАО «Северные Магистральные Нефтепроводы»

 

 

Содержание

 

 

Введение…………………………………………………………………………...…5

1 Изучаемые предприятия……...…………………………………………...………6

1.1 Ярегское месторождение……….……………………………………………….6

1.1.1 Краткая история………………………………………………………………..6

1.1.2 Технологическая схема предприятия………………………………………...7

1.1.3 Перечень основных технологических  процессов и аппаратов, машин  и механизмов…………………………………………………………………………...9

1.1.4 Состав добываемого сырья……………………………………………………9

1.1.5 Опасные и вредные факторы  на предприятии……………………………...10

1.1.6 Применяемые на предприятии  меры безопасности………………………..11

1.1.7 Пожарная безопасность……………………………………………………...11

1.1.8 Применяемые на предприятии  средства индивидуальной защиты……….11

1.2 ООО “ГСИ Ухтанефтехиммонтаж”…………………………………………...12

1.2.1 Краткая история……………………………………………………..………..12

1.2.2 Технологическая схема предприятия……………………………………….13

1.2.3 Перечень основных технологических  процессов и аппаратов, машин  и механизмов………………………………………………………………………….14

1.2.5 Опасные и вредные факторы на предприятии……………………………..15

1.2.6 Применяемые на предприятии меры безопасности………………………..15

1.2.7 Пожарная безопасность……………………………………………………...15

1.2.8 Применяемые на предприятии  средства индивидуальной защиты……….15

1.3 ОАО «Северные Магистральные  Нефтепроводы»…………………………..16

1.3.1 Нефтеперекачивающая станция  «Ухта-1»………………………………….16

1.3.1.1 Краткая история…………………………………………………………….16

1.3.1.2 Технологическая схема предприятия……………………………………..16

1.3.1.3 Перечень основных технологических  процессов и аппаратов, машин  и механизмов………………………………………………………………………….17

1.3.1.4Опасные и вредные факторы на предприятии…………………….………18

1.3.1.5 применяемые на предприятии  меры безопасности………………………19

1.3.1.6Применяемые на предприятии средства индивидуальной защиты …......19

1.3.2 Приемо-стадочный участок «Ухта-2»……………………………………....20

1.3.2.1 Краткая история…………………………………………………………….20

1.3.2.2Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов………………………………………………………………………….20

1.3.2.3Опасные и вредные факторы на предприятии…………………….………20

1.3.26 Применяемые на предприятии меры безопасности…………………..…..21

1.3.2.5Применяемые на предприятии средства индивидуальной защиты ……..21

2 Основные приемы оказания первой  помощи пострадавшим от несчастных  случаев на производстве………………………………………………………….22

2.1 Основные источники несчастных  случаев на производстве……………….22

2.2 Типы травм…………………………………………………………………….23

2.3 Основные приемы оказания  первой помощи пострадавшим от  несчастных случаев при поражении  электрическим током………………………………….24

2.4 Основные приемы оказания  первой помощи пострадавшим от  несчастных случаев при тепловых  ожогах……………………………………………………26

2.5 Основные приемы оказания  первой помощи пострадавшим от  несчастных случаев при ожогах  кожи химическими веществами…………………………..27

2.6 Основные приемы оказания  первой помощи пострадавшим от  несчастных случаев при отравлении  токсичными веществами………………………………29

2.7 Основные приемы оказания  первой помощи пострадавшим при  кровотечениях и переломах……………………………………………………….30

3 Приборы контроля уровня опасных  и вредных факторов на производстве….33

3.1 Контроль параметров микроклимата………………………………………….33

3.2 Контроль уровней шума……………………………………………………….34

3.3 Контроль освещенности………………………………………………………..35

3.4 Контроль уровня неионизирующих  излучений………………………………36

3.5 Контроль уровня загазованности  и запыленности воздуха рабочей  зоны.…37

Заключение……………………………………………………………………..39

Список использованных источников...……………….....................40

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Целью данной учебной практики является ознакомление с нефтяной и газовой промышленностью Российской Федерации, а точнее с рядом  ведущих промышленных предприятий Республики Коми, для получения соответствующих навыков и знаний в области промышленной безопасности объектов и охране окружающей среды

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ИЗУЧАЕМЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

 

 

1.1 Ярегское месторождение

 

1.1.1 Краткая история предприятия.

Ярегское месторождение открыто в 1932г. Опытная эксплуатация скважинами с поверхности началась в 1935г. На двух участках площадью 28,4 и 145,0 га.. Размещение скважин осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами от 75 до 100 м..  На первом участке было пробурено 48 скважин, а на втором – 21. Нефтеизвлечение  не превысило 2%, что показало низкую эффективность извлечения нефти поверхностными методами без воздействия на пласт.

В 1937г. Была заложена первая ярегская нефтяная шахта и с 1939г. началась шахтная добыча нефти на естественном режиме истощения пластовой энергии. К началу 50-х годов прошлого века на месторождении было построено 3 нефтешахты.

Период шахтной добычи можно разделить на 3 этапа, отличающиеся различными системами разработки.

На 1 этапе с 1939г. по 1954г. разработка шахтного поля велась по ухтинской системе, сущность которой в рабуривании пласта с надпластового горизонта по плотной сетке скважин. Разработка велась на естественном режиме, в основном на режиме растворенного газа. Нефтеизвлечение составило 4-6%.

На 2 этапе с 1954г. по 1972г. разработка проводилась по уклонно-скважинной системе. При этой системе из горной выработки пробуривались уклонные скважины длиной 180-280м. с расстоянием между забоями 15-20м.. Разработка велась на естественном режиме растворенного газа. Нефтеизвлечение оставалось прежним.

На 3 этапе с 1972г. по настоящее время разработка ведется термошахтным способом, сущность которого в закачке нагретого газа в пласт и последующим вытеснении нефти из него водой.

 

1.1.2 Технологическая схема предприятия.

Добыча нефти на шахтах ведется термошахтным способом по двухгоризонтной, двухярусной, одногоризонтной, подземно-поверхностной и панельной системах.

Сущность панельной системы заключается в том, что нагнетательная и добывающая галереи располагаются в подошве пласта или ниже него параллельно друг другу. Из этих галерей бурят параллельными рядами навстречу друг другу пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины.

Двухгоризонтная система добычи нефти  заключается в создании двух систем горных выработок. Одна из них расположена над продуктивным пластом и состоит из системы полевых штреков, имеющих площадное расположение. В полевых штреках сооружаются буровые камеры, в которых бурятся кусты нагнетательных скважин. Вторая расположена в нижней части продуктивного пласта или под ним и имеет кольцевой вид (добывающая галерея). Из добывающей галереи бурятся пологовосстающие добывающие скважины.

Принципиальным отличием подземно-поверхностной системы от других систем термошахтной разработки является закачка пара в пласт через скважины, пробуренные с поверхности. Вся система пароснабжеиия выносится на поверхность, что позволяет закачивать пар предельно допустимых параметров при термошахтной разработке.

Отличие одногоризонтной системы (рис. 1.9) от двухгоризонтной и двухярусной состоит в том, что пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины бурятся из одной галереи, сооруженной в подошве пласта или ниже него.

При двухярусной системе в верхней части пласта сооружается нагнетательная галерея, аналогичная добывающей. Из нагнетательной галереи бурятся пологонаклонные нагнетательные скважины. В нижней части пласта сооружается добывающая галерея, из которой бурятся пологовосстающие добывающие скважины.

Схема ярегской нефтяной шахты дана ниже на рисунке 1,

                                                      

 

Рис.1. Схема нефтяной шахты Ярегского месторождения.

 

 

 

 

1.1.3 Перечень основных технологических  процессов и аппаратов, машин  и механизмов.

 

Разработка нефтяных месторождений шахтным способом, так же как и разработка угольных и рудных месторождений, состоит из следующих этапов: вскрытия, подготовки и извлечения полезного ископаемого.

Вскрытие включает в себя проведение горных выработок, открывающих доступ с поверхности земли к шахтному полю.

 К  выработкам по вскрытию относятся  шахтные стволы (подъемный и вентиляционный), околоствольный двор, штольни, квершлаги, капитальные бремсберги, уклоны и др. Выработки по вскрытию шахтного поля, а так же выработки, предназначенные для обслуживания подземного хозяйства, действующие в течение всего периода эксплуатации шахты, относятся к капитальным.

Этап подготовки заключается в проведении выработок, разграничивающих вскрытые запасы нефти на участки, удобные для ее извлечения. К таким участкам относятся откаточные и вентиляционные  штреки, орты, разделяющие шахтные поля на этажи и выемочные поля, а также участковые бремсберги, уклоны.

Для извлечения полезного ископаемого требуется проведение дополнительных (нарезных) выработок, обеспечивающих прямой доступ к полезному ископаемому (промежуточные и полевые штреки, буровые камеры, уклоны, ходки к ним).

 

1.1.4 Состав добываемого сырья.

 

Нефть Ярегского месторождения относится к нафтено-ароматическим. Легкие фракции, выкипающие до 200 С, отсутствуют. Вязкость нефти при пластовой температуре 12000 - 16000 мПа*с. Плотность нефти в пластовых условиях 933 кг/м3, сепарированной - 945 кг/м3, объёмный коэффициент — 1,012. На рис. 1.3. приведен график зависимости вязкости нефти от температуры.

Состав нефти: акцизные смолы – 67%, силикагелевые смолы – 22%, асфальтены – 3%, парафин – 0,5%, сера – 1,1%, азот – 0,42%, нафтеновые кислоты – 0,45%.

В силу своих специфических характеристик: высокой вязкости нефти, наличия многочисленных тектонических нарушений и трещин, незначительной пластовой энергии и водоносного горизонта большой толщины в основании залежи - запасы Ярегского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых.

 

1.1.5 Опасные и вредные производственные  факторы на предприятии.

 

К опасным и вредным факторам, присутствующим на нефтедобывающей шахте относятся:

1. температура
2. работа на глубине
3. образование взрывоопасных газов
4. утечки углеводородов в атмосферу
5. водоносность слоев пласта – опасность затопления
6. вибрации и шум при бурении пласта
7. влажность
8. опасность взрывов и пожаров

 

1.1.6 Применяемые на предприятии меры  безопасности.

 

На ярегских нефтедобывающих скважинах применяются следующие меры промышленной безопасности:

1. использование оборудования в рудном исполнении
2. сорбирующие элементы
3. бесперебойная воздухоподачи
4. эвакуационные выходы
5. указатели объектов
6. применение систем разработки, соответствующих залеганию нефти
7. сокращение протяженности горных выработок
8. горноспасательная служба
9. мониторинг рудничной среды
10. инструктажи и предупреждающие плакаты

 

1.1.7 Пожарная безопасность.

На предприятии используются следующее оборудование и приспособления для осуществления пожарной безопасности:

1. огнетушители
2. песок
3. различные средства ручного пожаротушения: лопаты и противопожарные ткани
4. двери – герметизаторы, для герметизации и локализации районов возгорания
5. система пожаротушения
6. пожарные краны

 

1.1.8 средства  индивидуальной защиты, применяемые  на предприятии.

К средствам индивидуальной защиты применяемым на предприятии относятся:

1. спецодежда
2. каски
3. интерферометры
4. противогазы ССП-5 (самоспасатель промышленный – 5)
5. сигнализаторы метана
6. оборудование рудного исполнения (фонари и т.д.)

1.2 ООО «ГСИ – Ухтанефтехиммонтаж».

1.2.1 Краткая история предприятия.

Открытое акционерное общество «Компания Нефтехиммонтаж-ЛК» (далее – ОАО «КНХМ-ЛК») зарегистрировано Постановлением Мэра города Когалым Ханты-мансийского автономного округа 26 августа 1999 года. С 2003 года ОАО «КНХМ-ЛК» находится в городе Ухта, Республика Коми.

Цель - стать ведущей строительной Компанией по возведению и обустройству объектов переработки нефтяной и газовой промышленности на Севере Европейской части России, а также за ее пределами.

 

 

 

 

 

 

 

1.2.2 Технологическая схема предприятия.

 

1.2.3 Перечень основных технологических  процессов и аппаратов, машин  и механизмов.

- выполнение  строительно-монтажных работ для  зданий и сооружений I и II уровней  ответственности;