Отключение отдельных обводненных интервалов пористого пласта.

Этот вид РИР недостаточно изучен и наиболее сложен в аспекте обоснования целесообразности осуществления в конкретной скважине, выбора тампонирующих материалов и требуемых объемов нагнетания. И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный и другие показали, что такие работы эффективны при четком разделении разреза на пропластки, обособленные друг от друга на участке дренирования скважины. Обособленные обводненные пропластки можно отключить как обводненные пласты.

В пластах, характеризующихся по геофизическим данным как монолитные, принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов обосновывается возможным наличием в разрезе непроницаемых прослоев. Эти прослои не выделяются геофизическими методами исследования, хотя могут создавать условия для надежной изоляции обводненных пропластков.

Естественно, в условиях такой неопределенности должны применяться методы селективной изоляции. На практике нашли применение селективные и неселективные методы. Причем последние нередко осуществляют по схеме селективной изоляции, предусматривающей закачку изоляционного реагента по всей толщине продуктивного пласта и в случае необходимости (например, при образовании стакана из смолы ТСД-9) последующее вскрытие его в прежних интервалах (разбуривание стакана и перфорация).

При полном закупоривании каналов нефтерастворимым селективным материалом проницаемость не восстанавливается. Методы селективной изоляции, основанные на смешении двух, или нескольких реагентов, или реагента с пластовой водой, как показал В. А. Блажевич, только частично ограничивают приток воды, так как получаемый объем закупоривающего осадка недостаточен или мгновенное образование осадка на контакте растворов затрудняет их перемешивание.

В случае неоднородного, слоистого строения пластов в первую очередь вырабатываются, а следовательно, и обводняются наиболее проницаемые пропластки. Они же прежде всего должны поглощать закачиваемую жидкость, в том числе и изоляционную. Распределение потоков в нефте- и водонасыщенные интервалы определяется соотношениями проницаемостей пропластков и вязкостей нефти и воды, а также вязкостью изоляционного реагента. Поэтому различные реагенты с учетом этих и других условий показали себя по-разному на конкретных месторождениях. Наиболее предпочтительны гидрогели (типа ВУС на основе ПАА и гипана, силиката натрия), твердеющие во всем объеме составы типа ГТМ-3 или АКОР (смолка-этилсиликат), нефтесернокислотная смесь, кислый гудрон и др.

Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах.

Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроницаемым трещинам. Малоэффективными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что сопровождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффективно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих составов на основе ПАА.

Наиболее эффективно применение суспензий гранулированных тампонирующих материалов. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработаны технологии ограничения притока воды с использованием гранулированного магния (размером 0,5--1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента . Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48--60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой . Возможно создание также забойных пробок (мостов).

Высокой эффективностью характеризуется также использование суспензий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц, широкой фракции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников СевКав-НИПИнефти в суспензию дополнительно вводят частицы полу-водного гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизолирующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть подобраны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характеристикой.

Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах.

В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин существенно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещинам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин. Работы считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в другие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соответствует раскрытости трещин.

Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразующие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают там тампон, а также заиливают поры пористых блоков.

Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетательную и добывающую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при наличии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнетательной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковременный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные скважины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта.

3.3 Выбор метода водоизоляции

Общее представление

В настоящее время при ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются различные тампонажные материалы:

1 - смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);

2 - тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, известные как полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

3 - тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), названные цементно-полимерными растворами (ЦПР);

4 - многокомпонентные тампонажные смеси, приготавливаемые с помощью дезинтегратора (МТСД);

5 - сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с цементным тампонажным раствором) при:

1 - герметизации соединительных узлов обсадных колонн;

2 - ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости изолируемой зоны.

Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при:

1 - ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости;

2 - ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ.

Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости.

В последние годы для вторичного цементирования все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут иметь регулируемую в широком диапазоне вязкость.

При ремонтно-изоляционных работах применяются ПТМ на основе фенолформальдегидных смол (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругие составы (ВУС), ПТМ - Ремонт-1, фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы - силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС), кремнийорганическая сшитая система (КРОСС), состав на основе стиромаля и др.

В качестве отвердителей для смол используются формальдегид, параформ или уротропин. Находят применение отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор.

Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов - токсичность, взрыво- и пожароопасность. Известно применение ВУС - вязкоупругий состав из смеси 2%-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС), 1% водного раствора полиакриламида (ПАА) и формалина 38 - 40% концентрации в соотношении объемов 1,0 : 0,1 : 0,02. Применим до температуры + 900С. Находит применение ГТМ - гидрофобный тампонажный материал. Отверждается в пресной и пластовой воде, нефтях, имеет хорошие адгезионные свойства.

Из высокотемпературных полимерных тампонажных материалов находят применение фенолоспирты, фенолшлаки и др. Фенолоспирт (ФС) готовят из фенола, формальдегида, 40% раствора едкого натрия (или 10% раствора кальцинированной соды). Характеризуется высокой проникающей способностью и фильтруемостью в пористой среде, совместим с наполнителями: глинопорошком, молотым мелом, шлаковым цементом и др. Фенолошлаковая композиция (ФШК) - смесь фенолоспирта, тампонажного шламового цемента и наполнителя (барит, гематит, руда). ФШК, вследствие поликонденсации фенолоспирта и гидратации шлака, превращается в высокопрочную органоминеральную композицию.

Для изоляции притока пластовых вод в последнее время находит применение водоизолирующий реагент, имеющий наименование АКОР. Он создан на основе малотоксичных, не содержащих хлора отходов производства алкоксисиланов и алкоксисилоксанов, состоящих из алкосодержащего кремнийорганического соединения и кристаллогидратов солей металлов IV-VIII групп. В качестве кремнийорганических соединений применяется смесь этил-бутилэфиров ортокремниевой кислоты, а также смолка этилсиликата. Кристаллогидраты выполняют функцию поставщика воды, необходимой для образования связей Si - OR, и катализируют поликонденсационные процессы образования «сшитого» неплавкого и нерастворимого тела, а также расширяют температурный интервал применяемого состава и обеспечивают его отверждение в полном объеме. Время отверждения можно регулировать в широком интервале температур в зависимости от концентрации исходных компонентов и химической природы кристаллогидратов. Например, АКОР-1 состоит из 75-85% смолки этилсиликата (ТУ 6-02-59-81) и 15 - 25%, 67% раствора FeCl3 в ацетоне. Плотность при + 250С составляет 1070 - 1080 кг/м3, условная вязкость - 20 - 21 по СПВ-5. [2]

Ограничение притока вод составами АКОР

Анализ свойств большого числа водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных геолого-технических и климатических условиях позволяет сделать вывод о том, что многие составы имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, практически отсутствуют. В наибольшей степени всем требованиям, предъявляемым к водоизолирующим составам, отвечают составы на основе кремнийорганических соединений -- АКОР. Эти составы широко применяются последние 5--6 лет и претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров до водонаполненных композиций. В нефтяной промышленности для ограничения водопритоков в скважины были использованы двух и трехкомпонентные составы АКОР (АКОР-2, АКОР-4, АКОР-5), которые готовили из отдельных компонентов непосредственно перед их применением.

Первым из водонаполненных кремнийорганических составов является АКОР-4, в результате применения которого в 500 скважинах месторождений Западной Сибири получен экономический эффект более 4 млн. руб. Однако приготовление составов на промыслах вызывает определенные трудности, поэтому был разработан аналогичный, но с улучшенными характеристиками одноупаковочный состав АКОР-Б и налажен его промышленный выпуск. АКОР-Б можно использовать как в товарном виде, так и готовить на его основе водонаправленные составы..разбавляя людом з 3-8 раз и более. Две модификации состава АКОР-Б: АКОР-Б100 и АКОР-Б300 предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми или забойными температурами соответственно до 120 и 300 °С (при высоких температурах для изменения фильтрационных потоков в паронагнетательных скважинах).

Использование одноупаковочного состава значительно упростило технологическую схему и устранило проблемы, связанные с приобретением и хранением отдельных компонентов. В 1988 г. объем опытной партии АКОР-Б100, поставленной на промыслы, составил 480, в 1989 г -- 055. в 1990 г -- 1810 т.

Составы АКОР -- легкофильтрующиеся жидкости вязкостью 1,2--100мПас (АКОР-Б имеет вязкость 1--8 мПас) и плотностью 970--1200 кг/м3. Селективность воздействия их на водонасыщенные участки пласта, регулируемые время отверждения и вязкость позволяют с большей эффективностью проводить водоизоляционные работы. Полное отверждение составов по объему обеспечивает продолжительный эффект тампонирования при больших депрессиях. Они могут быть использованы в широком интервале пластовых или забойных температур: от --15 до 300 °С, способны отверждаться под действием воды любого типа и любой минерализации. Температура замерзания ниже--50 °С делает составы незаменимыми в районах с низкими зимними температурами, использование водонаполненных композиций позволяет закачивать большие объемы состава и значительно снижать стоимость ремонтных работ. Кроме того, составы АКОР обладают высокой адгезией к породе пласта, достаточной прочностью и др.

К технологическим схемам ведения водоизоляционных работ, как и конкретно к составу предъявляются определенные требования. Так, принципиальная технологическая схема не должна меняться при выполнении работ в различных геолого-технических условиях. Последовательность этапов операции должна обеспечивать стабилизацию качества ремонта при отсутствии достаточно достоверной информации об объекте. Предпочтительно, чтобы технологическая схема была индустриальной, т. е. не требовала особых технических средств, специального инженерного обеспечения работ. или совмещения действий различных служб существующих структур. Технология должна быть достаточно гибкой при использовании различных технических средств и любой обвязки наземного оборудования. Методы приготовления и подачи составов в пласт должны быть не трудоемкими, обеспечивать непрерывность поступления жидкостей, требовать минимального количества технических средств, а также выполнения других требований.

Всем приведенным условиям отвечает технология водоизоляционных работ с использованием составов АКОР. Она отработана более чем в 1200 скважинах при разнообразных ремонтных работах и на различных объектах. Технология включает предварительную подготовку скважины и обработку призабойной зоны, непрерывное приготовление и нагнетание в пласт водоизолирующего состава, проведение заключительных работ по вводу в разработку прослоев с целью интенсификации притока неффти, освоению скважины и оптимизации режима ее эксплуатации.

Существующая технология с применением составов АКОР направлена на снижение добычи воды и повышение текущих дебитов нефти, увеличение межремонтно го периода и повышение успешности работ. Технология предназначена для ограничения притока вод при прослойном, подошвенном обводнениях и ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а так же для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Работы могут проводиться при механическом и фонтанном способах эксплуатации, с подъемом и без подъема подземного оборудования. Отсутствие операций по разбуриванию и повторной перфорации ствол скважины значительно снижает трудоемкость и стоимость ремонтно-изоляционних работ.

Данная технология нашла широкое промышленное . применение на месторождениях Западной Сибири. С. 1986 по 1990 г. здесь проведены операции в более чем 1000 скважинах, в том числе в ПО "Юганскнефтегаз" --730, в ПО "Нижневартовскнефтегаз" -- более 160, в ПО "Лангепаснефтегаз" -- 100. Водоизоляционные работы с-использованием составов АКОР выполнены также в ПО "Сургутнефтегаз", "Когалымнефтегаз" и др. Начаты работы в НГДУ "Комитермнефть", а также в газовых и газоконденсатных скважинах ПО "Надымгазпром" и с "Уренгойгазпром".

Технология ограничения водопритоков составами А КОР успешно применялась и в низкодебитных высоко-обводненных скважинах Краснодарского края. С 1984 по 1990 г. было проведено около 90 скважино-операций и получен экономический эффект 400 тыс. руб. Данная технология направлена также на увеличение дебитов нефти. Результаты ее применения в 1989--1990 гг. приведены в табл. I на примере Нефтеюганском УПНП и КРС

Дебиты нефти возросли в результате увеличения ее притока из эксплуатируемого нефтяного интервала не только за счет перераспределения потоков жидкости и изменения депрессии на пласт, но и за счет подключения в работу нефтяных прослоев или участков пласта, ранее не работавших или работавших слабо. Механизм изоляции водяных и вовлечения нефтяных прослоев представлен на рис. 1, 2, где приведены результаты геофизических исследований до и после применения технологии ограничения водопритоков с использованием состава АКОР-Б100.

По данным термо- и дебитометрии до осуществления водоизоляционных работ устанавливался интервал притока жидкости. Так, в скв. 5393 Южно-Сургутского . месторождения (см. рис. 1) жидкость поступала в среднюю и нижнюю части перфорированного участка пласта, обводненность составляла 98--99 %. Поскольку отверждсние составов А КОР сопровождается выделением тепла, можно применять методы термометрии для идентификации участков пласта, в которые поступил состав. На термограмме, полученной через 8 ч после закачки АКОР-Б100, четко видно, что состав зашел именно в те зоны, откуда был приток жидкости (в данном случае воды). Последующие термодебитометрия позволили установить интервалы поступления жидкости после ремонтно-изоляционных работ. Как видно из рис. 1, жидкость стала поступать через верхнюю часть зоны перфорации, т. е. в работу подключился ранее неработающий прослой, который начал давать продукцию обводненностью 68 %.

Аналогичные результаты получены в скв. 1473 Мамонтовского месторождения (см. рис. 2). До проведения водоизоляционных работ жидкость обводненностью около .90 % поступала по всему перфорированному интервалу. После закачки АКОР-Б100 произошло отключение ее притока в нижней части и снижение обводненности до 75 % в оставшемся интервале. Термометрия проведена через 4 ч после закачки АКОР.

Рис. 3.3.1 - Интервалы поступления воды (1) в скв. 5393 Южно-Сургутского месторождения и состава АКОР-Б100 (2) в пласт

Технология ограничения водопритоков составами АКОР может быть применена в скважинах с любой степенью обводненности. Однако, как показала практика, для проведения водоизоляционных работ обычно брали скважины, обводненность которых достигла предельную для рентабельной эксплуатации величину (более 90 %). Технология предусматривает также совместное использование состава АКОР и цемента. Подобные работы проводят в скважинах, где одной из причин обводнения являются заколонные перетоки из выше- и нижележащих интервалов пласта, а также приток подошвенных вод. Докрепление цементом выполняли в тех случаях, когда необходимо было восстановить крепь скважины. Применение технологии по схеме AKOP- + цемент, где используются материалы с различной способностью по закупориванию поровых каналов, обусловливает высокую эффективность изоляционных работ. При последовательной закачке двух тампонажных материалов происходят тампонирование мелких пор и микротрещин фильтрующимся составом АКОР, обладающим высокой проникающей способностью, и заполнение крупных трещин -- цементным раствором. В результате достигается наибольшая эффективность работ. Высокая технологическая успешность при использовании указанной схемы может быть достигнута и в нагнетательных скважинах.

Успех водоизоляционных работ в скважинах в значительной степени определяется правильным выбором объекта воздействия и режимом проведения работ. Для этого с использованием математических” методов обработки данных были проведены работы по оптимизации технологической схемы и прогнозированию результатов водоизоляционных работ составами АКОР. Для оптимизации процесса взяты 173 скважины Южно-Сургутского месторождения с наиболее полной информацией по 24 информативным и достоверным факторам. В результате проведенных исследований определены оптимальные технологические схемы и режимы водоизоляционных работ составами АКОР. Информацию, обрабатывали с помощью программы, позволившей классифицировать объекты, определить информативность признаков и интервалы, оптимальные для применения. Установлено, что результаты водоизоляционных работ в значительной степени зависят от геологических характеристик объекта.

Для однозначного выбора скважин при проведении водоизоляционных работ необходимо знать основные показатели их эксплуатации, которые ожидаются после ремонта, и на основе их принять решение о целесообразности выполнения ремонтно-изоляционных работ. При этом доверительный интервал прогнозных значений должен обеспечивать необходимую для применения в нефтяной промышленности точность.



Рис. 3.3.2 - Интервалы поступления воды в скв. I473 Мамонтовского месторождения и состава АКОР-Б100 в пласт (1 и 2 то же, что на рис. 1)

Для решения задачи прогнозирования водоизоляционных работ составами АКОР использована информация, имеющаяся на магнитных носителях и хранящаяся в банках данных. С целью описания геологического строения призабойной зоны в интервале перфорации использовано 18 параметров. Информацию об эксплуатации скважин брали в ретроспективе в совокупности с информацией об эксплуатации окружающих скважин в заданном радиусе их взаимного влияния. При построении модели использованы скважины, в которых эффект от воздействия закончился и известны четыре показателя их эксплуатации: степень снижения обводненности, начальный прирост дебита нефти, продолжительность эффекта снижения обводненности и накопленный прирост добычи нефти. После отбора и сортировки для построения модели была взята 71 скважина и вся необходимая информация, связанная с их эксплуатацией. Построение модели осуществлялось методом группового учета аргументов. Все рассмотренные скважины были разбиты на'обучающую и проверочную группы, сделаны расчеты по выбранной модели. Мера идентичности для обучающей группы составила 0,86, для проверочной -- 0,97, т. е. данной моделью с достаточной точностью можно пользоваться для прогнозирования водоизоляционных работ в скважинах с использованием состава АКОР.

На основании проведенных работ осуществлен прогноз результатов применения технологии водоизоляционных работ составом АКОР-Б100 на месторождении Южный Сургут. Для анализа были взяты действующие, скважины обводненностью более 90 %. Результаты прогноза по первым 20 скважинам представлены в табл. 2. Из нее видно, что не во всех обводнившихся скважинах можно ожидать технологического и экономического эффектов. Так, из анализируемых скважин данного месторождения таких около 80 %. В большинстве скважин (около 70 % общего числа) ожидается снижение обводненности на 5--15 %, в незначительном их числе -- на 20 % и более, лишь в единичных скважинах -- более чем на. 40 %.

Данный метод прогноза был применен при внедрении технологии ограничения водопритоков составами АКОР, однако он может быть использован для любых видов воздействия на призабойную зону, для чего необходимо иметь соответствующую информацию. Применение этого метода позволит получить долго- и краткосрочные прогнозы о целесообразности и эффективности работ для пласта и месторождения в целом, а также обосновать технико-экономические показатели к сдаче объекта после ремонтных работ. Имея такие прогнозы, специалисты могут значительно увереннее ориентироваться при выборе объекта, планировать виды и число ремонтно-изоляционных работ, их очередность, решая тем самым и экономические вопросы. Проведение работ в скважинах, где получение эффекта наиболее вероятно позволит также повысить их успешность и избежать неоправданные затраты на ремонт скважин, в которых использование данной технологии не может дать положительный результат.

Таким образом, составы АКОР и технология их применения полностью отвечают предъявляемым к ним требованиям. Предложенный и реализованный подход к выбору объекта и технологической схемы дает возможность эффективно проводить работы в самых разнообразных условиях. Разработанные и примененные на практике составы, технология и программное обеспечение выполнения работ позволяют решить проблемы ограничения водопритоков и особенно в скважинах с высокой обводненностью.[3]

3.4 Технология проведения водоизоляционных работ с применением составов АКОР

Расчет цементирования скважины №101 под давлением при следующих данных:

- глубина скважины 2450 м;

- диаметр эксплуатационной колонны 168 мм;

- приемистость скважины 0,3 м3/мин;

В скважину спущена комбинированная колонна заливочных труб диаметром 73*89 мм на глубину 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

среднегодовая температура воздуха 10 0С.

Решение:

1) Определим температуру на забое скважины по формуле:

tзаб= tср + (0,01/0,025) Н. [11, стр. 60] (1)

Принимая второе слагаемое за 0,025 Н и подставив численное значение, получим:

tзаб = 10 + 0,025 х 2450 = 71,3 0С.

2) Выбираем тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования:

Тдоп = 0,75 Тзат = 0,75 * 105 = 79 мин. (2)

3) Определим объем колонны заливочных труб:

 (3)

где dв1 и dв2 - соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром
73 и 89 мм, м; h1, h2 - соответственно длина секций колонны заливочных труб, м; - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимая 1,02).

V = 1,02 * 0,785 (0,0622 * 1600 + 0,0762 * 800) = 4,9 + 3,7 = 8,6 м3.

4) Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М на скорости при диаметре втулок 115 мм:

, мин (4)

мин

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на IV скорости:

Тв = 1000 * 8,6/60 * 10,7 = 14 мин.

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:

Т = Тдоп - (Т3 + Тв + Т0), мин (5)

Т = 79 - (9 + 14 + 7) = 49

где Т0 - время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

5) Определим объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин:

Vтр = 0,3 * 49 = 14,7 м3.

Однако раствор, исходя из приемистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем Vтр = 7 м3.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

(6)

где m - жидкостно-цементное отношение (m=0,4/0,5);

рц и рж - плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.

Тогда:

т/м3 (7)

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м3 раствора, определяем по формуле:

(8)

Подставив численные значения, получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

G1 = К1*G, (9)

где К1 - коэффициент, учитывающий потери затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К1 = 1,01,
при затворении вручную К1 = 1,05 - 1,15)

Тогда:

G1 = 1,01 * 8,6 = 8,7 т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле:

(10)

где К2 - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении
(К2 = 1,05 - 1,10).

м3

Необходимое оборудование

При осуществлении технологического процесса по закачке составов АКОР применяется следующее оборудование:

Агрегат Азинмаш-ЗОА; СИН-32.03, Агрегат ЦА-320М, Бойлер АЦ-10 (для подвоза воды в отсутствие водовода; для промывки скважины) Комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления.

Агрегат Азинмаш-30 А; СИН - 32

Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения был сконструирован и изготовлен специальный агрегат Азинмаш-30 и установка СИН-32 - АО "Синергия" г. Пермь - для нагнетания различных жидких средств в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта, а также при проведении других нефтепромысловых промывочно-продавочных работ.

Агрегат Азинмаш-30 смонтирован на шасси автомашины КрАЗ-219 с двигателем ЯАЗ-М206В. Агрегат имеет гуммированную резиной цистерну емкостью 8 м, состоящую из двух отсеков - один емкостью 2,7 м, другой емкостью 5,3 м. Кроме того, для транспортировки дополнительного объема агрегат снабжен емкостью на прицепе объемом 6 м, состоящую из двух отсеков по 3 м каждый, Азинмаш-30 оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом 2НК-500 одинарного действия.

СИН-32.03

Предназначен для транспортировки и нагнетания в скважину различных растворов.

В состав установки входят: трехплунжерный насос, навесной редуктор, коробка отбора мощности, емкость для растворов, трубопроводы, шарнирные коленья.

Характерные особенности СИН-32.03

Повышена стойкость емкости к воздействию кислот и нефтепродуктов за счет применения стеклоуглепластикового покрытия.

Для улучшения контроля при работе оборудования показания с электронных датчиков уровня и давления выведены в кабину водителя

Компактно расположены узлы навесного оборудования, за счет крепления редуктора на корпус насоса, что позволило оптимально расположить центр тяжести цистерны в центре тележки.

Значительно снижены вес и шумность установки с применением планетарного редуктора.

Снижен вес и повышена ремонтопригодность манифольда и шарнирного колена.

Техническая характеристика СИН-32.03

Номинальная мощность. кВт (л. с) 176 (240)

Диаметр плунжера, мм 100; 125

Подача максимальное. МПа 50

Подача максимальная, л/с (м7 час) 18

Емкость цистерны, м 5

Масса, кг 12000

Габаритные размеры, мм 8000*2500*3200

Монтажная база "Урал 55571-30"

Агрегат ЦА-320М

Агрегат монтируется на шасси грузового автомобиля ЯАЗ-219 или КрАЗ-219, имеющего в качестве тягового двигателя двухтактный дизель ЯАЗ-М206А. На шасси автомобиля на двух дополнительных рамах смонтированы поршневой насос 9Т, плунжерный вертикальный насос 1В, двигатель Г АЗ-51 с коробкой передач для привода насоса 1В, мерный бак и обвязка насосов. Поршневой насос 9Т приводится от тягового двигателя автомобиля. Подача насоса 9Т регулируется изменением скорости вращения коленчатого вала при помощи коробки скоростей автомобиля. Мерный бак общей емкостью 6,4 м, разделенный вертикальной перегородкой пополам, установлен на задней части рамы автомобиля. В каждом отсеке бака установлены замерные рейки с делениями, соответствующими 0,1 м. Всасывающая линия поршневого насоса позволяет забирать жидкость из любого отсека мерного бака или емкости, установленной на земле. Максимальная производительность насоса 9Т 22,8 л/сек при давлении 40 кг/см * Максимальное давление 400. Агрегаты ЦА-300 установлены на шасси автомобиля ЯАЗ-210 или МАЗ-200 и снабжены тем же насосом 9Т, что и агрегат ЦА-320М.

Автоцистерна АЦ-10

Автоцистерна АЦ-10 имеет несущую цистерну и снабжена оборудованием для налива и слива нефтепродуктов. По уровню, группе, виду, температурному классу взрывозащиты АЦ-10 относится к изделиям общего назначения. Цистерна выполнена и оборудована баками для теплового расширения нефтепродуктов, лестницей и поручнями, обслуживается одним оператором-водителем. Отсек имеет горловину, трубу верхнего налива, индикатор уровня. Ограничение наполнения отсеков цистерны ручное, со звуковой сигнализацией при верхнем свободном наливе и автоматическое со звуковой сигнализацией при нижнем наливе сторонним насосом. АЦ-10 может комплектоваться тягачом оборудованным насосной установкой производительностью 750л/мин. Конструктивное исполнение автоцистерны позволяет эксплуатировать его в условиях умеренного климата. В состав автоцистерны входит тягач КрАЗ-260, и полуприцеп-цистерна, на которой установлено специальное оборудование: гидросистема, пневмосистема, шкафы управлений, ящики для укладки индивидуального ЗИП, электрооборудование. Конструкция автоцистерна позволяет производить указанные выше операции как с левого, так и с правого борта. Благодаря конструкции автонефтевоза, примененным материалам и комплектующим изделиям, достигается высокая надежность и долговечность при его эксплуатации. Повышенное избыточное и вакууметрическое давление в цистерне (+0,32... - 0,16кГс/см2). Значительно снижает потери нефтепродуктов при малых дыханиях. Выполняемые операции по каждому отсеку:

откачивание насосом автоцистерны топлива из прицеп-цистерны;

откачивание топлива из выдающих рукавов;

По заказу потребителя для заправки наземной техники фильтрованным топливом в гидросистеме автоцистерны может устанавливаться фильтр и счетчик жидкости.

Таблица 3.4.1 Технические характеристики АЦ-10

Вместимость: общая, м	10/9
Производительность насосной установки, л/мин. Расход раздаточной системы: через один выдающий рукав с раздаточным краном, л/мин	1000/750 270
через два выдающих рукава с раздаточным краном (одновременно), л/мин.	480/400
Наибольшая скорость движения, км/ч Габаритные размеры,!", не более:	80/85
длина ширина	9,30/7,12 2,80/2,50
высота	3,26/3,10

Таблица 3.4.2 Комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления

№ п/п	Наименование	Предназначение
1	Фланец с БРС	Обвязка буфера арматуры скважины с нагнетательной линией
2	Трубы (Д=2) с БРС	Компоновка нагнетательной линии и линии отбора воды
3	Шарнирное колено	Соединение труб нагнетательной линии с арматурой воды, насосных агрегатов или комплексов по закачке
4	Обратный клапан	Предотвращение обратного движения закачиваемого состава при остановках в закачке
5	Кран высокого давления (КВД)	Регулирование подачи воды виз системы ППД
6	Задвижка шиберная типаЗМС1-65х210	Включение, отключение подачи воды из системы ППД

Анализ эффективности мероприятия

На рассматриваемой выше скважине №101 в 2011 году проводились РИР, в том числе - закачка компонентов АКОР в пласт для водоизоляции притока воды.

Данные по скважине были следующие: Дебит по нефти был 5 м3/сут., дебит по жидкости 120 м3/сут., обводненность 96 %.

После проведения РИР в скважине дебит по нефти вырос до 8 м3/сут., дебит по жидкости упал до 25 м3/сут., обводненность установилась на уровне 76 %.

Эффект от закачки длился ровно год, причем таким образом, что обводненность достигла уровня 96 % только в последний месяц года (12 месяц после проведения РИР), и дебит нефти вернулся к своему значению
в 5 м3/сут.

Данная операция позволила добыть дополнительно 1040,25 тонн нефти.

В связи с большой обводненностью Локосовского месторождения в целом, большого количества неизлеченной нефти, рекомендую проводить РИР с закачкой компонентов АКОР для ограничения водопритока и увеличения дебита нефти.

4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНОГО РЕШЕНИЯ

4.1 Характеристика проектного решения по закачке АКОР в пласт

Уменьшение обводненности скважинной продукции и увеличение объема добываемой нефти путем проведения РИР с использованием составов АКОР является эффективной технологией, которая позволяет:

значительно сократить объемы добываемой воды;

увеличить дебит нефти;

отсечь от разработки наиболее дренируемые по воде участки призабойной зоны пласта.

4.2 Методика расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

В данном разделе рассмотрены технико-экономические показатели применения закачки компонентов АКОР на Локосовском месторождении. Экономическими критериями эффективности проекта являются:

- прирост потока денежной наличности;

- прирост чистой текущей стоимости;

- срок окупаемости проекта;

- коэффициент отдачи капитала;

- внутренняя норма рентабельности проекта.

Прирост потока денежной наличности (ДПДН) рассчитывается по следующей формуле:

, (4.1)

где Д В -- прирост выручки от проведения мероприятия, руб.;

Д И -- прирост текущих затрат, руб.;

K -- капитальные затраты, связанные с проведением мероприятия, руб.;

Д H -- прирост величины налоговых выплат, руб.

Дополнительная добыча, связанная с повышением дебита рассчитывается по формуле:

ДQ(Дq) = Дq· nд *Tp, (4.2)

где ДQ(Дq) -- дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин, тыс.т (млн.м3);

nд -- фонд действующих скважин, охваченных мероприятием, скв.;

Tp -- среднее время работы скважины, сут.

Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти и газа (ДB(Q)i) можно определить по формуле:

ДB(Q)= ДQ · Ц, (4.3)

где Цi - цена предприятия на нефть без налога на добавленную стоимость.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ДНПДН) определяется за все годы расчётного периода и является суммой ПДН за каждый период, рассчитывается по формуле:

, (4.4)

где t -- текущий год;

Т -- расчётный период по проекту, лет;

ДПДНt -- прирост потока денежной наличности в t-м году, тыс.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в один период времени, то процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени не применяется.

Чистая текущая стоимость проекта (ЧТС) от применения технологии определяется по формуле:

, (4.5)

4.3 Характеристика проектного решения

Затраты на проведение мероприятия

В данном проекте в качестве мероприятия рассматривается закачка компонентов АКОР в скважину №101. Исходные данные представлены в таблице 4.1. Расчёт производится по показателям за первый квартал расчетного периода (год).

Таблица 4.3 Исходные данные для расчёта экономических показателей

Показатели	Единицы измерения	Стоимость
Проведение РИР с закачкой компонентов АКОР	руб./скв.	1 000 000
Оборудование не входящее в сметы на действующую добывающую скважину	руб./скв.	500 000
Прочие затраты	%	10,0
Итого затрат	руб.	1 650 000

Таблица 4.4 Затраты на проведение мероприятия

Показатели	Стоимость, руб.
Количество скважин	1
Затраты на РИР	1 650 000
Затраты на оборудование	300 000
Прочие затраты	200 000
Всего вложений	2 150 000

Таблица 4.5 Показатели скважины до и после проведения мероприятия

Метод РИР	Дебит нефти т./сут.	Дополнительный дебит, qн, т./сут.	Дополнительная добыча, (Qн=qн*365*0.95/4), т./год
	До обработки	После обработки
АКОР	5	10	5	433

Расчёт выручки от реализации нефти рассчитывается по формуле:

, (4.6)

где Qр - объем реализации тыс.т;

Цi - цена, руб./т.

Принимаем цену реализации нефти равной 9000 руб./т.

Таблица 4.6 Объём реализованной нефти и выручка от реализации по годам

Год	Объём реализации, т.	Выручка руб.
1 квартал	433	3 897 000

Продолжительность эффекта от мероприятия составляет 12 месяцев.

Расчет текущих затрат

Текущие затраты (И) представляют собой затраты по себестоимости продукции без амортизационных отчислений основных средств. Исходные данные для расчета текущих затрат представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.7 Исходные данные для расчета затрат при дополнительной добыче

Показатели	Единицы измерения	Значение
Электроэнергия на извлечение нефти	руб./тонну жидкости	23,7
Заработная плата	тыс.руб./чел. в год	600
Количество работников	чел./скв.	1
Содержание и эксплуатация оборудования	тыс.руб./скв. доб. в год	870,5
Капитальный ремонт добывающих скважин	тыс.руб./скв. доб. в год	87
Общепроизводственные расходы	тыс.руб./скв. доб. в год	303
Транспортные расходы	тыс.руб./скв. доб. в год	137,2

Текущие затраты за 1 квартал:

Тз = (600 000 + 870 500 + 87 000 + 303 000 + 137 200) /4 + 23,7 * 433 = 1 529 700 / 4 + 10 262 = 392 687 руб.

Расчет налогов

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) рассчитывается из расчета:

Нефть - 446 руб. за каждую тонну добытой нефти.

Базовая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов участка недр (Кв). Данные коэффициенты определяются налогоплательщиком самостоятельно.

Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), рассчитывается по формуле:

, (4.7)

где Ц - средний за налоговый период уровень цен сорта нефти «Urals» в долларах США за баррель;

Р - среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком РФ.

Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов участка недр (Кв), определяется в следующем порядке:

- степень выработанности больше или равна 0.8 и меньше или равна 1.

Нефть НДПИ = 446 * Кв * Кц руб. за каждую тонну добытой нефти;

Кв = 1; Кц = (90-15) * 29/261=8.3;

НДПИ = 446 * 8,3 = 3701,8 руб./тонну.

НДС принимаем равным 18%.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

, (4.8)

где Пр. обл. нал. - прибыль, облагаемая налогом, тыс. руб;

Nnp - ставка налога на прибыль, %. (равная 20 %);

Прибыль, облагаемая налогом - прибыль от реализации.

Прибыль от реализации продукции рассчитывается по формуле:

, (4.9)

где В - выручка от реализации продукции, тыс. руб.;

С - себестоимость;

Расчёт показателей на 1 квартал

Выручка от реализации нефти равна:

В = 433 * 9000 = 3 897 000 руб.

Налог на добычу полезных ископаемых в 2012 году на 1 квартал равен:

НДПИ=446 * 8,3 * 433 = 1 602 879 руб.

НДС = 9000 * 0,18 * 433 = 701 460 руб.

Прибыль от реализации нефти составила:

П= 3 897 000 - 392 687- 1 602 879 - 701 460 - 2 150 000 = - 950 026 руб.

То есть, в первом квартале получен чистый убыток. Налог на прибыль не взымается.

ПДН = - 950 026руб.

ПДН = ЧТС = 1 111 273 руб.

Таблица 4.8 Финансовые показатели мероприятия по закачке компонентов АКОР

Показатели	Ед. изм.	Кварталы
		1	2	3	4
Объем товарной добычи нефти	т.	433	347	347	260
Выручка от реализации	руб.	3 897 000	3 123 000	3 123 000	2 340 000
Затраты на мероприятие	руб.	2 150 000	0	0	0
Затраты на доп. Добычу	руб.	392 687	390 649	390 649	388 587
НДПИ	руб.	1 602 879	1 284 525	1 284 525	962 468
НДС	руб.	701 460	562 140	562 140	421 200
Прибыль	руб.	-950026	885 686	885 686	567 745
Налог на прибыль	руб.	0	177 137	177 137	113 549
Поток денежной наличности	руб.	-950026	708 549	708 549	454 196
НПДН	руб.	-950026	-241477	467072	921 268
Коэффициент дисконтирования	д. ед.	1,00	0,95	0,91	0,87
Дисконтированный поток денежной наличности	руб.	-950026	673 122	644 780	395 151
ЧТС	руб.	-950026	-276 904	367 876	763 027



Рис. 4.1 Профили НПДН и ЧТС проекта

4.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Необходимость проведения анализа чувствительности проекта к риску обусловлена вероятностным характером параметров, на основе которых производится расчет чистой текущей стоимости.

При разработке месторождений наиболее вероятные риски - это риски, связанны с извлечением запасов и динамикой цен на углеводородное сырье и материально - технические ресурсы. Предлагается произвести расчет ЧТС при следующих интервалах изменений наиболее вероятных параметров:

Изменение объемов добычи нефти [-20%: + 15%] (ЧТС (Qдн));

Изменение текущих затрат [-30%: + 20%] (ЧТС(Тз));

Изменение ставок налогов [-15%: + 10%] (ЧTC((H));

Изменение цен на нефть [-20%: + 20%] (ЧТС((Цн)).

Таблица 4.9 Зависимость чистой текущей стоимости от вариации исходных параметров

Диаграмма чувствительности проекта к риску (рис. 4.2.) расположена в положительной области оси ординат. Это говорит о том, что проект устойчив к риску и рекомендуется к внедрению.

Рисунок 4.2 Диаграмма чувствительности проекта к риску

Выводы по разделу

В результате мероприятия получены следующие показатели:

1. Выручка от реализации составляет 12 483 000 рублей;

2. Объем вложений 2 150 000 руб;

3. Накопленный поток денежной наличности составил 921 268 руб.;

4. При ставке дисконта 19% чистая текущая стоимость равняется 763 027 руб;

Диаграмма полностью расположена в положительной области оси ординат. Это говорит о том, что проект по любому из вариантов не склонен к риску и рекомендуется к внедрению. На ЧТС большее влияние оказывает изменение объемов добычи нефти.

5.. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Обеспечение безопасности работающих

При выполнении каждого вида работ на объектах нефтегазодобывающих предприятий существуют потенциально опасные и вредные производственные факторы, которые можно подразделить на физические., химические, биологические и психофизиологические (ГОСТ 12.1.007-76, РД 2.2.755-99).

К группе физически опасных факторов следует отнести попадания конечностей во вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов; опасность падения с высоты при обслуживании агрегатов, поднятых над уровнем земли; загазованность воздуха рабочей зоны выхлопными газами, вибрация, шум, опасное напряжение в электрической цепи, повышение или понижение уровня давления в сосудах или трубопроводах, падающие или опускающие с высоты предметы и инструменты, повышенное скольжение опорной поверхности. При работе со скважиной вредное влияние также оказывает производственный шум - всякий нежелательный звук. Сильный шум действует на орган слуха, что может привести к полной глухоте или к профессиональной тугоухости. Верхний предел шума, при котором человек может продолжать работу, составляет 100 дБ. Если подавить шум до предельно допустимых условий не возможно, то применяются устройства, снижающие шум, т.е. звукоизолирующие перегородки, наушники, как средство индивидуальной защиты. На производстве существует такой источник опасности как вибрация.

К группе химически опасных и вредных производственных факторов относят такие как: раздражающее действие на слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей парами кислоты; попадание химреагентов на тело, что может вызвать раздражение, тяжёлые химические ожоги тела, отравление. Психофизиологические опасные и вредные факторы -- это физические и нервно-психологические перегрузки. Обслуживание и ремонт оборудования на газовых промыслах ведётся вручную, что приводит к физическим перегрузкам. Закачка и продавка рабочих жидкостей в скважину ведётся при высоких давлениях, с большим расходом, что вызывает необходимость особого внимания и повышенного напряжения.

Метеорологические факторы связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий, т.к. работы на газодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе. Неблагоприятные метрологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре понижается внимание, появляется торопливость и неосмотрительность; при низкой -- уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. Оптимальные и допустимые пределы температуры устанавливаются СН-245-71 «Санитарные нормы проектирования в промышленных предприятиях». Нормы проектирования» и ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-технические требования».Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: обычно при температуре 18?С влажность должна находится в пределах от 35% до 70%. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей -- с повышенной влажностью. На Южно-Русском нефтегазовом месторождении рабочий персонал сталкивается с вредными веществами, которые могут нанести отрицательное воздействие. Предприятие имеет степень риска, которая рассчитывается по формуле:

R=Cn/Nr,

где: R - степень риска;

Cn - число несчастных случаев за год;

Nr - число работающих в ГПУ.

В 2011 году по оперативным данным, на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» зафиксировано два несчастных случая. Число работающих составляет 3000 человека. Отсюда можно определить степень риска:

R = 3/3000=0,0001, то есть ТПП «Лангепаснефтегаз» можно считать предприятием с малой степенью риска.

На месторождении рабочий персонал сталкивается с вредными веществами, которые могут нанести отрицательное воздействие. В таблицах 7.1.1 и 7.1.2 приведены токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ и санитарно-гигиенические условия труда, соответственно.

Таблица 5.1.1 Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ

Показатели	Наименование веществ
	метан	нефть
Плотность по воздуху	0.5543	3.5
Температура самовоспламенения, °С	450	270-320
Температура вспышки, °С	-	40-17
Предельно-допустимая концентрация, мг/м3 в рабочей зоне	300	300
Класс опасности	4	3
Концентрационные пределы воспламенения	5-15	1.26-6.5
Действие на организм	В больших концентрациях обладает наркотическим действием	Обладает наркотическим действием

Таблица 5.1.2. Санитарно-гигиенические условия труда

Показатели условий труда	Производственные помещения
Виды рабочего искусственного освещения: источники света	лампа накаливания
освещенность, лк, норма/факт	20/20
Аварийная освещенность: на рабочих местах, лк на путях эвакуации, лк	20 20
Источники питания аварийного освещения	аккумуляторная батарея
Исполнение светильников	Газо-защищенное и взрывогазозащитное
Мощность светильников, Вт	200, 250, 400
Количество светильников	3
Источники шума	Газопровод, ГПУ-16
Нормируемые параметры, дБ, норма/ факт	80/76
Источники вибрации	ГПУ-16
Нормируемые параметры, дБ, норма/факт	81/80

Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны разрабатываться в соответствии с техническим заданием, согласованным с заказчиком и органами Ростехнадзора.

Уровень механизации и автоматизации разрабатываемого оборудования и сооружаемого объекта определяется степенью их взрывопожароопасности с учётом обеспечения безопасных условий труда.

Эксплуатация действующего оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации, составленного на основе действующих нормативных документов по безопасности. Эксплуатация вновь создаваемого оборудования, инструментов приборов должна осуществляться в соответствии с руководством по эксплуатации, в котором на ряду с техническими требованиями должны быть отражены и вопросы его безопасного обслуживания. Эксплуатация импортного оборудования и инструмента должна осуществляться в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности ограждающих и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета. Применение оборудования, не соответствующего по классу климатическим условиям, не допускается.

На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть конструктивно предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления или зануления. Рядом с этих элементом изображается символ «Заземление».