Содержание к диссертации
Введение
1 Группирование и идентификация объектов разработки. Выбор и обоснование объектов полигонов 9
1.1 Краткая характеристика геологического строения месторождений РБ 9
1.2 Теория распознавания образов. Метод главных компонент 14
1.2.1 Требования к выбору объектов 16
1.2.2 Теоретическая основа и сущность метода группирования объектов разработки 33
1.3 Группирование объектов разработки 38
1.3.1 Смысловая интерпретация главных компонент и выделение групп объектов 38
1.3.2 Характеристика и особенности групп объектов 42
1.3 Обоснование выбора объектов-аналогов 46
1.3.1 Использование дискриминантных функций и поиск объектов-аналогов 46
1.4 Выбор характерных объектов 47
2 Анализ структуры остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти и оптимизация процессов их выработки 49
2.1 Анализ структуры запасов месторождений Башкортостана 49
2.1.1 Распределение запасов и добычи по выделенным группам объектов 49
2.1.2 Структура запасов выделенных групп эксплуатационных объектов 52
2.2 Рекомендации по доизвлечению остаточных и трудноизвлекаемых запасов месторождений Башкортостана 66
3 Прогнозирование эффективности физико-химического воздействия на пласт методами математического моделирования 73
3.1 Теоретические основы моделирования методов воздействия на пласт 73
3.2 Прогнозирование эффективности применения технологий физико-химического воздействия на продуктивные пласты 82
4 Проблемы промышленной безопасности и экологического мониторинга предприятий нефтегазового комплекса РБ. Основные факторы и пути оптимизации 91
4.1 Направления повышения промышленной безопасности объектов нефтедобычи Башкортостана 91
4.2 Техногенная трансформация геологической среды регионов нефтедобычи: основные факторы и пути снижения интенсивности 112
Заключение 142
Список использованной литературы
- Краткая характеристика геологического строения месторождений РБ
- Группирование объектов разработки
- Анализ структуры запасов месторождений Башкортостана
- Направления повышения промышленной безопасности объектов нефтедобычи Башкортостана
Введение к работе
Проблемам геологии и разработки месторождений Республики
Башкортостан (РБ) с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти, в
том числе с применением прогрессивных технологий и методов увеличения
нефтеотдачи пластов, экологической и промышленной безопасности
посвящены многочисленные работы отечественных исследователей:
А.А. Абидова, И.И. Абызбаева, Р.Х. Алмаева, В.Е. Андреева,
Ю.В. Антипина, Т.Л. Бабаджанова, Г.А. Бабаляна, Б.Т. Баишева,
Н.К. Байбакова, К.С. Баймухаметова, В.П. Гаврилова, А.Т. Горбунова,
А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, В.В. Девликамова, Р.С. Зайнуллина,
Ю.В. Зейгмана, А.В. Копытова, А.П. Крылова, Р.Я. Кучумова, Б.И. Леви,
Е.В. Лозина, В.И. Мархасина, И.Л. Мархасина, В.Н. Мелихова,
А.Х. Мирзаджанзаде, Е.М. Морозова, В.Ш. Мухаметшина, А.И. Никонова, Р.Я. Нугаева, П.В. Панкратьева, И.Г. Пермякова, М.К. Рогачева, М.М. Саттарова, М.Л. Сургучева, Э.М. Тимашева, М.А. Токарева, З.А. Хабибуллина, Р.Х. Хазипова, Н.Ш. Хайрединова, А.Г. Халимова, Э.М. Халимова, Н.И. Хисамутдинова, B.C. Шеина, Б.Е. Шенфельда, В.Н. Щелкачева, Э.М. Юлбарисова и др.
Актуальность темы. За более чем 70-летнюю историю развития нефтедобычи в РБ накоплен огромный опыт разработки месторождений углеводородов в различных геолого-геофизических условиях. Месторождения нефти и газа представлены практически всеми известными типами залежей. Большинство из них уже вступило в позднюю и завершающую стадии разработки, поэтому накопленный опыт может служить примером эффективного использования запасов для других регионов России.
Из недр Башкортостана добыто более 1,5 млрд. т нефти и более 70 млрд. м3 газа. Степень выработки начальных извлекаемых запасов
5 достигла 84,5 %, текущая обводненность — 90,9 %. За последние пять лет добыча нефти снизилась на 29 %. В АНК «Башнефть» реализованы все вторичные методы увеличения КИН и быстрыми темпами осваиваются третичные методы.
Доля остаточных запасов растет с переходом от девонских отложений к отложениям карбона и перми. В этом направлении отмечаются закономерности ухудшения состава и свойств углеводородного сырья, усиливается неоднородность коллекторских свойств пород. Поэтому разработка и применение эффективных, экологически чистых методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на извлечение остаточной нефти из высокообводненных объектов, является в настоящее время актуальнейшей задачей, способствующей стабилизации уровня добычи нефти в РБ.
Цель работы заключается в исследовании, научном обосновании применения комплексных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти РБ, обеспечивающих наиболее полное извлечение остаточных запасов углеводородов, отвечающих требованиям промышленной и экологической безопасности.
Основные задачи исследований:
изучение структуры остаточных запасов нефти Башкортостана;
обоснование применения перспективных методов воздействия на пласт для обеспечения полноты выработки остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки залежей;
определение путей повышения промышленной безопасности объектов нефтедобычи Башкортостана
изучение проблем экологического мониторинга.
Научная новизна:
1. Выявлены особенности размещения трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти, выполнено их группирование по геолого-физическим и промысловым данным.
Обоснованы критерии комплексной системы обеспечения полноты выработки каждой из групп трудноизвлекаемых запасов, с учетом структуры динамических запасов нефти
Выявлены и охарактеризованы тенденции техногенной трансформации геологической среды регионов с длительной и интенсивной добычей углеводородов на примере более чем семидесятилетнего опыта нефтедобычи из недр РБ.
Разработана методика оценки техногенного воздействия на окружающую среду и составлена геолого-экологическая карта Башкортостана применительно к нефтегазовому комплексу.
Основные защищаемые положения:
Закономерности распределения остаточных запасов нефти, влияющие на технико-экономические показатели разработки залежей.
Критерии комплексной системы обеспечения выработки трудноизвлекаемых запасов с учетом типов коллекторов.
Приоритетные направления повышения безопасности нефтегазовой отрасли РБ. Геолого-экологическое картирование на базе ОВОС в сочетании с данными мониторинга геологической среды всех уровней территории РБ при добыче, транспортировке и хранении углеводородного (УВ) сырья.
Практическая ценность работы и реализация в промышленности:
Предложены и реализованы комплексные системы обеспечения полноты выработки различных групп трудноизвлекаемых и остаточных запасов углеводородного сырья. Только за 2004 год за счет применения методов увеличения нефти добыто около 4 млн. тонн нефти.
Предложен комплекс организационных, технических и технологических мероприятий по экологически безопасной эксплуатации залежей нефти. На их основе разработана и внедряется программа «Экология и природные ресурсы Республики Башкортостан» на 2004-2010 гг., региональная составляющая федеральной целевой программы «Экология и природные ресурсы России» (2002 — 2010 гг.).
Составлена «Геолого-экономическая карта Республики Башкортостан» (Всероссийский институт экономики минерального сырья и Управление по недрам Республики Башкортостан). Соискатель курировал отраслевые задачи сырьевого обеспечения добычи углеводородов.
Разработана программа экспертного обследования и продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений ОАО АНК «Башнефть» на период до 2007 г.
Апробация диссертации. Результаты диссертационных исследований докладывались на региональных и международных конференциях и совещаниях: «Основные задачи и направления региональных геолого-геофизических работ в Поволжско-Прикаспийском регионе» (Саратов, 1999 г.), «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» (Москва, 2004 г.), «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2005 г.), «Геодинамика и углеводородный потенциал Центральной и Восточной Азии» (Ташкент, 2005 г.), VI конгресс нефтепромышленников России (Уфа, 2005 г.), научно-технических советах Управления по недрам РБ, «БашНИПИнефть», АНК «Башнефть» (1999 - 2005 гг.) и др.
Личный вклад автора. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, непосредственное участие в аналитических исследованиях, организации промысловых работ и обобщении их результатов, в получении научных выводов и рекомендаций. Соискатель являлся одним из авторов «Геолого-экономической карты Республики Башкортостан», участвовал в подготовке материалов для разработки Программы «Экология и природные ресурсы Республики Башкортостан» (2004-2010 гг.), регионального компонента федеральной программы «Экология и природные ресурсы России» (2002-2010 гг.), объектного мониторинга состояния недр Республики Башкортостан (2002 -2003 гг.). Принимал личное участие в сборе, анализе и структурировании
&
информации и результатов исследований, составлении текста научных публикаций и докладов.
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырёх тематических глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 157 страниц текста, 67 рисунков и 23 таблицы, список использованных источников насчитывает 139 наименований.
Краткая характеристика геологического строения месторождений РБ
Республика Башкортостан расположена на самой восточной окраине Восточно-Европейской платформы. Платформа сочленяется с горным Уралом узким некомпенсированным Предуральским прогибом. В тектоническом отношении платформенная часть республики представляет собой несколько регионов, различающихся глубиной залегания кристаллического фундамента, фациальными особенностями отложений и относительной структурной разобщенностью [71-74, 83, 85, 87, 89, 96, 99-107, 110-114, 129, 130, 135, 136].
Выделяются следующие основные тектонические элементы: Татарский и Башкирский своды, разделенные между собой Бирской седловиной и Благовещенской впадиной. В верхне-девонское и нижнекаменноугольное время (фамен-турней) сформировались Актаныш-Чишминская, Инзеро-Усольская и Шалымская ветви Камско-Кинельской системы прогибов. Формирование Предуральского прогиба происходило с позднего карбона до нижнепермского времени. Для этого тектонического региона характерно развитие рифовых массивов вдоль западного борта прогиба, а также трех протяженных вдоль всей Бельской впадины региональных разломов.
Схема тектонического районирования территории республики представлена на рис. 1.1.
Промышленная нефтеносность установлена в палеозойском разрезе — от терригеннои толщи девона до нижнепермских отложений: терригенный девонский, карбонатный верхнедевонско-турнейский, терригенный нижнекаменноугольный (терригенная толща нижнего карбона — ТТНК), карбонатный окско-башкирский, терригенно-карбонатный верейский, карбонатный каширско-гжельский, галогенно-карбонатный нижнепермский (БашНИПИ-нефть) [71-74, 125].
Мощность продуктивной части разреза палеозойской толщи составляет 1,5-2,5 км, за исключением крайней юго-восточной части, где она, видимо, превышает 5-6 км. [74] Основная часть начальных запасов нефти сконцентрирована в двух терригенных толщах — девонской и нижнекаменноугольной. Для этих пластов коллекторов характерны следующие основные особенности [73]:
1. Наличие нескольких пластов-песчаников в разрезе каждого из продуктивных толщ и горизонтов. В терригеннои толще девона выделяются 6 горизонтов песчано-алевролито-аргиллитовых пород: кыновский, пашийский (ДО, муллинский (Дц), старооскольский и воробьевский (Дш и Д!У), кальцеолово-такатинский (Ду) горизонты. В свою очередь, в каждом из этих горизонтов выделяются от 1 до 5 полностью или в значительной степени гидродинамически разобщенных пластов-коллекторов. В кыновском горизонте таких пластов от 1 до 3-х, в пашийском — до 5, в Дц — 1 - 2, в Дш — до 2, в Д1У — до 3 и т. д.
Еще более сложное строение ТТНК. Число пластов песчаников на месторождениях изменяется от 1 до 9, а если учесть, что в отдельных пластах, например, Cvi выделяется до 4 прослоев песчаников, то их число возрастает до 12. Для ТТНК специфична практически полная гидродинамическая разобщенность основных пластов. Каждый из пластов этих толщ может различаться мощностью, зональной неоднородностью, коллекторскими и фильтрационными свойствами, свойствами флюидов, активностью пластовых вод и т. д. Очевидно, изучение неоднородности объектов (толщ) неразрывно связано с изучением строения отдельных пластов.
2. Неоднородность (различного типа) оценивается количественно различными коэффициентами: расчлененности, распространения, песчанистости и т. д. Хотя их содержание и не совсем четкое и разными исследователями понимается по-своему, однако при отсутствии других более представительных показателей их использование допустимо. Неоднородность отдельного пласта песчаника выражается в изменчивости мощности, площади распространения, пористости, проницаемости, глинистости и т. д. Из этих параметров некоторые определяются с достаточной для их характеристики полнотой, другие - в очень небольшом объеме. К числу сложно определяемых относятся глинистость, проницаемость и т. д. Наиболее большой объем информации можно получить по толщине, пористости и нефтенасыщенности.
3. Для терригенных толщ характерна закономерная смена типов пород, т. е. определенная цикличность осадконакопления, выражающаяся в смене грубых (по материалу) осадков более тонкими. Как правило, в начале цикла происходит накопление песчаников (вплоть до гравелитов) с последующим постепенным переходом к мелкозернистым песчаникам и алевролитам. Завершается цикл перекрытием этой пачки алевролитами и известняками. При отложении песчаников с определенной закономерностью изменяется и отсортированность материала — в начале цикла она обычно лучше. Постепенно вверх по разрезу возрастает и глинистость.
Нефтегазоносность карбонатной части установлена практически по всему разрезу платформенной части республики, начиная с бийских (средний девон) и кончая кунгурскими (нижняя пермь). Карбонатные отложения составляют более 85% мощности всей палеозойской осадочной толщи. В основном это известняки кристаллические либо органогенные, в различной степени глинистые, а также доломиты и доломитизированные в различной степени известняки.
Группирование объектов разработки
Группирование объектов исследования МГК и МДА проводилось с использованием пакета программ «Geomage» [120].
Все объекты группировались по шестнадцати параметрам: геологическим — коэффициентам проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, песчанистости, глубине залегания, эффективной нефтенасыщенной толщине, плотности и вязкости пластовой нефти, объемному коэффициенту нефти, содержанию в пластовой нефти парафинов, смол и асфальтенов, начальной пластовой температуре, литологической приуроченности коллекторов; и технологическим — коэффициентам извлечения нефти и использования запасов, среднегодовая обводненность добываемой продукции.
Анализ результатов решения по МГК (таблица 1.3, 1.4) показал, что из пятнадцати главных компонент на первые четыре приходится 63,2 % (рис. 1.2) общей дисперсии параметров. При выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве первых трех главных компонент, так как показатели дисперсии последних главных компонент весьма малы и распределение объектов представляет единое облако объектов. Каждая из трех главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации, отражая то или иное свойство, характеризующее условия залегания, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов.
Вторая главная компонента отражает емкостно-фильтрационные характеристики пластов, поскольку эффективная нефтенасыщенная толщина (24,7%), коэффициент пористости (19,9%), коэффициент проницаемости (16,4 %), составляют в сумме 61,0 % общей дисперсии параметров в данной компоненте.
Третья главная компонента на 76,2 % отражает технологические параметры состояния разработки и условия залегания пластов — коэффициент использования запасов (26,8 %), доля воды в добываемой продукции (28,2 %) и глубина залегания пластов (21,2 %).
Четвертая главная компонента отражает свойства пластов и нефтей — коэффициент песчанистости (24,2 %), количество парафина в пластовой нефти (36,6 %), доля воды (26,2 %) в добываемой жидкости. Величина этого вклада составляет 87,0 %.
Как видно каждая из компонент отражает различные геологические особенности объектов разработки на том или ином иерархическом уровне.
Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент Zi-Z2-Z3 (рис. 1.3), позволило выделить пять групп объектов. При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве этих главных компонент.
Для качественной характеристики и выявления особенностей выделенных групп объектов по исходным параметрам были рассчитаны их значения для «средних» гипотетических залежей (таблица 1.5).
Каждая из выделенных групп объектов обладает своими специфическими особенностями.
В первую группу входит 92 объекта с номерами: 6, 7, 8, 20, 21, 22, 24, 39, 41, 46, 47, 90, 91, 98, 104, 105, 149, 150, 151, 152, 160, 191, 195, 209, 210, 212, 213, 214, 229, 234, 237, 240, 244, 250, 255, 266, 271, 272, 278, 285, 319, 326, 328, 339, 340, 405, 411, 417, 420, 426, 487, 488, 499, 517, 566, 585, 588, 598, 599, 40, 95, 97, 243, 254, 277, 284, 316, 318, 320, 325, 419, 512, 516, 518, 545, 548, 587, 592, 593, 597, 230, 232, 249, 332, 317, 403, 490, 501, 578, 580, 581, 584. Группа характеризуется наибольшими значениями коэффициентов извлечения нефти, начальной нефтенасыщенности. Пласты данной группы объектов залегают на больших глубинах и характеризуются наибольшими значениями начального пластового давления и температуры. Нефти этих объектов обладают наименьшей вязкостью, а пласты-коллекторы по коэффициенту песчанистости наиболее однородны при высоких значениях средней проницаемости.
Во вторую группу входит 105 эксплуатационных объекта (2, 18, 19, 25, 27, 28, 32, 42, 55, 65, 70, 71, 72, 74, 76, 82, 84, 85, 86, 89, 92, 93, 107, 109, 117, 120, 124, 126, 131, 139, 144, 145, 146, 156, 158, 164, 167, 175, 177, 181, 185, 187, 192, 193, 196, 197, 200, 205, 207, 219, 220, 223, 226, 228, 241, 256, 260, 261, 264, 267, 273, 290, 294, 301, 302, 307, 309, 315, 356, 400, 406, 421, 541, 546, 66, 87, 94, 100, 106, 116, 135, 143, 178, 194, 201, 225, 245, 279, 280, 413, 415, 418, 423, 430, 540, ПО, 36, 62, 67, 154, 171, 188, 215, 275, 83). Группа имеет наименьшие значения эффективной нефтенасыщенной толщины, содержания парафина в пластовой нефти, наибольшие значения пористости и проницаемости. По группе отмечаются высокие значения коэффициента извлечения нефти и нефтенасыщенности. Объекты первой и второй групп в основном (около 86 %) представлены терригенными коллекторами.
В третью группу входит 80 эксплуатационных объектов (498, 31, 45, 57, 96, 101, 161, 162, 198, 199, 203, 204, 208, 211, 216, 217, 218, 227, 231, 233, 236, 239, 242, 252, 253, 268, 269, 270, 276, 281, 282, 283, 286, 287, 288, 291, 321, 322, 323, 324, 327, 329, 330, 331, 401, 402, 404, 410, 429, 493, 494, 496, 497, 500, 503, 504, 506, 508, 509, 513, 514, 515, 519, 547, 567, 568, 569, 572, 574, 575, 576, 579, 582, 583, 586, 589, 594, 595, 596, 600). Группа объектов характеризуется наибольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины. Пласты-коллекторы представлены в основном карбонатными породами и имеют наименьшую пористость и проницаемость, а нефть этих объектов характеризуется наименьшей вязкостью и наименьшим содержанием смол и асфальтенов. Объекты данной группы залегают на больших глубинах, чем остальные группы представленные карбонатными коллекторами.
Анализ структуры запасов месторождений Башкортостана
Идентификация объектов по геолого-промысловым данным позволила определить долю запасов, приходящихся на каждую группу. Из 602 объектов приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам в группы распределилось 457 объектов.
На первую группу объектов приходится около 14% (см. рис. 2.1) начальных геологических запасов нефти рассматриваемых групп объектов. В начальных извлекаемых запасах доля второй группы объектов составляет около 7 % (рис. 2.2). Значительная часть запасов нефти содержится в эксплуатационных объектах Туймазинского, Демского, Уршакского и Стахановского месторождений. Наиболее выработаны залежи нефти в пластах терригенной толщи девона Толбазинского, Уршакского и Знаменского месторождений. По этим месторождениям отобрано 95 - 99 % начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,3-0,48 при проектном 0,35-0,51. Залежи бобриковско-радаевского горизонта Черниговского месторождения вносят минимальную долю запасов данной группы и характеризуются низкой выработанностью, коэффициент использования запасов составляет 20 %.
Доля группы в текущих запасах достигает 18 % геологических и 15 % извлекаемых запасов Республики Башкортостан. Доля группы в накопленной добыче составляет 5 %, в текущей добыче доля группы увеличивается до 12 %, что говорит об интенсификации отбора запасов этой группы.
Вторая группа объектов содержит 31 % начальных геологических и 33 % начальных извлекаемых запасов нефти и включает в себя сто пять эксплуатационных объектов. Доля группы в текущих запасах следующая — 28 % от геологических и 24 % от извлекаемых запасов месторождений Республики Башкортостан (рис. 2.3, 2.4).
Около четверти (22,5 %) запасов нефти данной группы приходится на залежи нефти бобриковско-радаевского горизонта Арланского месторождения. По данному объекту следует отметить то, что доля текущих извлекаемых запасов среди всех объектов, распределенных по группам, максимальна и составляет 19,3 %. Небольшие запасы нефти содержатся в коллекторах бобриковского-радаевского горизонта Кабаковского месторождения и пласта Ді Шавьядинского месторождения, причем залежи нефти последнего не разрабатываются.
В добыче доля второй группы составляет 35 %, причем как в накопленной, так и в текущей.
В третью группу вошли восемьдесят объектов разработки, на их долю приходится 8 % начальных геологических и 8 % начальных извлекаемых запасов. Доля группы в текущих запасах — та же. Около четверти (23,3 %) запасов приходится на объекты турнейского яруса Сергеевского месторождения. В данной группе наиболее выработаны запасы залежей фаменского яруса Ташлы-Кульского месторождения.
Доля группы в общей добыче соответствует содержащимся запасам — 8 % от добычи по всем месторождениям, причем это справедливо как для накопленных значений, так и для текущих значений добычи.
Четвертая группа включает девяносто семь эксплуатационных объектов. Доля начальных запасов приходящихся на группу составляет: 17 % геологических и 19 % извлекаемых запасов. В текущих геологических запасах доля группы не изменилась, а в текущих извлекаемых доля группы выросла и достигла 24 %. Наибольшее количество начальных и текущих геологических запасов приурочено к залежам кизеловского горизонта
Туймазинского месторождения и соответственно равны 15,8 и 11,9%. Наибольший вклад в начальные (24,3 %) и текущие (29,1 %) извлекаемые запасы группы вносят залежи фаменского яруса Шкаповского месторождения.
Доля группы в добыче несколько ниже, чем уровень их запасов и составляет 18 % накопленной, 19 % текущей добычи (рис. 2.5, 2.6). Наиболее выработанные залежи верейского горизонта Шелкановского месторождения. Коэффициент использования запасов достиг 99,99 %. Обводненность добываемой продукции 98,7 %.
В пятую группу вошло тридцать восемь эксплуатационных объектов. К этой группе объектов приурочено около 10% начальных геологических и 14 % начальных извлекаемых запасов. В текущих запасах доля группы снижается до 8 % в геологических и до 7 % в извлекаемых запасах. Основная доля запасов (57,2 % геологических и 69,6 % извлекаемых) приходится на залежи заволжского горизонта Туймазинского месторождения.
Доля в накопленной добыче нефти на пятую группу эксплуатационных объектов приходится 16 % добычи по всем месторождениям. В текущей добыче доля снизилась до 3 %, что говорит о снижении эффективности применяемых систем разработки.
Направления повышения промышленной безопасности объектов нефтедобычи Башкортостана
Для обеспечения достаточного уровня промышленной безопасности, при эксплуатации опасных производственных объектов выполняются следующие требования нормативных документов: - наличие лицензии на деятельность по эксплуатации нефтегазодобывающих производств; - укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями; - допуск к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе; - обеспечение проведения подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности; - наличие на опасном производственном объекте нормативных правовых актов и нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте; - организация и осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности; - обеспечение наличия и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями; - обеспечение проведения экспертизы промышленной безопасности объектов, а также проведение диагностирования, испытаний, освидетельствований сооружений и технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах нефтедобычи, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию органов Ростехнадзора; - предотвращение проникновения на опасный производственный объект посторонних лиц; - обеспечение выполнения требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ; - разработка декларации промышленной безопасности; - идентификация опасных производственных объектов с целью отнесения объекта в составе организации к категории опасного производственного объекта и определение его типа в соответствии с требованиями [63]; - регистрация опасных производственных объектов в государственном реестре; - наличие договора страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта; - приостановка эксплуатации опасного производственного объекта самостоятельно или по предписанию органов Ростехнадзора в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте, а также в случае обнаружения вновь открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную безопасность; - участие в техническом расследовании причин аварии на опасном производственном объекте, принятие мер по устранению указанных причин и профилактике подобных аварий; - анализ причин возникновения инцидента на опасном производственном объекте, принятие мер по устранению указанных причин и профилактике подобных инцидентов; - принятие мер по защите жизни и здоровья работников в случае аварии на опасном производственном объекте; - ведение учета аварий и инцидентов на опасном производственном объекте; - планирование и осуществление мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте; - наличие договора на обслуживание с профессиональными аварийно -спасательными службами или с профессиональными аварийно -спасательными формированиями.
Условия безопасной эксплуатации опасных производственных объектов зависят от многих причин, среди которых можно выделить основные: квалифицированное проектирование; рациональный выбор оборудования; подготовка и аттестация персонала в области промышленной безопасности; эффективность систем управления и производственного контроля за эксплуатацией опасных производственных объектов.
Вышеуказанные условия безопасной эксплуатации опасных производственных объектов при разработке нефтяных и газовых месторождений на территории Республики Башкортостан выполняются в соответствии с требованиями норм и правил промышленной безопасности:
1. При проектировании опасных производственных объектов обеспечивается контроль качества проектной документации и авторский надзор за соблюдением проектных решений в процессе строительства опасных производственных объектов. В соответствующих разделах проектной документации на всех этапах проектирования учитываются требования и предусматрива-ются мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, предупреждению аварий и локализации их последствий с необходимыми обоснованиями и расчетами.
Похожие диссертации на Оптимизация процессов выработки остаточных запасов нефти и обеспечение безопасности нефтегазового комплекса Республики Башкортостан
