Билеты по поддержанию пластова давления пят разряда. Поддержание пластового давления (ППД) на нефтяных залежах. Согласование программ обучения по железной дороге
ИА сайт.
1.1. Принципиальная схема системы ППД
Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.
Система ППД должна обеспечивать:
Необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
Подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
Проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;
Герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;
Возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)
Систему нагнетательных скважин;
Систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
Станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
Рис.1.1.1. Принципиальная схема системы ППД
1.2. Система трубопроводов ППД
К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:
Нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);
Водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);
Водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);
Внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).
Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.
Технологии сбора и транспорта продукции
Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:
По водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));
По водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;
Из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.
Рис.1.2.1. Кольцевая (а) и лучевая (б) водораспределительные системы 1 водоочистная станция; 2 магистральный водовод; 3 водовод высокого давления; 4 нагнетательная линия; 5 колодец; 6 нагнетательные скважины; 7 подводящие водоводы; 8 подземные резервуары чистой воды; 9 кустовая насосная станция; 10 перемычка
Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
Основные технологические параметры
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:
Безопасную и надежную эксплуатацию;
Промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;
Производство монтажных и ремонтных работ;
Возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
Защиту от коррозии, молний и статического электричества;
Предотвращение образования гидратных и других пробок.
Таблица 1.2.1
Рабочее давление в трубопроводах системы ППД
1.3. Напорные трубы
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 46) приведены в табл. 1.3.1. Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое давление не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле
Р = 20 δ ơ/ d (1.3.1)
где Р гидравлическое давление в МПа; δ минимальная толщина стенки в мм.; ơ допускаемое напряжение, принимаемое равным 35% предела прочности, в кг/мм 2 ; d внутренний диаметр трубы, в мм.
Графитовые смазки для резьбовых соединений труб
Для смазывания резьбовых соединений труб применяют графитовые смазки следующих составов:
1) 5 массовых частей машинного масла, 1 массовая часть графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного состояния);
2) 50…60 % графитового порошка, 5% технического жира, 1,5 % каустической соды крепостью 32 градусов Ве, 33,5 43,5 % машинного масла (все составляющие части берутся в процентах к общей массе);
3) 24% солидола, 36% графита, 8% известкового молока, 2% канифоли (все составные части берутся в процентах к общей массе).
Таблица 1.3.1
Размеры и масса нефтепроводных труб
1.4. Насосные станции и установки для закачки воды
Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных агрегатах (рис. 1.4.1).
Рис.1.4.1 Установка погружного центробежного электронасоса а для подачи пластовых вод: 1 погружной электродвигатель; 2 - погружной насос; 3 - оборудование устья скважины; 4 - силовой кабель; 5 - комплексное оборудование; 6 - трансформатор; б - для закачки воды: 1 - шурф; 2 - разводящий водовод; 3 - электронасосный погружной аппарат; 4 - контрольно-измерительные приборы; 5 - нагнетательный водовод; 6 - комплексное устройство; 7 - трансформатор
К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов 1 2 3 5 6 4 7 6 5 4 3 2 1 а б ЦНС-180 и ЦНС-500. Состав БКНС в зависимости от числа насосов приведен в табл.1.4.1.
Описание конструкции и принцип действия БКНС
Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа ступеней, приведены в табл.1.4.1. Насосный блок включает электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную установку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.
На типовой технологической схеме БКНС (рис. 1.4.2) цифрами обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные, вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 - щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электро- магнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 - диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок; V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII - резервуар сточных вод.
В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия.
Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403.
Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.
Рис. 1.4.2 - Типовая технологическая схема БКНС
Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.
Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки.
Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины.
Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
Система водяного охлаждения предусматривает:
Охлаждение масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата НБ;
Охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050;
Подачу воды для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ.
Из резервуара сточная вода периодически перекачивается основными насосами БД ЦНСК-60/254 на вход насосов ЦНС-180.
В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ.
В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА (давление на выкупе насосов выше 10 МПа).
В НБ установлены:
Насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС-180 и электродвигателя;
Маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;
Трубопроводы и арматура технологической воды;
Трубопроводы и арматура системы охлаждения;
Трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;
Дренажные трубопроводы;
Кнопочный пост управления маслоустановкой,
Кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;
Короба и трубы электропроводки,
Аварийная кнопка;
Манометровая колонка;
Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока.
Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную производительность 180 м 3 /ч при расчетном (номинальном) давлении на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180 м 3 /ч при плотности воды равной 1000-1001кг/м 3 .
Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр.
Для привода насоса используются электродвигатели двух типов - синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала.
Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м 3 , шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью 2,1 м 3 /ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и системы трубопроводов с запорной арматурой.
На всасывающем трубопроводе технологической воды установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На напорном трубопроводе установлены обратный клапан и электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха.
Трубопроводы системы охлаждения предназначены для подвода охлаждающей воды к маслоохладителю и воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых уплотнений насоса при падении давления а приемном патрубке насоса ниже 0,1 МПа.
При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из камеры гидропяты насоса производится во всасывающий трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в дренажный бак, установленный в БД.
Местный контроль технологических и эксплуатационных параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД.
После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05...0,1 МПа начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.
В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов насосный агрегат с рамой устанавливается на резино-металлические амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава.
При работе станции за счет амортизаторов и упругих компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача вибрации от насосного агрегата трубопроводам, несущим конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также уменьшается передача шума.
В БД установлены:
2 насосных агрегата с насосами ЦНСК-60/264;
Дренажный бак;
2 самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;
4 блока печей ПЭТ-4;
Защитные короба электропроводки;
Трубопроводы и арматура технологической воды.
Насосы 1СЦ8-1,5М предназначены для откачки воды из дренажного бака в резервуар сточных вод. Насосы типа ЦНСК-60/264 служат для откачки воды из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод НБ.
1 насос является резервным. Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть типов блока напорной гребенки в зависимости от количества водоводов и типа устройства измерения расхода воды.
В БГ установлены:
Блок трубопроводов;
Устройство измерения расхода;
Площадка обслуживания;
Элементы вентиляции и отопления,
Шкаф управления;
Кнопочный пост управления вентиляцией.
Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение расхода технологической воды осуществляется регулирующими вентилями, установленными на напорном коллекторе.
В зависимости от количества водоводов блоки напорных гребенок подразделяются на 8-, 5- и 4-водоводные. 5- и 4-водоводные блоки напорной гребенки могут поставляться отдельно от станции. По типу устройства измерения расхода воды блоки гребень поставляются с: сужающим устройством в комплекте со щитом дифманометров; аппаратурой Электрон-2М; датчиком расхода ДРК 1-100-50-5.
При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК 1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены 3 маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой панели.
В таблице 1.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС¥100; БКНС¥150, БКНС¥200; БКНС¥500.
Центробежные насосы секционные типа ЦНС
Насосы типа ЦНС - центробежные насосы секционные: Г - для перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла - 2-60 о С), М - для перекачивания масла, УН - для перекачивания утечек нефти, после цифр указывается климатическое исполнение и категория размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов - не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного секционного насоса (ЦНС) приведен на рис. 1.4.3.
В табл. 1.4.4 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60 м 3 /час. В табл. 1.4.5 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час.
Агрегаты ЦНС 300-120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кг/м 3 , содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа.
Рисунок 1.4.3. - Общий вид центробежного секционного насоса
Таблица 10.4.1
Состав блоков БКНС
* С замкнутым циклом вентиляции.
** В комплект заводской поставки не входят.
Продолжение табл.
Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и 60 м 3 /час
Таблица 10.4. 5
Технические характеристики ЦНС производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час
Продолжение табл.
10.4. 5 Технические характеристики ЦНС производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час
10.5. Резервуары отстойники
На объектах сбора и подготовки нефти для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют различные типы сооружений, установок и аппаратов, скомпонованных по разным технологическим схемам. Основное оборудование этих установок и параметры сточных вод после очистки и подготовки приведены в табл. 10.5.1 и 10.5.2.
Таблица 10.5.1
Основное оборудование для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод
10.6. Оборудование нагнетательных скважин
Оборудование нагнетательных скважин включает:
Наземное оборудование:
Нагнетательная арматура;
Обвязка устья скважины.
Подземное оборудование:
Насосно-компрессорные трубы;
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента.
Арматура предназначе- на для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры - трубная головка и елка.
Трубная головка пред- назначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.
Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.
Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл. 10.6.1.
Рис. 10.6.1. - Конструкция нагнетательной скважины
Таблица 10.6.1
Технические характеристики устьевой арматуры нагнетательных скважин
Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис.10.6.1).
К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:
1. оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания;
2. нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;
3. для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
Принцип работы нагнетательной скважины
Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12).
Рис. 10.6.2 - Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой скважины 1 - быстросборное соединение; 2 - вентиль с манометром; 3 - центральная задвижка; 4 - тройник; 5 - штуцер; 6 -фланец; 7 - трубная обвязка; 8 - трубная задвижка; 9 - вентиль для замера Ру; 10 - затрубная задвижка; 11 - секущая задвижка; 12 - вентиль для замера рабочего (линейного)
Обслуживание нагнетательных скважин
Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно.
При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:
Рабочее (линейное) и устьевое давление;
Работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;
Состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;
Состояние защитных устройств;
Состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха.
Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин. Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту.
Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:
Проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
Подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
Подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
Закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.
Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин
Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия.
Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента.
Вывод на режим осуществляется следующим образом:
Оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;
После стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся в соответствие с режимными показателями.
Скважина считается выведенной на режим, если 3 замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки.
В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек.
Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.
Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается предприятием в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово- геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.
(наименование)
(наименование)
Отнесение к видам экономической деятельности:
II. Описание трудовых функций, входящих в профессиональный стандарт (функциональная карта вида профессиональной деятельности)
|
Обобщенные трудовые функции |
Трудовые функции |
||||
|
наименование |
уровень квалификации |
наименование |
(подуровень) квалификации |
||
|
Обслуживание оборудования системы поддержания пластового давления |
Эксплуатация контрольно-измерительных приборов системы поддержания пластового давления |
||||
|
Техническое обслуживание оборудования системы поддержания пластового давления |
|||||
|
Подготовка к подземному ремонту скважин системы поддержания пластового давления |
|||||
|
технологического процесса поддержания пластового давления при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата |
Обслуживание системы поддержания пластового давления, трубопроводов системы поддержания пластового давления |
||||
|
Руководство работой операторов по поддержанию пластового давления более низкой квалификации |
|||||
III. Характеристика обобщенных трудовых функций
3.1. Обобщенная трудовая функция
|
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
|||||
|
Код оригинала |
|
Требования к образованию и обучению |
Основные программы профессионального обучения - программы профессиональной подготовки по профессиям рабочих, программы переподготовки рабочих, программы повышения квалификации рабочих с выдачей свидетельства (удостоверения) "Оператор по поддержанию пластового давления" |
|
Требования к опыту практической работы |
|
|
порядке , установленном законодательством Российской Федерации*(3) Минимальный возраст приема на работу - 18 лет*(4) |
|
|
Другие характеристики |
Дополнительные характеристики
|
Наименование документа |
Наименование базовой группы, должности (профессии) или специальности |
|
|
Горнорабочие и рабочие других профессий по добыче полезных ископаемых подземным и открытым способами |
||
|
Бурильщики скважин и колодцев и родственные профессии |
||
|
Оператор по поддержанию пластового давления 3-го разряда |
||
|
Оператор по поддержанию пластового давления 4-го разряда |
||
3.1.1. Трудовая функция
|
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
|||||
|
Код оригинала |
Регистрационный номер профессионального стандарта |
|
Трудовые действия |
Проверка исправности приборов по внешнему виду и целостности пломб (при их наличии) |
|
Подготовка приборов перед замером параметров технологического процесса поддержания пластового давления |
|
|
Регистрация показаний приборов и передача результатов замеров в центральную инженерно-технологическую службу (ЦИТС) |
|
|
Учет сроков поверки контрольно-измерительных приборов и осуществление записей в регистрационном журнале |
|
|
Необходимые умения |
Оценивать техническое состояние приборов |
|
Подбирать контрольно-измерительные приборы |
|
|
Производить монтаж, демонтаж контрольно-измерительных приборов |
|
|
Снимать показания контрольно-измерительных приборов и станции управления электрооборудованием, входящих в систему поддержания пластового давления |
|
|
Необходимые знания |
Устройство и принцип работы контрольно-измерительных приборов системы поддержания пластового давления |
|
Инструкция по проведению замеров контрольно-измерительными приборами в системе поддержания пластового давления |
|
|
Правила ведения документации по учету технического состояния оборудования по замерам параметров технологического процесса поддержания пластового давления |
|
|
Технические характеристики оборудования (штуцеров, манометров, лубрикаторов, блока гребенки, задвижек, водоводов, расходомеров) |
|
|
Другие характеристики |
3.1.2. Трудовая функция
|
Происхождение трудовой функции |
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
||||
|
Код оригинала |
Регистрационный номер профессионального стандарта |
|
Трудовые действия |
Проверка исправности оборудования системы поддержания пластового давления |
|
Ремонт совместно с ремонтными службами устьевого оборудования нагнетательных скважин, водораспределительных гребенок |
|
|
Установка, смена и ревизия штуцеров для регулировки подачи рабочего агента в скважину |
|
|
Локализация и ликвидация аварий и инцидентов на линейных магистральных водоводах совместно с аварийно-спасательными службами |
|
|
Контроль материально-технического состояния промысловой площадки, закрепленной за оператором по поддержанию пластового давления |
|
|
Отбор проб в нагнетательных линиях низкого давления системы поддержания пластового давления |
|
|
Передача проб в лабораторию химического анализа |
|
|
Работа со спецтехникой: монтажные и демонтажные работы быстросъемных соединений напорных трубопроводов |
|
|
Обработка нагнетательных скважин и напорных трубопроводов при помощи спецтехники |
|
|
Поддержание дренажных емкостей в рабочем состоянии |
|
|
Необходимые умения |
|
|
Производить монтаж, демонтаж штуцеров |
|
|
Регулировать подачу и давление нагнетаемого агента при помощи штуцера |
|
|
Вести техническую, регистрационную документацию |
|
|
Подготавливать емкости для отбора проб в нагнетательных линиях низкого давления системы поддержания пластового давления |
|
|
Закрывать, открывать задвижку системы поддержания пластового давления в случае инцидента, аварии |
|
|
Производить монтаж, демонтаж быстроразъемных соединений напорных трубопроводов спецтехники |
|
|
Обрабатывать нагнетательные скважины и напорные трубопроводы при помощи спецтехники |
|
|
Необходимые знания |
|
|
Схемы подключения водоводов системы поддержания пластового давления |
|
|
Методы отбора проб в нагнетательных линиях низкого давления системы поддержания пластового давления |
|
|
Способы транспортировки проб системы поддержания пластового давления |
|
|
Технологический режим работы скважин системы поддержания пластового давления |
|
|
Требования охраны труда, промышленной и экологической безопасности |
|
|
Способы регулировки подачи и давления нагнетаемого агента |
|
|
Назначение, устройство и правила эксплуатации спецтехники |
|
|
Способы обработки нагнетательных скважин и напорных трубопроводов |
|
|
Нормы и требования промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности |
|
|
Другие характеристики |
3.1.3. Трудовая функция
|
Происхождение трудовой функции |
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
||||
|
Код оригинала |
Регистрационный номер профессионального стандарта |
|
Трудовые действия |
Подготовка устьевой площадки для установки подъемного агрегата для подземного ремонта скважин |
|
|
Отключение скважины от системы поддержания пластового давления |
||
|
Частичный демонтаж, монтаж элементов скважины |
||
|
Пусконаладочные работы для включения скважины в систему поддержания пластового давления |
||
|
Регистрация трудовых действий и передача результатов в ЦИТС |
||
|
Необходимые умения |
Подбирать специализированные устройства для подготовки к подземному ремонту скважины системы поддержания пластового давления |
|
|
Подбирать инструменты для монтажа, демонтажа элементов скважины |
||
|
Отключать скважину от линии водовода высокого давления |
||
|
Стравливать давления в атмосферу при помощи специализированных устройств |
||
|
Закрывать, открывать задвижки скважины для отключения, подключения к системе поддержания пластового давления |
||
|
Вести регистрационную документацию |
||
|
Необходимые знания |
Назначение и принцип действия оборудования для ремонта скважины системы поддержания пластового давления |
|
|
Правила технической эксплуатации оборудования для ремонта скважины системы поддержания пластового давления |
||
|
Технология ремонта оборудования скважины системы поддержания пластового давления |
||
|
Регламенты системы поддержания пластового давления |
||
|
Назначение, принцип действия инструментов и специализированных устройств для ремонта скважины системы поддержания пластового давления |
||
|
Технологический регламент на проведение ремонтных работ скважины системы поддержания пластового давления |
||
|
Нормы и требования промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности |
||
|
Другие характеристики |
||
3.2. Обобщенная трудовая функция
|
Происхождение обобщенной трудовой функции |
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
||||
|
Код оригинала |
Регистрационный номер профессионального стандарта |
|
Требования к образованию и обучению |
Среднее профессиональное образование - программы подготовки квалифицированных рабочих Профессиональное обучение - программы профессиональной подготовки по профессиям рабочих, программы переподготовки рабочих, программы повышения квалификации рабочих с выдачей свидетельства (удостоверения) "Оператор по поддержанию пластового давления" |
|
Требования к опыту практической работы |
Не менее одного года |
|
Особые условия допуска к работе |
Прохождение обязательных предварительных (при поступлении на работу) и периодических медицинских осмотров (обследований), а также внеочередных медицинских осмотров (обследований) в порядке , установленном законодательством Российской Федерации Минимальный возраст приема на работу - 18 лет |
|
Другие характеристики |
Дополнительные характеристики
|
Наименование документа |
Наименование базовой группы, должности (профессии) или специальности |
|
|
Горнорабочие и рабочие других профессий по добыче полезных ископаемых подземным и открытым способами |
||
|
Бурильщики скважин и колодцев и родственные профессии |
||
|
Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда |
||
|
Оператор по поддержанию пластового давления и химической обработке скважин |
||
|
Бурение нефтяных и газовых скважин |
3.2.1. Трудовая функция
|
Происхождение трудовой функции |
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
||||
|
Код оригинала |
Регистрационный номер профессионального стандарта |
|
Трудовые действия |
Контроль исправности оборудования системы поддержания пластового давления |
|
Проверка состояния коррозионной защиты трубопроводов в соответствии с технологическим регламентом |
|
|
Подготовка предложений для оформления заявок на ремонт или замену неисправного оборудования системы поддержания пластового давления |
|
|
Осуществление замеров давления на манифольдном патрубке, на устьевой арматуре и в трубопроводной системе поддержания пластового давления |
|
|
Осуществление замера приемистости нагнетательной скважины |
|
|
Регулирование закачки агентов в систему поддержания пластового давления |
|
|
Контроль режима работы нагнетательных скважин и распределительных устройств в соответствии с технологическим регламентом |
|
|
Необходимые умения |
Идентифицировать неисправности оборудования системы поддержания пластового давления |
|
Определять коррозионное состояние трубопроводов системы поддержания пластового давления |
|
|
Подбирать режимы эксплуатации наземного промыслового оборудования |
|
|
Производить техническое обслуживание наземного промыслового оборудования нагнетательных скважин |
|
|
Отбирать пробы из нагнетательных скважин и водоводов |
|
|
Оформлять соответствующую техническую документацию |
|
|
Вести учет накопленной закачки рабочего агента в нагнетательную скважину |
|
|
Обеспечивать работоспособное состояния запорной арматуры на устьевой арматуре и манифольдном патрубке нагнетательной скважины |
|
|
Необходимые знания |
Методы освоения нагнетательных скважин |
|
Методы поддержания пластового давления |
|
|
Назначение, устройство и правила эксплуатации оборудования системы поддержания пластового давления |
|
|
Правила отбора проб в нагнетательных линиях низкого давления системы поддержания пластового давления |
|
|
Основные требования к качеству закачиваемого в пласты рабочего агента (воды, газа и воздуха) |
|
|
Схемы подключения трубопроводов и водоводов системы поддержания пластового давления |
|
|
Правила оформления регистрационной документации системы поддержания пластового давления |
|
|
Правила эксплуатации промысловых трубопроводов |
|
|
Нормативные требования, предъявляемые к материалам, конструкции и технологии строительства промысловых трубопроводов системы поддержания пластового давления |
|
|
Нормы и требования промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности |
|
|
Другие характеристики |
3.2.2. Трудовая функция
|
Происхождение трудовой функции |
Оригинал |
Заимствовано из оригинала |
||||
|
Код оригинала |
Регистрационный номер профессионального стандарта |
|
Трудовые действия |
Планирование и координация работы операторов более низкой квалификации с учетом текущих задач по ведению технологического процесса поддержания пластового давления и по производственной необходимости |
||
|
Контроль выполнения операторами по поддержанию пластового давления поставленных производственных задач |
|||
|
Показ безопасных приемов при выполнении технологических операций по поддержанию пластового давления |
|||
|
Отработка действий по плану ликвидации осложнений и аварий |
|||
|
Необходимые умения |
Расставлять операторов по рабочим местам в соответствии с производственными условиями |
||
|
Формулировать производственные задачи с учетом производственной ситуации и планов работ |
|||
|
Осуществлять функции наставника при отработке действий по ликвидации аварийных ситуаций и применению индивидуальных средств защиты |
|||
|
Необходимые знания |
Функции и должностные обязанности операторов системы поддержания пластового давления |
||
|
Основы оперативного руководства в коллективе |
|||
|
Основы организации эффективного взаимодействия и деловых коммуникаций в коллективе |
|||
|
Нормы и требования промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности |
|||
|
Другие характеристики |
Некоммерческое партнерство "Развития инноваций топливно-энергетического комплекса "Национальный институт нефти и газа", город Москва |
||
|
ОАО "ЛУКОЙЛ", город Москва |
|||
|
ОАО "НК "Роснефть", город Москва |
|||
|
ОАО "Ритэк", город Москва |
|||
|
ОАО "Саратовнефтегаз", город Саратов |
|||
|
ОАО АНК "Башнефть", город Москва |
|||
|
ОАО НК "РуссНефть", город Москва |
|||
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", город Когалым, Ханты-Мансийский автономный округ |
|||
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть", город Калининград |
|||
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", город Усинск, Республика Коми |
|||
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", город Астрахань |
|||
|
ФГБОУ ВПО "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина", город Москва |
|||
Работа вахтой на севере: самые актуальные вакансии
Самые востребованные и популярные вакансии на угле- и нефтедобывающих предприятиях. Также хорошо оплачиваемую работу предлагают компании, занимающиеся добычей алмазов и золота. Предприятия северных регионов РФ дают работу инженерам-нефтянникам, бурильщикам, водителям дорожной и с/х техники, геологам и механикам. Это перечень наиболее востребованных профессий в северной части России. Если у вас есть специальное образование и вас интересует работа вахтой без опыта, вы гарантированно сможете найти вакансию, которая подойдет по всем критериям. Одной из перспективных и развивающихся отраслей в северном регионе является строительство, особенно строительство и реконструкция автомобильных дорог. Работа на Севере от прямых работодателей дает гарантии стабильного заработка и полной занятости. Россияне и украинцы могут рассчитывать здесь на высокие доходы.Самые востребованные профессии на севере
Особенно популярны профессии водителей, бульдозеристов и разнорабочих. Часто на такую работу устраиваются жители стран СНГ. Для них работа вахтой на Севере - это возможность иметь европейский уровень зарплаты, при этом в знакомой среде с привычным менталитетом. Люди, которые приезжают в северную часть России имеют возможность получить полезный опыт, развить свои профессиональные навыки и способности, а также получить соответствующее вознаграждение за работу. Для белорусов и украинцев работа вахтой в России имеет еще одно преимущество – отсутствие языкового барьера, который существует в Европе или США. Приезжие чувствуют себя как дома, потому что им не приходится привыкать к традициям, кухне и прочее.Работа вахтовым методом на севере для женщин
Среди большого числа достоинств работы вахтовым методом на Севере, человек, который собирается приехать сюда на заработки, должен понимать о непростых условиях работы. Обычно здесь могут работать крепкие и здоровые люди, как правило, мужчины. Но есть здесь и женские специальности, которые пользуются спросом и хорошо оплачиваются. Это врач, повар, прачка, продавец и все те профессии, которые обеспечивают нормальные условия пребывания. Работу вахтой на севере можно найти на нашем сайте, каждый день мы публикуем достоверную информацию и размещаем только свежие вакансии от прямых работодателей. Регулярное обновление нашей базы вакансий позволит вам выбрать подходящую работу по интересующей специальности. Мы размещаем полную информацию о предприятии и условиях работы, чтобы максимально точно проинформировать потенциального работника.Данная должностная инструкция переведена автоматически. Обратите внимание, автоматический перевод не дает 100% точности, поэтому в тексте могут быть незначительные ошибки перевода.
Предисловие к должностной инструкции
0.1. Документ вступает в силу с момента утверждения.
0.2. Разработчик документа: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.
0.3. Документ согласован: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.
0.4. Периодическая проверка данного документа производится с интервалом, не превышающим 3 года.
1. Общие положения
1.1. Должность "Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда" относится к категории "Рабочие".
1.2. Квалификационные требования - профессионально-техническое образование. Повышение квалификации. Стаж работы по профессии оператор по поддержанию пластового давления 4 разряда - не менее 1 года.
1.3. Знает и применяет в деятельности:
- характеристика разрабатываемого месторождения, системы воздействия на нефтяную залежь, назначение и строение подземного и наземного оборудования, схему обвязки насосной станции, распределительных устройств, нагнетательных скважин;
- виды текущего и капитального ремонта нагнетательных скважин;
- методы увеличения приемистости скважин;
- освоение и исследование нагнетательных скважин;
- назначение, устройство, правила эксплуатации систем автоматики, телемеханики, программных приборов.
1.4. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда назначается на должность и освобождается от должности приказом по организации (предприятию/учреждению).
1.5. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда подчиняется непосредственно _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ .
1.6. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда руководит работой _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ .
1.7. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда во время отсутствия, замещается лицом, назначенным в установленном порядке, которое приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее выполнение возложенных на него обязанностей.
2. Характеристика работ, задачи и должностные обязанности
2.1. Обслуживает нагнетательные скважины с рабочим давлением 12,5 МПа (125 кгс/кв.см) и больше и объемом закачки воды свыше 7200 куб.м/сутки, распределительных приборов и водоводов.
2.2. Ведет все необходимые работы по восстановлению и поддержанию приемистости нагнетательных скважин.
2.3. Выполняет контрольно-измерительные и наладочные работы в пунктах учета закачки.
2.4. Контролирует работу средств защиты трубопроводов и оборудования скважин от коррозии.
2.5. Участвует в работах по подготовке нагнетательных скважин к капитальному и текущему ремонту.
2.6. Принимает нагнетательные скважины с ремонта, осваивает и пускает их в эксплуатацию.
2.7. Контролирует работу средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов.
2.8. Контролирует ведение вахтенного журнала и первичной документации по учету закачки рабочего агента.
2.9. Руководит работой вахты.
2.10. Знает, понимает и применяет действующие нормативные документы, касающиеся его деятельности.
2.11. Знает и выполняет требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ.
3. Права
3.1. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право предпринимать действия для предотвращения и устранения случаев любых нарушений или несоответствий.
3.2. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право получать все предусмотренные законодательством социальные гарантии.
3.3. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право требовать оказание содействия в исполнении своих должностных обязанностей и осуществлении прав.
3.4. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право требовать создание организационно-технических условий, необходимых для исполнения должностных обязанностей и предоставление необходимого оборудования и инвентаря.
3.5. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право знакомиться с проектами документов, касающимися его деятельности.
3.6. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право запрашивать и получать документы, материалы и информацию, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей и распоряжений руководства.
3.7. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право повышать свою профессиональную квалификацию.
3.8. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право сообщать обо всех выявленных в процессе своей деятельности нарушениях и несоответствиях и вносить предложения по их устранению.
3.9. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда имеет право ознакамливаться с документами, определяющими права и обязанности по занимаемой должности, критерии оценки качества исполнения должностных обязанностей.
4. Ответственность
4.1. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за невыполнение или несвоевременное выполнение возложенных настоящей должностной инструкцией обязанностей и (или) неиспользование предоставленных прав.
4.2. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за несоблюдение правил внутреннего трудового распорядка, охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты.
4.3. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за разглашение информации об организации (предприятии/учреждении), относящейся к коммерческой тайне.
4.4. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение требований внутренних нормативных документов организации (предприятия/учреждения) и законных распоряжений руководства.
4.5. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за правонарушения, совершенные в процессе своей деятельности, в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.
4.6. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за причинение материального ущерба организации (предприятию/учреждению) в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.
4.7. Оператор по поддержанию пластового давления 5-го разряда несет ответственность за неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.
19.02.2020 Александр Хуршудов
Спасибо, Константин Любнардович! Мне тоже кажется, что пришла пора отойти в сторону от политики и заняться настоящим нефтяным делом.....
18.02.2020 НИКУЛЬШИНА НАТАЛЬЯ ДЬВОВНА ГЕОЛОГ МОСКВА
Уважаемые организаторы, хочу напомнить, что в этом году 21 июня, юбилей открытия первой промышленной нефти в Шаиме. Первооткрыватели,это Ровнин,Эрвье,Шалавин,Урусов, и другие интересные люди. Хочу отметить, что Салманов к этому открытию НИКАКОГО, даже косвенного отношения не имеет.Мой тел. 89032705910. Могу выслать доументальный фильм 1964 года. Путь к первой нефти. Свердлрвская киностудия. На пленках нет, но в интернете найти можно.У меня еще есть фильм Главный геолог. Его по ЮГРА ТВ показывали.
18.02.2020 Синица Владислав Владимирович, конструктор-изобретатель
Слова-то красивые и правильные, а вот где дела? Только я знаю, как проводить донные сейсмические исследования на шельфе роботизированным способом; только моя конструкция автоматизированной донной установки может бурить скважины без людей (подробнее - в ЖЖ Aviagr). Сотни других изобретений - и все не востребованы ВИНКАМи, которые тратят деньги на "инструкции по поеданию колбасы" - т.н. "цифровизацию". Но цифрами, словно словом Божьим, скважину не пробурить, нефть не выкачать, от воды и мехпримесей не освободить - нужно ЖЕЛЕЗО! Работоспособное, надежное и недорогое. Словоблудием делу не поможешь...
14.02.2020 Радаева нина Эдуардовна 64 года
Меня возмущает, что убраны сетки для сортировки пластика. Очевидно г. Моор очень волнуется за свою должность и боится связываться с владельцами завода(который бездействует). А наши суды все поют в дуду руководителей облости.
Лично для меня нетрудно сортировать мусор. Даже была какая-то гордость, что Тюмень начала приближаться к цивилизованным странам.
Представляться на этом сайте, полагаю, мне не нужно.
Я полностью солидарен с Олегом Александровичем Анисимовым.
От себя лишь добавлю, а какого сообщения ещё можно было ожидать от директора "ЦЕНТРА Экологических ИНВЕСТИЦИЙ" - только такого: "...будет огромный ущерб, и потребуются огромные инвестиции в экологию...".
31.12.2019 Гоппе Любовь Ивановна 1955 г.р.
Уважаемый Владимир Александрович, сердечно поздравляю Вас и Вашу замечательную семью с Новым Годом! Счастья Вам на все года! Так назначено судьбой, все сомнения - долой! "Радуйтесь за всё подряд!" - Мудрецы так говорят. Прошу Вас, дорогой Владимир Александрович, позвонить мне, как будет возможность. Мой телефон 8-913-800-95-98.
29.12.2019 Поцелуев Алексей Валерьевич, 31.
Очень полезная статья, спасибо. Наполнена смыслом и заслуживает внимания! Очень правильный вывод отражает действительность.
28.12.2019 Ампилов Юрий Петрович
Месторождение им. Динкова «обособилось» от открытого 30 лет назад Русановского, ранее считавшееся единым. Суммарные Запасы оказались меньше, чем ранее в едином Русановском. Нярмейское тоже немного разочаровало. Здесь ждали не менее 150. То же и со многими другими открытиями
24.12.2019 Потапов Виктор
Автор ну очень осторожен в своем анализе российской действительности по отношению к Парижскому соглашению.
Подобных групп в России не 4 а значительно больше. Одной из главной среди них это "Газпром" и другие нефтегазовые компании. Наряду с перечисленными в статье, все эти группы с "открытыми клювами" ждут внешних "углеродных кредитов" по статье 6 Парижского соглашения, как это было и в рамках 6 статьи Киотского протокола. Все эти группы вкусили офшорного участия в серой схеме продажи российских прав на выбросы (в отсутствии закона о порядке оборота этих прав на территории России) на общую сумму свыше 2,5 млрд. долларов США. Но если в рамках Киотского протокола у России было право вето о вступлении его в силу, позволяющее его продать, то в рамках Парижского соглашения (ПС) таких возможностей у России нет. Мало того, развивающиеся страны, во том числе Китай, Индия, Бразилия просто не дадут России зарабатывать на её участии в ПС, что и подтверждают результаты прошедшей 25 Конференции Сторон РКИК в Мадриде.
Исключение составят Газпром и Росэнергоатом, которые экспортируя свою продукцию в другие страны могут зарабатывать за счет наличия в этих странах углеродных налогов. Но, как представляется, этих доходов бюджет и экономика России не увидят, как это было с участием дочек Газпрома на "углеродном рынке" стран ЕС и других стран...
