Рисунок 3.5 - Схема погружного насоса

Насосы "АЛНАС" спроектированы по секционному принципу и в общем случае состоят из входного модуля, насосных секций, газосепаратора, обратного и спускного клапанов. Обратные клапаны имеют высокую герметичность, что позволяет Потребителю производить опрессовку насосно-компрессорных труб. По желанию Потребителя входной модуль может быть изготовлен как одно целое с насосной секцией, что позволяет уменьшить количество соединений. Входной модуль может быть оснащен высокоэффективным фильтром, что позволяет насосу надежно откачивать пластовую жидкость с большим содержанием механических примесей. При высоком содержании газа в пластовой жидкости в состав насоса может быть включен газосепаратор с приемной сеткой, при этом нет необходимости во входном модуле.[4]

Насосные секции выполняются различной длины, что обеспечивает оптимальный подбор насоса к любой скважине. По всей длине каждой секции установлены промежуточные радиальные подшипники, что обеспечивает надежную и продолжительную работу насоса.

Применение специальных противополетных муфт позволяет снизить количество наиболее сложных аварий, связанных с расстыковкой секций насосов.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ 1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт. Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый "насос") - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.[6]

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов. Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор.

Газосепаратор незаменим, при добыче нефти из скважин с большим содержанием растворенного газа. Устанавливается между входным модулем и насосной модуль-секцией. "АЛНАС" производит и поставляет эффективные газосепараторы для различных условий эксплуатации для всех типов насосов.

Принцип действия газосепаратора (рис. 3.6) основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа. Газ удаляется в затрубное пространство, при этом исключаются образование пазовых пробок и кавитация, благодаря чему обеспечивается постоянная нагрузка на двигатель и повышается срок непрерывной работы установки.[6]

Рисунок 3.6 - Газосепаратор ГСА 5А

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

- газосепараторы с противотоком;

- центробежные или роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках ЗАО "Алнас", а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично, (табл. 3.2)

Таблица 3.2 - Технические характеристики газосепараторов производства ЗАО "Алнас"

Обозначение	Подача в рабочей зоне	Напор	Мощность потребляемая, кВт	Внешний диаметр	Максимальное содержание свободного газа на приеме, %
1МНГ 5	25-250	4	1.5	92	55
МНГ 5А	90-360	4.6	1.9	103	55

Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.[5]

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН 16Д 7ГХШ типа "нирезист". Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно - модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ'633 - 80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут с резьбой 89 - более 800 м³/сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.[6]

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м³/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633 - 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы, (табл. 4.3)

Таблица 3.3 - Применяемые пояса крепления кабеля (клямсы)

Оборудование	Код пояса	Длина пояса, мм
Насосно-компрессорная труба 60 и 48	ЭН-21/1	300
Насосно-компрессорная труба 73	ЭН-21/2	350
Насосно-компрессорная труба 89	ЭН-21/3	390
Насос группы 5, 5А и 6	ЭН-21/4	460

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис. 4.7) и гидрозащиты.



Рисунок 3.7- Электродвигатель односекционный: 1 - крышка: 2 - головка; 3 - пята: 4 - подпятник; 5 - пробка: 6 - обмотка статора; 7 - втулка; 8 - ротор; 9 - статор; 10 - магнит; 11 - фильтр; I2 - колодка; 13 - кабель с наконечником; 14 - кольцо; 15 - кольцо уплотнительное; 16 - корпус: 17, 18 - пробка

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 130⁰ С, содержащей:

- механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

- сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более. 1,25 г/л;

- свободный газ (по объему) - не более 50%; гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети: по напряжению - от минус 5% до плюс 10%; по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.[6]

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ 5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В 5 - климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК 45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК 92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 10.

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Погружные электрические двигатели (сокращенно ПЭД) применяются в качестве привода для ЭЦН, выпускаются в трех габаритных группах: 103, 117 и 130 мм, мощностью от 12 до 250 кВт. Выпускается более 60 модификаций ПЭД различной мощности, что позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание двигатель - насос для обеспечения работы установки с максимально возможным коэффициентом полезного действия.

Технология изготовления обуславливает высокое качество и надежность погружных электрических двигателей производства "АЛНАС".

Применение специальных электротехнических материалов позволяет эксплуатировать погружные двигатели при температуре пластовой жидкости до 120⁰ С. В специальном термостойком исполнении - до 160⁰ С.

После сборки на специальных стендах, на которых контролируется качество отдельных узлов, электродвигатель испытывается на станции, в условиях, приближенных к реальным, в том числе с нагревом до рабочих температур. Испытаниям подвергаются 100% двигателей, после испытаний все они разбираются и тщательно проверяются. Проводится контроль сопротивления изоляции по индексу поляризации.

Погружные электродвигатели ПЭДУК 16...70-103М 2В 5, ПЭДУКС 100...14О 103М 2В 5, ПЭ-ДУК 22...140-117М 2В 5, ПЭДУКС 160...180-117М 2В 5 являются обычными асинхронными двигателями. В отличии от серийных укороченные имеют 12 пазов вместо 18, но имеют более низкую температуру нагрева обмотки и не требуют повышенного напряжения питания, как двигатели типа РППЭД-я и ПРЭД.[6]

Снижение длины статора по сравнению с серийными ПЭД (технические характеристики представлены в таблице 7) стало возможным из-за увеличения мощности на роторе в 1,3 раза, за счет применения оптимального профиля статорного железа.

Применение укороченного статора позволило получить двигатели мощностью до 70 кВт в габарите 103, 140 кВт в габарите 117 в едином корпусе, что упрощает монтаж УЭЦН на скважине и повышает надежность по сравнению с секционными ПЭД, за счет исключения наиболее слабого стыковочного узла.

Применение укороченного статора позволило получить новый мощностной ряд двигателей в едином корпусе, что упрощает подбор его к насосу и не требует замены существующих на промыслах трансформаторов ТМПН.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

- открытого типа - П 92; ПК 92; П 114; ПК 114;

- закрытого типа - П 92Д; ПК 92Д; (с диафрагмой) П 114Д; ПК 114Д.

Однако в ЦДНГ-8 производится пробная эксплуатация наиболее эффективных типов гидрозащит, представленных ниже.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого (буква К - в обозначении) исполнений. В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109 - 81.[6]

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см ³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя, (рис. 3.8 а, б)

Рисунок 3.8 - Гидрозащита: а) открытого типа; б) закрытого типа: А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - верхний ниппель; 3 - корпус; 4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцовое уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе, (табл. 3.4)

Таблица 3.4 - Характеристики гидрозащиты ПЭД

Гидрозащита	Вместимость камер, л	Передаваемая мощность, кВт	Монтажная длина, мм	Масса, кг
	Масло МА-ПЭД	Барьерная жидкость
П92, ПК92	5	2	125	2200 + 5	53
П92Д, ПК92Д	6,5	0,15	125	2200 + 5	59
П114, ПК114	5	4	250	2300 + 5	53
П114Д, ПК114Д	8	0,25	250	2300 ± 5	59

3.4 Подбор установки УЭЦН для эксплуатации скважины на Первомайском месторождении

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера УЭЦН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины. С учетом:

1) коэффициента продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

2) данных инклинометрии;

3) газового фактора;

4) давления пластового;

5) давления насыщения;

6) обводненности добываемой продукции

7) концентрации выносимых частиц.

Суть метода подбора УЭЦН изложенного ниже заключается в построении гидродинамической характеристики и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения характеризуют совместные режимы работы скважины и насоса.

Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) H = f(Q).

Забойное давление вычисляется по формуле:

, (3.1)

Давление на приеме насоса:

, (3.2)

где - плотность жидкости в интервале от забоя скважины до приема насоса,

- глубина скважины.

Принимая давление на приеме насоса оптимальным , вычисляем глубину спуска насоса :

, (3.3)

Затем по экспериментальным кривым распределения давления в зависимости от обводненности и устьевого давления определяется давление на выкиде насоса при заданной подаче Q.[7]

Давление, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается по формуле:

, (3.4)

где - давление на выходе насоса.

При необходимости пересчета давления () в напор, выражение (3.4) записывается в виде

, (3.5)

В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

Результаты подбора:

1) расчетный суточный дебит,

2) напор насоса,

3) внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны,

4) глубина спуска,

5) расчетный динамический уровень,

6) максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН.

К особым условиям эксплуатации относятся:

1) высокая температура жидкости в зоне подвески,

2) расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса,

3) содержание мех. примесей, соли,

4) наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр.

Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы, заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для "ЗАО АЛНАС-Н".[6]

При подборе УЭЦН необходимо, чтобы скважина после запуска и вывода на режим работала в потенциале. Потенциал скважины определяется по следующей методике.

Стандартный расчёт через Q_ж, Р_пл, Р_заб (для работающих скважин)

Исходные данные:

1) Q_ж - текущий дебит скважины, м ³/сут

2) Р_пл - пластовое давление, атм;

3) Р_заб - забойное давление, атм;

4) Р_нас - давление насыщения, атм;

5) м - вязкость нефти в пл. усл., сПз;

6) b- объёмный коэффициент нефти;

7) r_скв - радиус скважины, м;

8) R_к - радиус контура питания, м;

9) S - скин (определяется по результатам исследований скважин на различных режимах или снятии кривой восстановления давления с помощью программного комплекса WELLTEST; если подобных исследований не проводилось, скин желательно принимать равным 0).

Расчёт производится по следующей методике:

1. Определяется продуктивность скважины - К_пр:

К_пр = Q_ж /(Р_пл - Р_заб), при Р_заб > Р_нас; (3.6)

К_пр = Q_ж/(Р_пл - Р_нас + Р_нас•(1 - 0,2•(Р_заб/Р_нас) - 0,8•(2•Р_заб/Р_нас)/1.8), (3.7)

при Р_заб < Р_нас.

2. Определяется дебит скважины при Р_нас - Q_нас:

Q_нас = К_пр•(Р_пл - Р_нас). (3.8)

3. Определяется максимальный дебит скважины - Q_max:

Q_max = Q_нас + (К_пр•Р_нас)/1,8. (3.9)

4. Определяется потенциальный дебит скважины Q_пот при Р_{заб 50} = 50 атм, либо, если Р_нас < 50 атм, то Р_заб на 30% ниже Р_нас:

Q_пот = Q_нас + (Q_max - Q_нас)•--[1 - 0,2•(Р_заб50 /Р_нас) - 0,8•(Р_заб50 /Р_нас)2] (3.10)

либо

Q_пот=К_пр•(Р_пл - Р_нас)+[(К_пр•Р_нас)/1,8)]•[1-0,2•(Р_{заб 50}/Р_нас) - 0,8•(Р_заб50/Р_нас)2]. (3.11)

5. Определяется kh обратным порядком:

kh= К_пр•18,4•m•b•(Ln(R_к/r_скв) - 0,75 + S). (3.12)

После расчёта обратным порядком, этот параметр должен быть зафиксирован для каждой скважины (если нет более точных данных, например, из Well Test) Для скважин, на которых было проведено ГРП, при расчёте kh подставляется скин, достигнутый в результате ГРП, для обычных скважин скин берётся равным 0, либо определяется через WellTest. Желательно для большей наглядности ввести доп. колонки с датой ГРП и скином.[7]

Если скважина находится в простое и Q_ж = 0, расчёт производится через предполагаемый режим.

Расчёт через kh осуществляется следующим образом:

Исходные данные:

1) Р_пл - пластовое давление, атм;

2) Р_{заб 50} - потенциальное забойное давление (50 атм, либо, если Р_нас < 50 атм, то Р_заб на 30% ниже Р_нас);

3) Р_нас - давление насыщения, атм;

4) kh - проницаемость, нефтенасыщенная мощность, мД;

5) m - вязкость нефти в пл. усл., сПз;

6) b - объёмный коэффициент нефти;

7) r_скв - радиус скважины, м;

8) R_к - радиус контура питания, м;

9) S - скин (определяется по результатам исследований скважин на различных режимах или снятии кривой восстановления давления с помощью программного комплекса WELLTEST; если подобных исследований не проводилось, скин желательно принимать равным 0).

Расчёт производится по следующей методике:

1. Определяется продуктивность скважины - К_пр:

К_пр = kh/(18,4•m•b•Ln(R_к/r_скв) - 0,75 + S). (3.13)

2. Определяется дебит скважины при Р_нас - Q_нас:

Q_нас = К_пр•(Р_пл - Р_нас). (3.14)

3. Определяется максимальный дебит скважины - Q_max:

Q_max = Q_нас + (К_пр•Р_нас)/1,8. (3.15)

4. Определяем потенциальный дебит скважины Q_пот при Р_заб = 50 атм, либо, если Р_нас < 50 атм, то Р_заб на 30% ниже Р_нас:

Q_пот = Q_нас + (Q_max - Q_нас)•--[1 - 0,2•(Р_заб50 /Р_нас) - 0,8•(Р_заб50 /Р_нас)2], (3.16)

либо

Q_пот =К_пр•(Р_пл - Р_нас)+[(К_пр•Р_нас)/1,8)]•[1-0,2•(Р_заб50/Р_нас) - 0,8•(Р_заб50/Р_нас)2]. (3.17)

Для расчёта потенциального дебита после ГРП необходимо в формулу (4.14) подставить значение скин фактора = -4.7.

Если есть данные по продуктивности скважины, то расчёт упрощается и сводится к формуле:

Q_пот=К_пр•(Р_пл - Р_нас)+[(К_пр•Р_нас)/1,8)]•[1- 0,2•(Р_заб50/Р_нас) - 0,8•(Р_заб50/Р_нас)2]. (3.18)

Расчёт Скин-эффекта после проведения ГРП.

Скин-эффект после ГРП рассчитывается исходя из kh скважины и Кпр после ГРП, который рассчитывается аналогично с расчётом до ГРП:

S = kh/(18,4•К_пр•m•b) - Ln(R_к/ r_скв) + 0,75) (3.19)

Расчёт Р_заб производится следующим образом:

Р_заб = Р_затр+[(Н_сп-Н_дин)•r_н]/10 + [(Н_вд-Н_сп)•(r_н•(1- %/100) + --r_в•%/100)]/10, (3.20)

где Р_затр - затрубное давление, атм;

Н_вд - глубина до верхних дыр перфорации, м;

Н_дин - динамический уровень, м;

r_н - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см ³;

r_в - плотность пластовой воды, г/см ³;

% - обводнённость, в %.

Все глубины для расчёта забойного давления берутся по вертикали (табл.4.5). [8]

Таблица 3.5 - Минимально допустимая рабочая частота двигателя.

	Напор УЭЦН по паспорту, м
	1700	1750	1800	1850	1900	1950	2000	2050	2100	2200
Ндин, м	Минимальная частота f, Гц
400	24,2	23,9	23,5	23,2	22,9	22,6	22,3	22	21,8	21,3
500	27,1	26,7	26,3	25,9	25,6	25,3	25	24,6	24,3	23,8
600	29,7	29,2	28,8	28,4	28	27,7	27,3	27	26,7	26,1
700	32	31,6	31,1	30,7	30,3	29,9	29,5	29,2	28,8	28,2
800	34,2	33,8	33,3	32,8	32,4	32	31,6	31,2	30,8	30,1
900	36,3	35,8	35,3	34,8	34,4	33,9	33,5	33,1	32,7	31,9
1000	38,3	37,7	37,2	36,7	36,2	35,8	35,3	34,9	34,5	33,7
1100	40,3	39,6	39,0	38,5	38	37,5	37	36,6	36,1	35,3
1200	42,3	41,4	40,8	40,2	39,7	39,2	38,7	38,2	37,7	36,9
1300	43,7	43	42,4	41,9	41,3	40,8	40,3	39,8	39,3	38,4
1400	45,3	44,7	44,0	43,5	42,9	42,3	41,8	41,3	40,8	39,8
1500	46,9	46,3	45,6	45	44,4	43,8	43,3	42,7	42,2	41,2
1600	48,5	47,81	47,1	46,4	45,8	45,2	44,7	44,1	43,6	42,6
1700	50	49,28	48,5	47,9	47,2	46,6	46	45,5	44,9	43,9

4. Анализ причин отказов на скважинах, оборудованных УЭЦН по ЦДНГ-8

За 3 месяца 2015 года на скважинах, оборудованных УЭЦН произошло 65 преждевременных отказа подземного оборудования (табл. 4.1).

Таблица 4.1 - Распределение преждевременных отказов подземного оборудования по ЦДНГ-8 за 3 месяца 2015 года

Причина	Количество отказов	%
ПЭД, гидрозащита	19	29
ЭЦН Секции	3	5
кривизна колонны	2	3
соли, мехпримеси, парафин	18	27
Наземное оборудование	1	2
не герметична НКТ	10	15
посадки напряжения	1	2
мех повреждение кабеля	4	6
кабель изоляция 0	6	9
брак ВНР	1	2

В соответствии с очевидно, что основной причиной преждевременных отказов являются ПЭД и гидрозащита, что обусловлено некачественным ремонтом ПЭД, некачественным маслом, слабым на пробой. Также ПЭД для ЭЦН-500 часто имеют неверные фазировки между секциями, в результате происходят "клины" при запуске.[9]

Второй, не менее распространенной причиной преждевременных отказов являются механические примеси. Данная причина выхода УЭЦН из строя является объективной, обусловлена снижением забойного давления до 50 атм. согласно Стандарта Компании, что способствует дополнительному выносу мех. примесей из пласта. Объем выносимой из пласта породы зависит от забойного давления (рис. 4.1).



Рисунок 4.1 - Зависимость выноса мех. примесей от забойного давления.

При отказах до 1 месяца сильное влияние оказывает брак ремонта ЭПО (55%), забивание ЭЦН мех. примесями (35%), не герметичность лифта НКТ (10%). (рис.4.2)

Рисунок 4.2 Распределение отказов, в том числе по объективным причинам.

Основной причиной выхода оборудования из работы при отказах до 180 суток является брак при ремонте оборудования ЭЦН (39%), некорректный подбор либо снижение продуктивности скважин (17%), влияние кривизны (12%). На 12 скважинах произведено более 2 ремонтов: из них на 182 Первомайское, 969 Первомайское, 408 Первомайское.[9]

За 2014 год произошло 5 аварий (полет УЭЦН) на скважинах. Аварии произошли по нескольким причинам, в том числе высокая наработка УЭЦН в скважине (более 900 суток) полет по резьбе НКТ, неграмотный монтаж ЭЦН, связанный с установкой монтажного патрубка, запрещенного к эксплуатации. 2 полета произошло по слому ловильной головки ЭЦН, что характерно для работы в кривизне.

Основными показателями, характеризующими работу фонда скважин, являются межремонтный период (МРП), наработка, наличие и количество часто ремонтируемого фонда - фонда скважин, на которых производились ремонты подземного оборудования от 3 и более раз в год (рис. 4.3)

Рисунок 4.3 Динамика МРП и СНО по ЦДНГ-8 за 2014г.

МРП по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, за 2014 год увеличилось с 255 до 322 суток, затем опять снизилось до 290 суток. На данный момент МРП составляет 318 суток. Цехом планируется увеличение данного показателя к концу года до 350 суток. Значительное увеличение данного показателя по сравнению с началом года обуславливается тем, что ЦДНГ-8 активно внедряет экспериментальное оборудование - в комплект с УЭЦН Фильтр Скважинный Гидроциклонный Щелевой (ФСГЩ) обеспечивает стабильную работу в скважинах, осложненным большим содержанием твердой фазы в виде пропанта и песка. ФСГЩ содержит щелевой фильтр, на байпасной линии которого вместо предохранительного клапана размещен сепаратор гидроциклонного типа. Сбор механических примесей осуществляется в хвостовик или в неперфорированную часть обсаженной трубной скважины.

Таблица 4.3 - Динамика МРП УЭЦН по ЦДНГ-8

Период	ЭЦН+РЭД
	отраб. время	отказы	МРП	МРП по скользящему году
2011 год	56306	133	423	423
2012 год	65262	214	305	305
2013 год	66092	173	382	382
2014 год	66719	205	325	325

Падение МРП в 2012 году до уровня 305 суток объясняется ростом проводимых интенсификаций, сопровождавшихся большим выносом мех примесей из пласта и последующим снижением эффектов от мероприятий, связанных со снижением притоков. В конце 2013 года фонд скважин, оборудованных УЭЦН был передан новому подрядчику - ЗАО ALNAS-N, который начал внедрять новое оборудование, в связи с чем отметился рост МРП до 382 суток по итогам 2013 года. В дальнейшем с переходом на ремонтное оборудование МРП снизилось до 325 суток по итогам 2014 года. Технологической службой цеха, активно участвующей в программе Повышения Качества совместно с представителями ЗАО ALNAS-N были подробно разобраны и выявлены основные причины данной тенденции к снижению МРП, выработаны соответствующие мероприятия, реализация которых в данный момент производится, и позволит не только удержаться на существующем уровне, но и повысить данный показатель. Цехом планируется в течение 2015 года увеличить МРП до 335 суток.[1]

Часто ремонтируемый фонд скважин ЦДНГ-8 на начало 2012 года составлял 9 скважин оборудованных УЭЦН. По итогам работы за 2013 год данный показатель составил 3 скважины, оборудованные УЭЦН. Этому значительно способствовало внедрение цехом экспериментальных разработок ЗАО ALNAS-N, в частности установок с вентильными двигателями, получившими на фонде ЦДНГ-8 широкое распространение. Наработка по УЭЦН в течение 2013 года снизилась на 5 суток. Разработаны и внедряются мероприятия по повышению надежности работы погружного оборудования, которые позволят изменить тенденцию к снижению на растущую.

В частности ЭЦНА-100-1400, отличающиеся меньшей длинной и более гибкими рабочими характеристиками от УЭЦН обычного исполнения, что позволяет активно их использовать в осложненных условиях, например на скважинах, имеющих значительную кривизну. Внедряются вентильные УЭЦН-80 с рабочей зоной 60…200м ³/сут. В эксплуатации также находятся новая разработка - ЭЦН-25, имеющие практически аналогичные характеристики с ЭЦН-18. Применяются износостойкие УЭЦН на скважинах, стимулированных ГРП или имеющих высокий вынос мех примесей. Активно внедряются новые станции АЛСУ-А, позволяющие более эффективно контролировать работу погружного оборудования, своевременно выявлять и устранять проблемы, не способствующие нормальной работе УЭЦН и зарекомендовавшие себя легкостью и надежностью в эксплуатации. Ведется работа по планомерной замене устаревшего наземного оборудования на новое. [1]

5. Оптимизация работы фонда скважин по ЦДНГ-8

Перечень скважин на оптимизацию определяется исходя из необходимого соответствия работы скважины и работы установки. В противном случае эксплуатация скважины считается нерациональной. Согласно Стандарта Компании работа скважины должна происходить при забойном давлении 50 атм. Исходя из вышесказанного на оптимизацию выбираются скважины с забойным давлением более 50 атм, с расчетом ожидаемого прироста более 30% от текущего дебита. По данным критериям выбран следующий перечень скважин (табл. 5.1).[10]

Таблица 5.1 - Перечень скважин на оптимизацию

№ п\п	№ скважины	Куст	Тип насоса	Нсп, м	Рпл, атм.	Ндин, м	Рзатр, атм.	Рзаб, атм.	Фактический режим	Потенциальный режим	Прирост
									Нефти, т/сут.	Жидкости,мі/сут.	%	Qж, м 3/сут.	Qн, т/сут.	Qж, мі/сут.	Qн, т/сут.
1	850	52	ЭЦН-79	2380	201	1952	11	81	28.5	49	30	82	47.6	33	19.1
2	829	66	ЭЦН-159	2880	250	2650	11	84	60	105	31	162	92,8	57	32,8
3	863	56	ЭЦН-79	2590	228	2300	10	80	18,3	55	60	83	27,6	28	9,3

Рассмотрим скважину 850 куст 52. Оптимизация работы данной скважины стала возможна в результате увеличения притока из пласта, что связано с остановкой соседней по забою скважины 852 с отбором 52 кубометров в сутки по причине полета УЭЦН на забой с разрушением эксплуатационной колонны.

Расчет на программе ROSPUMP показывает, что для данной скважины возможен подбор установки УЭЦНАКИ 5-79-2000 вентильная, коррозионностойкая с газосепаратором МНГСЛ-5Т и станцией управления АЛСУ-В-180. Глубина спуска 2380 м по мере НКТ, расчетный динамический уровень 1952 м, ожидаемое забойное давление 81 атм. При данных параметрах ожидаемый дебит на устье составит 82 кубических метра или 47.6 тонны по нефти. Таким образом, прирост после проведения ремонтных работ по скважине, направленных на увеличение типоразмера спускаемого УЭЦН составит 19.1 тонн суточной добычи.[1]

По скважине 829 необходимо провести плановый предупредительный ремонт в связи с тем, что данная установка УЭЦНА-159 работает в течение 495 суток в данный момент за пределами рабочей зоны УЭЦН такого типоразмера, в связи с чем, КПД установки невелик из-за трения текстолитовых нижних шайб о рабочие аппараты, происходит дополнительный нагрев ПЭД, большее потребление электроэнергии и потери по добыче нефти.

Расчет на программе ROSPUMP показывает, что для данной скважины возможен подбор установки УЭЦНАКИ 5-159-2600, коррозионностойкая с газосепаратором МНГСЛ-5Т и станцией управления АЛСУ-А-180. Глубина спуска 2880 м по мере НКТ, расчетный динамический уровень 2650 м, ожидаемое забойное давление 84 атм. При данных параметрах ожидаемый дебит на устье составит 162 кубических метра или 92.8 тонн по нефти. Таким образом, прирост после проведения ремонтных работ составит 32.8 тонн суточной добычи.

В соответствии с приведенной в данном дипломном проекте методике, ежемесячно составляется перечень скважин и мероприятий под них, направленных на увеличение суточной добычи и поддержанием падающей в связи с истощением и обводнением базовой добычи. Данные мероприятия защищаются и утверждаются Управляющим ОАО "Томскнефть ВНК".[10]

6. "Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение"

Обоснование эффективности проведения рассматриваемых мероприятий по оптимизации работы скважин Первомайском месторождении производится на основе сравнения с базовым вариантом, т. е. до проведения намечаемых мероприятий (табл. 6.1).

Таблица 6.1 - Основные показатели проведения мероприятия

Показатели	Ед. измерения	Базовый	Рекомендуемый
Дебит нефти, q	т/сут	15	40
МРП	сут	667	690

Как видно из (табл. 6.1.) рекомендуемые мероприятия направлены в первую очередь на увеличение добычи нефти скважин эксплуатирующихся УЭЦН, а также межремонтного периода работы. Оптимизация пяти добывающих скважин должна обеспечить прирост дебита в среднем по 30 т/сут нефти на скважину, также повышение к.п.д. установок должно повлиять на увеличение межремонтного периода работы на 23 суток. Соответственно, данное мероприятие приведет к увеличению выручки от реализации, приросту потока денежной наличности и чистой текущей стоимости за счет дополнительно добытой нефти.[1]

6.1 Обоснование экономической эффективности от проведения мероприятия

Экономическими критериями эффективности проведения мероприятия являются:

- прирост потока денежной наличности;

- прирост чистой текущей стоимости;

- срок окупаемости;

- коэффициент отдачи капитала;

- внутренняя норма рентабельности проекта;

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по следующей формуле:

?ПДН_t = ?B_t - ?И_t - ?Н_t, (6.1)

где ?B_t - прирост выручки от проведения мероприятия в t-ом месяце, тыс. руб.; ?И_t - прирост текущих затрат в t-ом месяце, тыс. руб.; К_t - капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс. руб.; ?Н_t - прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс. руб.

Поскольку намеченные мероприятия направлены на увеличение добычи нефти, рассчитаем количество дополнительно добытой нефти по формуле:

?Q_t = ?q_t•n_дт•Т_рt•k_пад, (6.2)

где ?Q_t - дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин, тыс. т;

?q_t - средний дебит одной скважины, т/сут;

n_дт - фонд скважин охваченных мероприятием, скв.;

Т_рt - среднее время работы 1 скважины в t-ом квартале, сут;

k_пад - коэффициент падения дебита.

?Q_t0 = 30•5•92•0,975 = 100,912 тыс. т;

?Q_t1 = 30•5•92•0,945 = 97,807 тыс.т;

?Q_t2 = 30•5•90•0,915 = 92,437 тыс. т;

?Q_t3 = 30•5•91•0,885 = 88,492 тыс. т;

?Q_t4 = 30•5•92•0,855 = 88,650 тыс. т;

?Q_t5 = 30•5•92•0,825 = 85,387 тыс. т.

Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти можно определить по формуле:

?В(Q)t = ?Qt * Цt, (6.3)

где Цt - цена предприятия на нефть без НДС.

?В(Q)t₀ = 13,455•12420 = 167,107 млн. руб.

?В(Q)t₁ = 13,041•12420 = 161,962 млн. руб.

?В(Q)t₂ = 12,352•12420 = 153,412 млн. руб.

?В(Q)t₃ = 12,080•12420 = 150,03 млн. руб.

?В(Q)t₄ = 11,799•12420 = 146,542 млн. руб.

?В(Q)t₅ = 11,385•12420 = 141,397млн. руб.[8]

Дополнительные текущие затраты по мероприятию можно рассчитать следующим образом:

?Иt = И_доп + И_мерt, (6.4)

где И_доп - текущие затраты на дополнительную добычу, млн. руб.;

И_мерt - текущие затраты в t-ом месяце на работу бригады ПРС по смене УЭЦН, млн.руб.

Текущие затраты на дополнительную добычу определим по формуле:

Идоп = ?Qt•Сс•0,44, (6.5)

где 0,44 - коэффициент условно-переменных затрат;

С_с - себестоимость продукции, тыс. руб.

И_{доп 0} = 167,107•0,252•0,44 = 11,9млн. руб.;

И_{доп 1} = 161,962•0,252•0,44 = 10,845млн. руб.;

И_{доп 2} = 153,412•0,252•0,44 = 10,267млн. руб.;

И_{доп 3} = 150,03•0,252•0,44 = 10,042млн. руб.;

И_{доп 4} = 146,542•0,252•0,44 = 9,81млн. руб.;

И_{доп 5} = 141,397•0,252•0,44 = 9,465млн. руб.

Полные дополнительные затраты будут равны затратам на дополнительную добычу, за исключением квартала проведения мероприятия, в затраты которого будет включена стоимость работ бригады подземного ремонта скважин:

?И_t0 = И_{доп 0} + И_прс = 11,9 + 0,650 = 12,55 млн. руб.

Поскольку для проведения мероприятия используется оборудование находящееся на балансе предприятия, то следовательно в данном случае капитальных затрат не требуется, и не будет прироста налога на имущество.

При расчете налогов (?Н_t) необходимо обязательно рассчитать прирост налога на прибыль (?Н_пр) по формуле:

?Н_прt = ?В(Q)t•N_пр/100, (6.6)

где ?В(Q)t - прирост прибыли от реализации, облагаемой налогом, тыс. руб.; N_пр - налог на прибыль, 20%.

?Н_прt0 =167,107•20/100 = 40,102млн. руб.;

?Н_прt1 =161,962•20/100 = 38,872млн. руб.;

?Н_прt2 =153,412•20/100 = 36,817млн. руб.;

?Н_прt3 =150,03•20/100 = 36,007млн. руб.;

?Н_прt4 =146,542•20/100 = 35,167млн. руб.;

?Н_прt5 =141,397•20/100 = 33,937млн. руб.

Суммарное увеличение налоговых выплат ?Н_t будет равно увеличению налога на прибыль ?Н_прt.[8]

Таким образом по полученным значениям можно определить прирост потока денежной наличности по формуле 6.1:

?ПДН_t0 = 167,107 - 11,9 - 40,102 = 115,105 млн. руб.;

?ПДН_t1 = 161,962 - 10,845 - 38,872 = 112,245 млн. руб.;

?ПДН_t2 = 153,412 - 10,267 - 36,817 = 106,327 млн. руб.;

?ПДН_t3 = 150,03 - 10,042 - 36,007 = 103,98млн. руб.;

?ПДН_t4 = 146,542 - 9,81 - 35,167 = 101,565 млн. руб.;

?ПДН_t5 = 141,397 - 9,465 - 33,937 = 97,995 млн. руб.

Поскольку проведение намеченных мероприятий направлено на дополнительное извлечение нефти с помощью УЭЦН, то длительность технологического эффекта принимается равной длительности достигнутого межремонтного периода 555 суток или 18 месяцев.

Прирост потока денежной наличности определяется за все время расчетного периода:

?НПДН_t = ??ПДН_t (6.7)

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования произведем по формуле:

t_инф = 1/((1+k_ин/4) * (1+Ст_д/4))^ti, (6.8)

где k_ин - годовой коэффициент инфляции;

Ст_д - нормативная ставка дисконтирования.

Расчет коэффициента дисконтирования проведем по квартально с момента проведения мероприятия:

t_{инф 0} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))⁰ = 1;

t_{инф 1} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))¹ = 0,9313;

t_{инф 2} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))² = 0,8673;

t_{инф 3} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))³ = 0,8077;

t_{инф 4} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))⁴ = 0,7521;

t_{инф 5} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))⁵ = 0,7004;

t_{инф 6} = 1/((1+0,14/4)•(1+0,15/4))⁶ = 0,6523.

Дисконтированный поток денежной наличности можно определить по формуле:

ДПДНt₀ = ПДНt•t_инф (6.9)

ДПДНt₀ = 115,105•1,0000 = 110,94 млн. руб.;

ДПДНt₁ = 112,245•0,9313 = 104,535 млн. руб.;

ДПДНt₂ = 106,327•0,8673 = 83,985млн. руб.;

ДПДНt₃ = 103,098•0,8077 = 83,985 млн. руб.;

ДПДНt₄ = 101,565•0,7521 = 76,387 млн. руб.;

ДПДНt₅ = 97,995•0,7004 = 68,632 млн. руб.

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТСt = ?ДПДНk, (6.10)

Результаты расчета НПДНt и ЧТС представлены в (табл.6.2).[8]

Таблица 6.2 - Расчет чистой текущей стоимости

Показатели	Ед. изм.	III кв. 12	IV кв. 12	I кв. 13	II кв. 13	III кв. 13	IV кв. 13
1. Объем добычи нефти	тыс. т	13,455	13,041	12,352	12,080	11,799	11,385
2. Выручка от реализации	млн. руб.	167,107	161,962	153,487	149,987	149,059	141,397
3. Текущие затраты	млн. руб.	16,425	12,398	11,442	11,442	10,689	9,984
4. Налоги	млн. руб.	40,102	38,872	36,817	36,007	35,167	33,937
5. Поток денежной наличности	млн. руб.	110,94	112,245	106,327	103,98	101,565	97,995
6. Накопленный поток наличности	млн. руб.	110,94	223,185	329,512	433,492	535,057	633,052
7. Коэффициент дисконтирования		1	0,9313	0,8673	0,8077	0,7521	0,7004
8. Дисконтированный поток наличности	млн. руб.	110,94	104,535	92,22	83,985	76,387	68,632
9. Чистая текущая стоимость	млн. руб.	110,94	215,475	307,695	391,68	468,067	536,7

7. Охрана окружающей среды и безопасность труда. Основные источники опасности и вредного воздействия на окружающую среду в нефтяной промышленности

7.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения

Охрана труда и техника безопасности в нефтяной промышленности имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, проникают через неплотности и зазоры, что вызывает необходимость разработки специальных мер по безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.[11]

Для нефтепромысловых предприятий характерна сложная производственная среда, воздействующая на машины и персонал. Влияние производственной среды на машины несомненно вибрации приводят к разрушению узлов и деталей машин, повышенная влажность, перепады температуры, наличие в воздухе различных примесей уменьшают их долговечность и т.д. Производственная среда может и косвенно, через человека, влиять на машины недостаточная освещенность, повышенный уровень звука и прочие факторы могут привести к неправильным, приводящим к авариям, действиям человека в связи с его физическим или психическим утомлением. Машины, в свою очередь, могут влиять на состояние производственной среды, насыщая ее шумом, вибрацией, токсичными выбросами, выделением тепла, влаги, электричества и т.д.

Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам и т.д., что приводит к нарушению прочностных характеристик и их преждевременному разрушению.

Технологическим процессам присущи высокие давления, повышенные температуры. В них используют агрессивные и токсичные вещества, большие массы горючих жидкостей и газов, взрывчатые и радиоактивные вещества. Специфичным для нефтяной промышленности является применение громоздкого и тяжелого бурового и эксплуатационного оборудования, которое приходится часто перемещать при монтаже, ремонте, погрузке, выгрузке и перебазировании.

В настоящее время безопасность жизнедеятельности базируется на основе КЗОТ РСФСР, санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71, ПЭУ, СНиП, ССБТ и т.д.[11]

Охрана труда в нефтяной промышленности имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, проникают через не плотности и зазоры, это вызывает необходимость разработки специальных мер безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой.

Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений. Кроме того, повышенные требования предъявляются к очистке сточных и отработанных вод, утилизации использованных средств и материалов для предотвращения загрязнения акватории. По этой же причине повышены требования и к противовыбросовому оборудованию.

Оценка риска состояния травматизма определяется по формуле:

(7.1)

где С_n - число смертельных или других несчастных случаев на производстве за год; N_p - число работающих на предприятии.

В 2013 г. в УДНГ ОАО "Томскнефть" ВНК был 21 случай травматизма на производстве. Всего в НГДУ работает 1537 человек. Таким образом, риск составляет 0,017.

Процесс нефтедобычи идет на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтяное оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам и т.д., что приводит к нарушению прочностных характеристик конструкций.

Технологическому процессу присуще высокое давление, повышение температуры. В нем используются агрессивные жидкости, применяется тяжелое и громоздкое оборудование.

Производственное освещение. Цветовое оформление

Свет - условие для работы глаза. Через центральную нервную систему свет оказывает влияние на общее нервно-психическое состояние, приводит к изменению частоты пульса и интенсивности некоторых процессов обмена веществ. Недостаток света снижает работоспособность человека, ухудшает его ориентировку в пространстве, снижает различимость предметов, способствуя аварийности и травматизму. Эффективные меры для повышения контраста объектов различения с фоном поддержание оборудования в чистоте, правильное цветовое решение элементов оборудования. Блеклость ведет к быстрому утомлению. Снизить блеклость можно правильным выбором высоты подвеса высоты светильников, использованием защитного угла светильника, применением рассеивающих свет стекол. Для улучшения яркости в поле зрения работающих в производственных помещениях немаловажное значение имеет отражающая способность пола, стен, потолков и оборудования, которое достигается их соответствующей окраской.

В насосных станциях нет естественного освещения, поэтому необходимо правильно рассчитать искусственное освещение в соответствии со СНиП 23-05-95.

Производственный микроклимат и природно-климатические условия

Производственный микроклимат характеризуется температурой воздуха и его относительной влажностью. Среди наиболее эффективных мер в борьбе с холодом и избыточным теплом для предприятий бурения можно рекомендовать следующее создание искусственного микроклимата и использование индивидуальных средств защиты.