Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приёмной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъёме установки. В нижней части насос сочленён с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленён с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116…142,5 мм, длина агрегатов -- более 25 м.

Рисунок 4.6.1.1. Принципиальная схема УЭЦН

1-автотрансформатор; 2-станция управления; 3-кабельный барабан;

4-оборудование устья скважин; 5-колонна НКТ; 6-бронированный электрический кабель; 7-зажимы для кабеля; 8-погружной многоступенчатый центробежный насос; 9-приёмная сетка насоса; 10- обратный клапан; 11-сливной клапан; 12-узел гидрозащиты (протектор); 13-погружной электродвигатель; 14-компенсатор.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата -- погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора , присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу -- спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.

Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе). Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором.

По поперечным габаритам (диаметру корпуса) выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5, 5А, 6, насос ЭЦН6-500-750 - электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м³/сут при напоре 750 м.

Погружной электрический двигатель (ПЭД) - двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе.

4. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта на скважине № 701 Ватинского месторождения

В данной части дипломного проекте предлагается расчёт гидравлического разрыва пласта на скважине Ватинского месторождения глубиной 1710 м. Вскрытая толщина пласта h=6 м. Разрыв произвести по НКТ с пакером. В качестве жидкости разрыва и песконосителя применяется загущенная вода с плотностью 1030 кг/м³ и вязкостью 0,282 Па ^. с. Предполагается закачка в скважину Qп (песка) 22 тонн диаметром зерен 1 мм . Принимаем темп закачки Q = 0,04 м³/с. Под закачку используют агрегат УН-2250. Исходные данные представлены в таблице 5.1.1.

Таблица 5.1.1.

Глубина в добывающей скважине	Lс,м	1812
Толщина вскрытого пласта	h,м	6
Внутренний диаметр НКТ	dвн,м	0,0759
Плотность жидкости разрыва (песконосителя)	с'жп,кг/м3	1030
Вязкость жидкости разрыва	м'жп,Па*с	0,282
Темп закачки жидкости агрегатом	Q,м3/с	0,04
Плотность горных пород над горизонтом	сгп,кг/м3	2600
Коэффициент Пуассона горных пород	н	0,3
Модуль упругости пород	E, МПа	17400
Концентрация песка в 1 кубическом метре жидкости	Cп, кг/м3	620
Плотность песка	сп,кг/м3	2700

Расчёт:

1.Вертикальная составляющая горного давления:

= 2600*9,81*1710*10^-6 =43,615 МПа

2. Горизонтальная составляющая горного давления:

3.Забойное давление разрыва пласта

p_{заб р}=20,1935 МПа

4.Объемная концентрация песка в смеси:

5.Плотность жидкости с песком:

с_жп= 1030(1-0,187)+2700*0,187=1341,87 кг/м³

6.Вязкость жидкости с песком:

м_жп=0,282*exp(3,18*0,187)=0,511 Па*с

7.Коэффициент гидравлических сопротивлений

Re=4*0.04*1341,87/(3,14*0,0759*0,511)= 1763,12

л=64/1763,12=0,036

8.Потери давления на трение:

p'_тр=8*0,036*0,04²*1710*1341,87/(3,14²*0,0759²)=18,615 МПа

т.к. число Рейнольдса Re>200, то потери на трение увеличиваются в 1,52 раза

p_тр=1,52*18,615=28,295 МПа

9.Давление на устье скважины:

p_у=20,1935-1341,87*9,81*1710*10^-6+28,295=25,978 МПа

10.Необходимое число агрегатов

где р_р -- рабочее давление агрегата; Q_p -- подача агрегата при данном Р_р; К_тс -- коэффициент технического состояния агрегата (К_тс = 0,5-- 0,8).

При работе агрегата УН-2250 на 2-ой скорости р_р = 85 МПа, a Q_р = 0,04 м³/с.

N= 25,978*0,04/(85*0,04*0,5)+1=1,611?2

11. Объем продавочной жидкости:

V_п=0,785*0,0759²*1710=7,73 м³

12. Объем жидкости для осуществления гидроразрыва

V_ж=22000/620=35,5 м³

13.Суммарное время работы одного агрегата:

t= (35,5+7,73)/0,04=1080,75 с? 18,0125мин

Расчёт параметров вертикальной трещины после ГРП нефильтрующейся жидкостью

14. Расчёт трещины

· Длина трещины:

· Раскрытость трещины:

щ₀=4*(1-0,3²)*116*(20,1935-18,692)/17400=0,036м =3,6см

4.2 Подбор УЭЦН к скважине №701 Ватинского месторождения

Таблица 5.2. Исходные данные для расчёта.

Наименование параметра	Единица измерения	Символ	Значение
Пластовое давление	МПа	Рпл	13,7
Температура пласта	К	Тпл	345,15
Геотермический градиент (средний) горных пород, вскрытых скважиной	К/м	G	0,037
Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра ее эксплуатационной колонны	м	Нф	1812
Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью	град	и	0
Внутренний диаметр ЭК	м	Dэк	0,132
Коэффициент продуктивности скважины	м3/(сут*МПа)	К	5,23
Поправка на влияние попадания в ПЗП техжидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности	безразмерная	ч	0,5
Давление в выкидной линии скважины	МПа	Рл	1,4
Дебит скважины	м3/с	Qжсу	0,000381
Внутренний диаметр колонны НКТ	м	Dнкт	0,0759
Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ	м	Кэ	15*10-6
Давление насыщения нефти попутным газом	МПа	Рнас	7,4
Газовый фактор нефти при стандартных условиях	м3/м3	Гн.нас	45
Плотность попутного газа при стандартных условиях	кг/м3	сгсу	1,019
Объемная доля азота в попутном газе при СУ	м3/м3	yа	0,0714
Плотность нефти в СУ	кг/м3	снсу	860
Плотность технологической жидкости для глушения скважины	кг/м3	стж	1200
Объёмная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ	м3/м3	вВСУ	0,6
Плотность попутной воды при СУ	кг/м3	свсу	1013
Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде	м3/(м3*МПа)	бг	0,13
Постоянные в уравнении (1) количества газа, растворённого в нефти при ТПЛ
Постоянные в уравнении (2) объёмного коэффициента нефти при ТПЛ
Постоянные в уравнении (3) плотности насыщенной нефти газом при ТПЛ
Постоянные в уравнении (4) динамической вязкости нефти при ТПЛ

Для оценки значения коэффициента растворимости попутного газа в попутной воде пользуются формулой:

где - плотность опреснённой и пластовой воды при СУ соответственно.

Для оценки значений постоянных в уравнениях:

(1) (2)

(3) (4)

- необходимо иметь соответствующие экспериментальные зависимости. Эти зависимости получены расчётным путём, пользуясь рекомендациями И. И. Дунюшкина и И. Т. Мищенко. Оценку значений осуществляют по части экспериментальных кривых, соответствующих области , среднеарифметическим методом или наименьших квадратов. Приближённые значения этих величин находят также решением систем уравнений вида:

где - значения рассматриваемой функции, снятые с соответствующей кривой при давлениях

4.3 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции (расчёт ведём на основании данных приведённых в таблице):

Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости:

Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую P(L_ЭК) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах отгде - давление в выкидной линии скважины, и кривую изменения объёмного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того же интервала давлений. Расчёт кривых выполняем по способу И.В. Ляпкова, как более универсальный и точный, несколько видоизменённый с целью приспособления его без использования ЭВМ.

Разбиваем интервал давлений на 7 ступеней, принимая постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров принимаем следующий ряд ступеней давления в МПа:

Вычисляем значение среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению:

Для рассматриваемого примера получаем в МПа:

Вычисляем длины участков эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления по формуле:



При расчёте учитываем, что в данном случае , поэтому на данном участке течёт трёхфазная смесь, следовательно и необходимо определить .

Расчёт ведём в следующем порядке:

- находим среднюю плотность нефти :

- находим значение :

- вычисляем среднюю объёмно-расходную долю воды в жидкости

:

- вычисляем объёмные расходы нефти и воды:

учитываем

- вычисляем средние значения приведённых скоростей нефти и воды:

- вычисляем приближённую длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую приняв приближённо

- вычисляем расстояние по оси скважины от её устья до середины первого участка по формуле:

- вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₁ :



- вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала:

Так как выбираем выражение для расчёта коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подставив в него значения и , находим:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа:

и значение :



;

- вычисляем объёмный расход газа через среднее сечение участка

- вычисляем значение приведённой скорости газа:

- вычисляем скорость смеси:

- находим значение первой критической скорости потока:

- определяем тип структуры смеси. Так как и , то смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет капельно-пузырьковую структуру;

- вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:

- вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока:

- вычисляем истинную долю газа в смеси. Поток трёхфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

- вычисляем истинную долю воды в жидкости трёхфазного потока:

- находим долю нефти в жидкой части потока

- вычисляем истинную долю каждой из жидких фаз в водонефтегазовом потоке:

- делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трёхфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

- вычисляем значение плотности попутного газа:

- вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны:

- вычисляем объёмную расходную долю попутного газа в потоке на участке 1 эксплуатационной колонны:

Далее вычисляем значения и , аналогично вычислению и .

Результаты расчётов представлены на рис.5.3.1 и рис.5.3.2



Рисунок 5.3.1. Кривая распределения давления в эксплуатационной колонне

Рисунок 5.3.2. Распределение объёмного расходного газосодержания

Задаёмся значением объёмно-расходного газосодержания у входа в насос и определяем по кривой расстояние L_Н от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Получаем , .

вычисляем обводнённость жидкости у входа в наосо, найдя предварительно значение объёмного коэффициента нефти при :

проверяем, выполняется ли условие бескавитационной работы насоса :

Так как , приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.

вычисляем значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине - , принимая К_СГС = 0.

Так как , берём .

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,132 м надо использовать насос группы 5. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, будет D_СН = 0,092 м.

Вычисляем значение приведённой скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

вычисляем действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ, приняв . Методом последовательной итерации находим .

Рассчитываем методом сверху вниз кривую P(L_нкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения её (L_нкт=0) до глубины , принимая давление в устьевом сечении НКТ равным давлению в выкидной линии скважины P_у = P_л, а K_С = 0,692.

Расчёт P(L_нкт) в основном аналогичен расчёту кривой P(L_эк) и отличается от него, главным образом, необходимостью учёта потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, т. е. ведётся на базе использования уравнения:

но с учётом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.

Разбиваем перепад давления P_д.нас - P_у = 5,1 МПа на 7 ступеней и находим значения среднего давления для каждой ступени:

- вычисляем значения , и для 1-ого участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:

- вычисляем средние значения объёмных расходов и приведённых скоростей нефти и воды для 1-ого участка НКТ:

- вычисляем приближённо длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду ДP₁, положив: ; ; ; , то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием .

- вычисляем расстояние от устья до середины участка ДL₁:

Определяем приращение температуры потока продукции за счёт нагрева её теплом двигателя и насоса. Для этого предварительно оцениваем значения величин.

Находим (приближённо) водосодержание в насосе при b_н = b_{н. нас}

Вычисляем приближённо значение плотности жидкости в насосе:

- Вычисляем приближённо напор насоса при работе его в скважине:

- Вычисляем приближённо среднюю теплоёмкость жидкости в насосе:

Значение к.п.д. электродвигателя принимаем равным 0,76, так как с насосом группы 5 комплектуется двигатель диаметром 103 мм.

Для оценки значения к.п.д. насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального к.п.д. насоса группы 5, номинальная подача которого не меньше (равна или немного больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближённо величине

По графику 2(а) определяем ближайший к данной подаче насос и КПД, соответствующий данной подаче:

Насос: 9ЭЦН5-40-1400

КПД: 0,85

Но поскольку температура продукции в насосе ниже T_пл и равна приближённо температуре в стволе скважины перед входом в насос

- вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса. Вязкость нефти в насосе при T = 341,9 К будет:

Находим вязкость жидкости в насосе:

Находим значение параметра B_µ , учитывающего влияние вязкости жидкости на к. п. д. насоса:

Так как , к. п. д. насоса при работе в скважине, будет

Теперь находим приращение температуры продукции от работы электродвигателя и насоса:

- Вычисляем температуру потока в НКТ на середине 1-ого участка, то есть на глубине L_нкт1=40,09 м:

- Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине L_нкт1 = 40,09 м:

Выбираем выражение для расчёта коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подставив значения T_пр и P_пр , находим:

Вычисляем z_а1:

Вычисляем z_1:

- Вычисляем объёмный расход газа через среднее сечение 1-ого участка колонны НКТ без слагаемого с сомножителем б_г и К_фн = К_фв =1, К_с =0,692, P_вх = 6,4 МПа:

- Вычисляем значение приведённой скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении1-ого участка НКТ:

- вычисляем значение первой и второй критической скорости потока:

- Определяем тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-ого участка НКТ.

Так как и , то смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет капельно-пузырьковую структуру.

- Вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами ГЖС:

- вычисляем температуру потока в НКТ на середине 1-ого участка:

- определяем поверхностное натяжение между фазами ГЖС

- вычисляем значение вязкости нефти при P_ср1 и T_пл :

По графику Льюиса и Сквайрса:

Вычисляем значение параметра A:

Определяем скорость сдвига:

- Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС, поскольку A>1:

- вычисляем истинное газосодержание ?_г1 :

- вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке:

- вычисляем истинное водосодержание и нефтесодержание в ГЖС на участке 1:

- делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трёхфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

- вычисляем значение плотности попутного газа при P_ср1 = 1,864 МПа и T₁ = 290,2 К:

- оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-ого участка НКТ, приняв её равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении:

- вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС:

- определяем значение , поскольку полученное значение Re_см1 меньше 2000:

- вычисляем значение ДL₁ во втором приближении:

Рассчитываем значения ДL₂……ДL₇, колонны НКТ аналогично расчёту ДL₁ и определяем расстояние по оси скважины от её устья до сечения НКТ, в котором давление равно P_д.нас.

Результаты расчётов представлены на рис. 5.3.3.



Рисунок 5.3.3. Кривая распределения давления в эксплуатационной колонне и НКТ и газосодержания

Определяем давление в НКТ на глубине спуска насоса.

Получаем давление на глубине спуска насоса (на выходе из насоса)

Давление на выходе из насоса равно 17,2 МПа.

Давление, которое требуется для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

4.4 Подбор УЭЦН

Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе:



где 907,52 - средняя плотность продукции (кг/м³) в насосе, принятая приближённо равной плотности жидкости в насосе.

Определяем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос, принимая К_фн = 0,9; К_фв = 0,1; P_д.нас = 6,5 МПа:

Вычисляем среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А, В и z_ср в насосе:

А = 23,2; B = 2,52; z_ср = 1,28.

Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос:

Вычисляем массовый расход через насос:

Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе:

Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом :

Определяем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

Определяем кажущуюся вязкость жидкости в насосе при T_ср.н:

Вычисляем значение коэффициентов для учёта влияния вязкости на подачу и напор:

Вычисляем значение подачи и напора, которые должен иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был , а напор соответственно:

Выбираем по из каталога продукции «NOVOMET» насос, который удовлетворял бы заданным условиям. Такой установкой является ВНН5-59-1950.

Рисунок 5.4.4. Характеристика одной ступени на воде насоса ВНН5-59-1950



Рисунок 5.4.5. Рабочая характеристика насоса ВНН5-59-1954

Проверяем, удовлетворяет ли насос условиям:

,

где - напор насоса по паспортной характеристике, соответствующий подаче .

- поправка, позволяющая пересчитать паспортный напор на так называемый вероятный напор насоса при его работе на воде.

Условия выполняются!

Определяем вероятное значение кпд насоса при работе на воде:

Находим кпд насоса при работе в скважине.

Предварительно оцениваем значение коэффициента , учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на кпд насоса.

Так как

то

Поэтому кпд насоса работающего в скважине будет:

Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции, по формуле:

Сопоставляем значение N_н со значением номинальной мощности штатного двигателя N_дш. Проверяем, выполняется ли условие , где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в расчёте на увеличение его ресурса.

Так как и разность , больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей. Выбираем электродвигатель ПЭДН40-117-1250

,

Определяем минимально допустимую скорость потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м³/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД.

Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после её промывки или глушения технологической жидкостью):

- минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м. Принимаем

- давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины. Принимаем

- поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины.

- расстояние по вертикали от устья скважины до уровня жидкости в ней в период освоения:

Сопоставляем значения предварительно принятой глубины спуска насоса L_Н = 1720м и глубину L_ОСВ = 1468,5 м.

, то значение L_Н можно уменьшить вплоть до L_Н = (1+0,02)L_осв или оставить неизменным в зависимости от возможности обеспечения насосом заданного дебита жидкости при возможно меньшей глубине спуска насоса.

Т.к. , то глубину спуска насоса оставляем прежней L_Н = 1720 м.

Вычисляем напор, которым должен располагать подбираемый насос в период освоения скважины при работе с дебитом Q_охл по формуле:

Где H_сопр - потеря напора в метрах на преодоление трения и местных сопротивлений на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины (при обычной конструкции колонны подъёмных труб только потерями на местные сопротивления можно пренебречь), определяемые по формуле:

В нашем случае:

Число Рейнольдса, принимая µ_тж = 0,0015 Па*с

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Определяем по паспортной характеристике насоса его напор при подаче Q_охл и проверяем, выполняется ли условие:

; = 3203,2

Условие выполняется.

Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса: для насоса ВНН5-59-1950 n_s = 81.

Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле:

Определяем относительную подачу насоса:

Вычисляем значение К_H.Q для найденных выше и :

Из двух полученных значений берём наименьшее.

Определяем уточнённые значения подачи и напора

Проверяем, удовлетворяют ли найденные величины условиям:

;

.

Полученные значения удовлетворяют условиям.

Вычисляем значения

берём наименьший из них.

Определим разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступеней при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Q_жсу и давлением, достаточным для работы системы скважина - УЭЦН на этом режиме, по формуле:

Вычисляем значение отношения ДP/P_с = 0,088.

Так как отношение ДP/P_с>0,05, то давление которое насос способен развить при работе со среднеинтегральной подачей на скважине, превышает требуемое.

Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины подобранным выше насосом до значения Q_жсу. Выбираем уменьшение числа ступеней в насосе.

Определяем число ступеней Дz, которое надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал равным напору, требуемому скважиной. z_н - номинальное число ступеней в насосе.

Примечание. При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подаче Q_охл, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенству после подстановки в него вместо величины

где - напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при Q_охл = 17,732 м³/сут, - разница между паспортным и вероятным напорами насоса при номинальном числе ступеней.

z_н - номинальное число ступеней в насосе.

Подставляем в находим:

т. е. неравенство удовлетворяется.

Рисунок 5.4.6. Характеристика насоса ВНН5-59-1599 (с уменьшенным количеством ступеней z = 288)

Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина - УЭЦН в установившемся режиме

Определяем отношение номинальной мощности выбранного электродвигателя к потребляемой насосом мощности

Условие выполняется. Значит выбранный ПЭД подходит под рассматриваемые скважинные условия.

4.5 Результат подбора УЭЦН к скважине №701

№	Наименование параметров	Значение
1.	Дебит по жидкости, м3/с	33
2.	Обводнённость, доли ед.	0,6
3.	Типоразмер насоса	ВНН5-59-1950
4.	Тип электродвигателя	ПЭДН40-117-1250
5.	Глубина спуска насоса, м	1720
6.	Давление на приёме насоса, МПа	6,4
7.	Расходное газосодержание на приёме насоса	0,146
8.	Давление на выходе из насоса, МПа	17,2
9.	Буферное давление, МПа	1,4
10.	Забойное давление, МПа	7,4
11.	К.П.Д. насоса, %	25,7
12.	Мощность, потребляемая насосом, кВт	21,9

Результат подбора УЭЦН к скважине № 1188

№	Наименование параметров	Значение
1.	Дебит по жидкости, м3/с	52,4
2.	Обводнённость, доли ед.	0,3
3.	Типоразмер насоса	ЭЦН5-50-1100
4.	Тип электродвигателя	ПЭДН40-117-1250
5.	Глубина спуска насоса, м	1400
6.	Давление на приёме насоса, МПа	4,37
7.	Расходное газосодержание на приёме насоса	0,112
8.	Давление на выходе из насоса, МПа	13,59
9.	Буферное давление, МПа	1,4
10.	Забойное давление, МПа	7,4
11.	К.П.Д. насоса, %	38,5
12.	Мощность, потребляемая насосом, кВт	15,77



5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

5.1 Технико-экономические показатели работы предприятия

За 2012 год ОАО «СН-МНГ» было добыто 9 667,697 тыс. тонн нефти.

Добыча нефти по лицензионным участкам ОАО «СН-МНГ»

Источниками дохода ОАО «СН-МНГ» является реализация нефти, газа, нефтепродуктов и прочих товаров и услуг. В результате финансово-хозяйственной деятельности ОАО «СН-МНГ» получило выручку от реализации продукции в размере 124 542 385 тыс. руб., в том числе:

- от реализации нефти и нефтепродуктов - 95 569 910 тыс. руб.

- от продажи прочих товаров и услуг - 28 972 475 тыс. руб.

Прибыль от реализации по результатам 2012 года составила 19 722 820 тыс. руб. Сумма чистой прибыли после налогов и прочих обязательств составила 16 787 685 тыс. руб.

5.2 Организационная структура ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

5.3 Расчёт экономической оценки проекта

В технической части диплома при использовании методики П.Д. Ляпкова были подобраны установки ЭЦН. Рассчитаем экономическую эффективность применения выбранного оборудования.

Методику расчета экономической эффективности рассмотрим на примере скважины №701 Втинского месторождения. Скважина работает с дебитом 12 при обводнённости 60 %. После проведения гидроразрыва пласта и установки нового насосного оборудования (подобранного по методике П.Д.Ляпкова) ожидаемый дебит жидкости составит 33 .

Расчёт экономической эффективности оптимизации работы скважин, оборудованных установками ЭЦН будем проводить за 1 год.

1. Определим выручку от реализации продукции:

ВР=?Q?Ц,

где ?Q - дополнительная добыча нефти, т/год, определяемая по формуле:

?Q=365•?••(1-В)•,

?- прирост дебита скважины по жидкости, ;

- коэффициент эксплуатации скважины;

В - обводненность скважинной продукции, доли ед.;

- плотность нефти, т/;

Ц - действующая в расчетном году оптовая цена 1 тонны нефти, руб/т.

2. Затраты вычисляются по формуле:



З=+К

- себестоимость нефти, руб/т.

Капитальные вложения К на осуществление оборудования скважин данными установками, вычисляются по формуле:

К=,

где - цена погружного электродвигателя, руб.; - цена электроцентробежного насоса, руб.

3. Далее определяем экономический эффект мероприятия за счет увеличения добычи нефти ?Q за 1 год.

=ВР-З.

Также определим экономический эффект мероприятия за счет экономии колонны НКТ и кабеля:

=,

где и - глубина спуска оборудования при существующем и рекомендуемом режиме работы скважины.

Далее получаем суммарный экономический эффект:

Э= .

Таблица 6.3.1 Исходные данные к расчету скважины №441 Ватинского месторождения.

Цена электроцентробежного насоса		2224000	руб
Цена погружного электродвигателя		205000	руб
Цена насосно-компрессорных труб		600	руб/м
Цена кабеля		250	руб/м
Себестоимость нефти		3000	руб/т
Цена нефти	Ц	12000	руб/т
Обводнённость продукции	В	0,6
Плотность нефти		0,86	т/
Изменение среднесуточного дебита скважины по жидкости	?q	21	т/сут
Коэффициент эксплуатации скважины		0,98

1. ?Q=365•?••(1-В)•=365•21•0,98•(1-0,6)*0,86=2584,02 тонн.

ВР=?Q?Ц=2584,02•12000=31008297 руб.

2. К==2224000+205000=2429000 руб.

=2584,02•3000=7752060 руб.

З=+К=7752060+2429000=10181060 руб.

3. =ВР-З=31008297-10181060=20827237 руб.

=( 1720-1812)*(600+250)=-78200 руб.

Э= =20827237-78200=20749037 руб.

Расчёт для скважины ведётся аналогично.

Таблица 6.3.2 Исходные данные к расчёту скважины №1188 Ватинского месторождения.

Цена электроцентробежного насоса		400000	руб.
Цена погружного электродвигателя		205000	руб.
Цена насосно - компрессорных труб		600	руб./м
Цена кабеля		250	руб./м
Себестоимость нефти		3000	руб./т
Цена нефти		12000	руб./т
Обводнённость продукции		0,30
Плотность нефти		0,86	т/м3
Изменение среднесуточного дебита скважины по жидкости		37,4	т/сут
Коэффициент эксплуатации скважин		0,98

Таблица 6.3.3 Результаты расчёта

№ скв.	Доп. добыча нефти, т/год	Доп. выручка, тыс.руб	Доп. затраты, тыс. руб	Эффект (прирост добычи), тыс.руб	Эффект (уменьш. глубины спуска), тыс.руб	Общий Эффект, тыс.руб
701	2548,02	31008,3	10181,06	20827,24	-78,2	20749,037
1188	8053,54	96642,52	24765,62	71876,9	-301,75	71575,15
	Общая сумма эффекта:	92324,18

Выводы:

1. По двум скважинам получен экономический эффект 92324,18 тыс.руб./год.

2. Получен прирост добычи нефти.



6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Введение

Основное назначение охраны труда - создание на предприятиях условий, которые обеспечили бы полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены были бы на всемерное облегчение труда и наилучшую санитарно - гигиеническую обстановку на производстве.

В современной нефтяной и газовой промышленности большое значение приобретает безопасность и экологичность действующих производств и процессов протекающих на различных предприятиях нефтегазопереработки.

Под безопасностью понимается такое состояние деятельности (труда), при котором с некоторой вероятностью (риском) исключается реализация потенциальных опасностей.

Риск возникновения техногенных катастроф и аварий и масштабы их последствий напрямую зависят от интенсификации производства, роста энергетической мощности единичных производственных объектов, своевременности обновления технологий и оборудования, обостряющихся противоречий между темпами прогресса и подготовки специалистов. Все эти факторы и тенденции следует рассматривать как важнейшие предпосылки негативного влияния техносферы на окружающую среду и человека, причем влияние в виде экстремальных ситуаций - техногенных катастроф и аварий.

Основные причины аварий и травматизма на производстве - грубейшее нарушение специалистами и персоналом требований правил безопасности, отступления от установленных технологий и регламентов, неверные инженерные решения, а также конструктивные недостатки и неисправности оборудования.

Таким образом, можно говорить об актуальности проблем обеспечения производственной безопасности.

6.2 Анализ условий труда на Ватинском месторождении

В данной работе рассматривается рабочее место оператора по добыче нефти и газа скважин. В обязанности оператора входит:

- ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти;

- осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок;

- очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол;

- замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке;

- расшифровка показаний приборов контроля и автоматики;

- техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин;

- снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы участка, цеха.

Опасные и вредные производственные факторы

а) Токсичные вещества

Химические опасные и вредные производственные факторы по

характеру воздействия на организм человека подразделяются на:

- токсичные;

- раздражающие;

- сенсибилизирующие;

- канцерогенные;

- мутагенные.

В соответствии с Гигиеническими нормативами 2.2.5.1313-03 «ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны» с дополнениями и изменениями от 24 декабря 2003г., 30 июля 2007г., 22 января 2009г., 3 сентября 2009г., 25 октября 2010г. содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций.

Таблица 7.2.1.1. Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ

Характеристика	Наименование веществ
	Метан СН4	Окись углерода СО	Нефть	Сероводород H2S
Плотность по воздуху, г/см3	0.5543	0.967	3.5	1.191
ПДК в воздухе м.р./с.с., мг/м	7000	20	10	10
Действие на организм	В больших количествах обладает наркотическим действием	Обладает общеядовитым свойством	Обладает наркотическими свойствами	Сильный и весьма опасный нервный яд
Температура вспышки, 0С	-	-	-40 - 17	-
Температура самовоспламенения, 0С	537	610	270-320	246
Концентрационные пределы воспламенения	5-15	12,5-74	1,26-6,5	4,3-46
Класс опасности в соотв. ГОСТ 12.1.007.76	2	4	4	2

Во всех помещениях, в которых работа связана с вредными веществами, должны быть разработаны нормативно-технические документы по безопасности труда при производстве, применении и хранении вредных веществ, а также выполнены комплексы организационно-технических, санитарно-гигиенических и медико-биологических мероприятий.

Согласно протоколам исследования воздуха на содержание вредных веществ условия труда соответствуют допустимым значениям.

б) Метеоусловия на рабочих местах, их особенности

Условия труда на нефтяных промыслах Западной Сибири имеют свои особенности в связи с суровыми климатическими условиями. Климат района резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и холодное лето.

При работе в производственных помещениях важно чтобы не застаивался воздух, что приводит к головным болям и быстрой усталости. Чтобы этого избежать применяются вентиляторы. В холодных условиях отопление должно постоянно поддерживаться, но так, чтобы человек в помещении не перегревался. Иначе резкие перепады температур пагубно влияют на организм человека. На территории кустов места обогрева и сумки одежды отсутствуют. Актированные дни устанавливаются при температуре более -45 ⁰С.

Работа оператора связана с ходьбой (перемещением по кустовой площадке, линии трубопроводов) и переноской тяжестей до 10 кг и сопровождающиеся умеренным физическим напряжением и поэтому относится к категории IIб, с интенсивностью энергозатрат в 201-250 ккал/ч (233 - 290 Вт). Оптимальные и допустимые показатели микроклимата для объекта приведены в таблице 7.2.1.2.

Таблица 7.2.1.2. Оптимальные и допустимые нормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений ГОСТ 12.1.005-88 и СанПиН 2.2.4.548-96

Точка замера	Категория работ	Параметры микроклимата
		Температура воздуха, °С	Влажность, %	Скорость движения воздуха, м/с
		фактическая	допустимая	оптимальная	фактическая	допустимая	оптимальная	фактическая	допустимая	оптимальная
Холодный период
операторная		21	15-22	17-19	25	15-75	40-60	0,1	0,1	0,1
Теплый период
операторная	IIб	22	16-27	19-21	41	15-75	40-60	0,1	0,1	0,1

в) Производственное освещение

Количество естественного света от погодных условий, времени года и суток. Недостаток естественного света возмещается искусственным освещением.

Искусственное освещение нормируется в соответствии со СНиП 23.05-95 "Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования".

На территории кустов скважин искусственное освещение не установлено, что создается трудности в темное время суток. В АГЗУ применяются искусственное освещение. Освещение производится лампами обеспечивающими взрыво- и пожароопасность.

Минимальная освещенность в АГЗУ составляет 75 лк.

Разряд зрительной работы определяется в зависимости от характеристики зрительной работы в соответствии со СНиП 23.05-95 (таблица 7.2.1.3).

Таблица 7.2.1.3 Разряды зрительной работы (СНиП 23.05-95)

В должностные обязанности оператора по добыче нефти и газа входит контроль за измерением дебитов добывающих скважин, который осуществляется с помощью АГЗУ. Так как замеры дебитов в АГЗУ длительны по времени, то значения разряда по нормам будет VIII (таблица 7.2.1.4). Однако некоторую часть рабочего времени оператор ДНГ, проводит в операторной и поэтому для данного места работы значение разряда по нормам будет IV. (Таблица 7.2.1.3.)

Таблица 7.2.1.4. Нормы освещенности при искусственном освещении КЕО (для III пояса светового климата РФ) при естественном и совмещенном освещении (СНиП 23.05-95)

Наименование измеряемых параметров, рабочей поверхности	Фактическое значение	Значение по нормам	Класс условий труда	Время пребывания
Операторная		разряд - IV	2,0	25
КЕО,%	0,63	0,5	2,0
Освещенность(общая),лк	238	200	2,0
Коэффициент пульсации,%	4,6	20	2,0
АГЗУ		разряд - VIII		25
КЕО,%	0,55	0,5	2,0
Освещенность(общая),лк	102	20	2,0

г) Шум и вибрация

Допустимые уровни шума, вибраций, инфра- и ультразвука в производственных помещениях, рабочих местах и на территории предприятия определяются в соответствии с санитарными нормами допустимых уровней на рабочих местах.

Высокие уровни шума в сочетании с другими вредными факторами производства, такими как повышенная температура воздуха, вибрация, инфразвук, очень резко снижают работоспособность человека, могут приводить к повреждению слуха у работников промышленных предприятий, к нарушению регулирующей функции нервной и сердечно-сосудистой систем, к возникновению головных болей, вызывают язвенную болезнь желудка.

Источниками шума на объекте являются технологическое и электрическое оборудование, трубопроводы. Согласно требованиям санитарных норм СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданиях и на территории жилой застройки» и ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности», уровень звука на постоянных рабочих местах, в производственных помещениях и на пром.площадке не должен превышать 75 дБА.

Таблица 7.2.1.5.

Допустимые значения шума (СН 2.2.4/2.1.8.562-96)

Характеристика помещений	Уровни звукового давления в дБ в октановых полосах со среднегеометрическими частотами	Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000
Постоянные рабочие места и рабочие зоны в производственных помещениях и на предприятиях	107	95	87	82	78	75	73	71	80

При превышении предельных значений уровня звука все работники обеспечиваются средствами индивидуальной защиты, согласно ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума».

В соответствии с ГОСТ 12.1012-90 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования», действие вибрации на обслуживающий персонал объекта незначительно.

Для обеспечения вибрационной безопасности труда осуществляется контроль соблюдения норм и требований, установленных ГОСТ 12.1.012-90 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования» и СН 2.2.4/2.1.82.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».



Таблица 7.2.1.6. Допустимые уровни вибрации (СН 2.2.4/2.1.8.566-96)

Среднегеометрические частоты, Гц	Амплитуда перемещения, мм	Среднеквадратичная колебательная скорость
		мм/с	дБ к 5*10-5 мм/с
2	1,28	11,2	107
4	0,28	5	100
8	0,056	2	92
16	0,028	2	92
31,5	0,014	2	92
63	0,0072	2	92

Согласно ССБТ ГОСТ 12.1.012-90 используют следующие методы и средства защиты от вибраций:

1. Применение виброизоляции - защита с помощью устройств, помещённых между источником возбуждения и защищаемым объектом;

2. Применение вибродемпфирования - превращение энергии механического колебания в тепловую энергию;

3. Снижение вибрации на пути её распространения введением рёбер жёсткости и изменения конструкции несущих систем механизмов;

4. Динамическое гашение колебаний - присоединение к защищаемому объекту системы, реакции которой уменьшают размах вибрации объекта в точках присоединения системы.

д) Опасность поражения электрическим током

Обеспечение безопасности работы с электричеством должны соответствовать «Правилам устройства электроустановок. Издание 7» (ПУЭ-7), ГОСТ 12.1.019-79.

Монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования и нефтепромысловых установок должны проводиться в соответствии с требованиями ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен производить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов. Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с прикосновением к токоведущим частям, осуществляются только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями. Установка включается и выключается нажатием кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления.

Кабель КРБП от станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 0,4 м от поверхности земли. Прокладывать кабель со стороны мостков и в местах установки подъемных агрегатов и спецтехники запрещается. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1 кВ.

Подключение бригад текущего ремонта скважин осуществляется напряжением не более 380 В через станцию управления с применением 4-х контактного разъема с заземляющим контактом и при отключенных автоматах, снятой нагрузке и заземленном оборудовании.

Заземляющие устройства должны обеспечивать безопасность людей и защиту электрооборудования, а также эксплуатационные режимы работы. В качестве заземлителя для электрооборудования УЭЦН и бригад ПРС должен быть использован кондуктор или техническая колонна любой скважины куста. Заземлению подлежат:

- корпус трансформатора и станции управления, а также броня кабеля;

- металлические основания вагон-домиков и оборудование бригад;

- стальные трубы и другие конструкции, связанные с установкой электрооборудования;

- металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников.

Заземляющие проводники и заземляющие магистрали должны быть выполнены из катанки диаметром не менее 6 мм или из гибких проводов. Они прокладываются по поверхности для удобства контроля за их состоянием и соединяются с заземлителем сваркой или надежным болтовым соединением. После монтажа заземления производится измерение сопротивления заземляющего устройства, и результаты оформляются протоколом.

Для обеспечения безопасности людей и сохранности зданий и других сооружений от разрушений, загорания, взрывов при прямых ударах молнии должна устраиваться молниезащита. Она может быть выполнена стержневым или тросовым молниеотводом. Перед приемкой молниезащитных устройств на кустах скважин организации должна быть передана следующая документация:

- технический проект молниезащиты, утвержденный соответствующей организацией и согласованной с энергоснабжающей организацией и инспекцией противопожарной охраны;

- протоколы измерения сопротивлений заземлений грозозащитных устройств.

Во время грозы запрещается находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств молниезащиты.

е) Факторы производственного процесса: тяжесть и напряженность труда

К факторам, характеризующим напряженность труда, в соответствии с Руководством 2.2.2006-05 «Гигиенические критерии оценки и классификация условия труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса» относятся интеллектуальные нагрузки, сенсорные нагрузки, эмоциональные нагрузки, степень монотонности нагрузки, режим работы. Напряженность трудового процесса оператора по ДНГ заключается: в интеллектуальных нагрузках (обработка, выполнение и проверка задания, операции по решению простых задач по инструкции), эмоциональных нагрузках. Тяжесть трудового процесса оператора по ДНГ заключается; в перемещении с одного места на другое, частая смена рабочего положения тела. Трудовой процесс оператора по ДНГ относится к категории 1 степени тяжелого труда и средней степени напряженности.

ж) Электромагнитное излучение

Источником электромагнитных полей (ЭМП) на рабочем месте оператора является ПЭВМ. Параметры ЭМП приведены в таблице 7.2.1.7 Измерение параметров ЭМП производилось на расстоянии 0,5 м от источника ЭМП. Измеренные параметры ЭМП не соответствуют требованиям СанПиН 2.2.2./2.4.1340-03 «Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы». Значение напряженности электрического поля в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц превышает ВДУ из-за отсутствия зануления аппаратуры ПЭВМ. Поверхностный электростатический потенциал экрана видеодисплея превышает ВДУ из-за механических повреждений. Остальные параметры ЭМП в пределах нормы.

Таблица 7.2.1.7. Параметры электромагнитных полей, создаваемых ПЭВМ.

Параметр	Диапазон частот	Высота от пола, м	Фактическое значение	Временный допустимый уровень (ВДУ)
Напряженность электрического поля, В/м	5 Гц - 2 кГц	0,5	120	25
		1	169
		1,5	134
	2 - 400 кГц	0,5	0,28	25
		1	0,28
		1,5	0,19
Плотность магнитного потока, нТл	5 Гц - 2 кГц	0,5	10	250
		1	40
		1,5	20
	2 - 400 кГц	0,5	1	25
		1	3
		1,5	1
Напряженность электростатического поля, В/м	-	0,5	1000	15000
		1	1376
		1,5	1239
Электростатич-й потенциал экрана видеомонитора, В	-	-	947	500

Для устранения несоответствий необходимо произвести зануление аппаратуры ПЭВМ и заменить монитор на более современный.

Средства индивидуальной защиты.

К средствам индивидуальной защиты на промыслах относятся: спецодежда, головные уборы, спецобувь, перчатки, приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки и антифоны), предохранительные пояса.

Для оператора добычи нефти и газа, согласно «Типовым нормам бесплатной выдачи сертифицированных специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, в организациях нефтегазового комплекса», утвержденный приказом Минздравсоцразвития России от 06.07.05 № 443, выдаются следующие СИЗ:

· Спецодежда: костюм для защиты от воды из синтетической ткани с пленочным покрытием; костюм из смесовых тканей для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий или костюм из х/б ткани с огнезащитной пропиткой или из огнестойкой ткани на основе полиарамидных волокон; костюм противоэнцефалитный;