Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Исследования в области повышения эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений, направленные на увеличение основного показателя эффективности - конечного коэффициента нефтеизвлечения, ведутся в широких масштабах практически во всех нефтедобывающих странах мира в течение многих десятилетий. За эти десятилетия предложены, исследованы в лабораторных условиях, испытаны на опытно-промышленных объектах до двух десятков новых методов воздействия на пласт, обеспечивающих увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Широкий разворот научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по повышению эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений вызван многочисленными причинами, основные из которых заключаются в следующем:

Во-первых, центры добычи нефти перемещаются в северные и восточные районы с трудными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, включая акваторию арктических морей, что приводит к резкому увеличению материально-технических и трудовых затрат.

Во-вторых, вследствие выборочного ввода в разработку крупных высокопродуктивных месторождений с высокими темпами добычи нефти произошло накопление низко продуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые не введены в эксплуатацию. По целому ряду таких месторождений в настоящее время отсутствует экономически приемлемая технология разработки.

В-третьих, в целом конечный коэффициент нефтеотдачи даже при благоприятных условиях редко превышает 50 %, следовательно, более половины запасов остается в недрах А по трудноизвлекаемым запасам эта цифра достигает 70-80 %. Происходит накопление огромного количества остаточных запасов в традиционных нефтедобывающих районах страны с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Эти районы обеспечены высококвалифицированными производственными и научными кадрами. Изыскание и создание методов увеличения нефтеотдачи позволили бы добиться снижения темпов падения добычи нефти и повышения эффективности разработки месторождений с остаточной нефтью.

Существующие методы повышения нефтеотдачи направлены на улучшение нефтеотмывающих способностей закачиваемого в пласт рабочего агента, снижение вязкости пластовой нефти, поверхностного натяжения на границе фаз, выравнивание скоростей вытеснения нефти из неоднородных пластов и т.д. Во всех этих методах предусматривается применение скважин обычной конструкции, которая практически не менялась со времен появления вращательного бурения.

Между тем известно, что можно бурить горизонтальные, пологонаклонные и восстающие скважины не только с поверхности земли, но и из подземных горных выработок в нефтяной шахте. Эти скважины могут быть пробурены по очень плотной сетке и могут иметь большую протяженность по пласту. В связи с этим обеспечивается очень высокая степень вскрытия пласта, являющаяся предпосылкой для высокого охвата пласта воздействием рабочего агента.

Учитывая, что стоимость бурения 1 метра таких скважин значительно ниже стоимости бурения скважин с поверхности земли, что в шахте возможно более эффективное использование всех применяемых методов увеличения нефтеотдачи из-за высокой степени вскрытия пласта плотной сеткой скважин, представляется целесообразным для повышения эффективности разработки нефтяных залежей, в первую очередь с нефтями высокой и средней вязкости и залежей природных битумов, применять системы дренажной шахтной разработки, в частности, системы термошахтной разработки.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района и месторождения

Ярегское месторождение тяжелой нефти расположено в центральной части Республики Коми в междуречье реки Ижмы и реки Ухты на слабохолмистом плато, являющимся частью восточного склона Южного Тимана.

Климат района континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет -13,3^O С. Абсолютный температурный максимум равен + 37,7^O С, минимум - 56^O С. Длительность зимнего периода в среднем 192 дня, грунты промерзают на глубину до 2,2 м. Вечная мерзлота отсутствует. Среднегодовое количество осадков составляет 451 мм, 70% из них в летнее время. Толщина снегового покрова достигает 1,0 м. Расчетная снеговая нагрузка равна 150 кгс/м². Расчетная ветровая нагрузка равна 35 кгс/м².

Рассматриваемая территория расположена на водораздельном плато рек Ярега, Доманик и Лыа-Ель. Рельеф плато сравнительно ровный и характеризуется высотными отметками 135-168 м. Поверхность большей частью заболочена, мощность торфа от 0,5 до 3,0 м и более. Незастроенные участки залесены. Лес средней густоты и крупности.

Географические координаты месторождения 60^O 25' северной широты и 53^O 26' восточной долготы.

Месторождение располагается в промышленно развитом районе, где имеются все необходимые строительные, энергетические мощности и ресурсы. Месторождение с городом Ухта связано автомобильным и железнодорожным транспортом.

Сбор, подготовку и отгрузку нефти потребителю Ухтинскому нефтеперерабатывающему заводу (УНПЗ) осуществляет нефтебаза, расположенная на территории нефтешахты № 1, по железной ветке, соединяющей НШ-1 с железнодорожной магистралью Котлас-Воркута.

В настоящее время на месторождении действуют три нефтяных шахты: НШ-1, НШ-2 и НШ-3. При каждой шахте существует жилой поселок. Между собой и с городом Ухта поселки и шахты связаны автомобильными дорогами.

Нефтяная шахта № 3 располагается в северо-западной части Ярегского месторождения в 23 км к Юго-западу от города Ухты.

Нефтешахта № 3 была сдана в эксплуатацию в 1943 году и в 1964 году отработала свои запасы. Было принято решение реконструировать нефтешахту для добычи титановой руды, которая в пределах шахтного поля залегает в толще нефтеносных пород.

В связи с длительным фондом реконструкции, которая до настоящего времени не закончена, на нефтешахте была начата повторная отработка площадей на нефть с применением паротеплового воздействия на пласт.

1.2 Геолого-промысловая характеристика Ярегского месторождения и общие сведения о месторождении

Ярегское нефтяное месторождение было открыто в 1932 году. Разведка центральной части месторождения на нефть проводилась в период с 1932 года по 1942 год. Для этой цели было пробурено 103 скважины. Доразведка отдельных участков месторождения осуществлялась в период с 1943 года по 1958 год бурением еще 47 разведочных скважин. Опытная эксплуатация месторождения начата в 1932 году обычным способом - скважинами, пробуренными с поверхности.

Весьма низкое извлечение нефти, обусловленное чрезвычайно высокой вязкостью, и трудности в организации сбора и транспорта такой продукции в суровых климатических условиях не позволили осуществить разработку этого месторождения обычным способом в пределах экономической целесообразности. Стремление к разработке этого месторождения высококачественной нефти при более высокой нефтеотдаче и к снижению ее себестоимости приводит к созданию шахтного способа добычи нефти.

Первая нефтешахта (НШ-1), ведущая отработку северо-восточной части месторождения, вступила в эксплуатацию в 1939 году, нефтешахта № 3 начала отработку северо-западной части месторождения в 1943 году и нефтешахта № 2, эксплуатирующая юго-восток месторождения, введена в 1949 году.

1.3 Характеристика разреза

Нефтяная залежь размером 36*3-6 км пластового сводового типа высотой до 87 м контролируется Ярегской, Лыаельской и недавно открытой Вежавожской структурами третьего порядка, осложняющими свод крупной Ухтинской брахиантиклинали на восточном склоне Южного Тимана.

Месторождение залегает на глубине 130-220 м в песчаниках живетского-пашийского возраста (пласт III местной промысловой номенклатуры) непосредственно на рифейском фундаменте.

В пределах контура нефтеносности брахиантиклиналь асимметрична. Северо-восточное крыло структуры с углом падения 1^О более пологое, юго-западное почти в три раза короче северо-восточного, что обусловлено углом падения 2^О 18'. С глубиной углы падения становятся круче. Кровля III-го пласта в основном совпадает с выступом кровли метаморфических сланцев. Ярегское месторождение отличается сокращенным стратиграфическим разрезом. В нем выделяются отложения докембрийской, девонской и четвертичной систем.

Большая часть поля III занимает сводовую и присводовую части структуры. Здесь кровля пласта III не спускается ниже абсолютной отметки минус 15, а в центре вырисовывается достаточно обширный свод с отметками выше плюс 10 м.

Наиболее высокое положение кровли отмечается на крайнем западе, в зоне выклинивания пласта, где он представлен только нижним продуктивным горизонтом.

Рифейский фундамент на западе средней части поля образует два относительно крупных выступа, разобщенных близширотной зоной погружения.

Как и на всем месторождении, пласт III состоит из трех разновозрастных пачек песчаников с прослоями- линзами аргиллитов и алевролитов: нижней афонинской толщиной до 35 м, средней старооскольской от 0 до 50 м и верхне пашийской от 0 до 14 м. На большей части шахтного поля средняя и верхняя пачки слагают единый верхний продуктивный горизонт песчаников, а в зоне выклинивания на западе весь пласт представлен песчаниками нижней и верхней пачки. Нижняя пачка сложена исключительно лейкоксен-кварцевыми песчаниками. Средняя состоит преимущественно из кварцевых косослоистых песчаников. Верхняя пачка сложена грубозернистыми слабосортированными песчаниками с лейкоксенами.

Пласт III перекрывается так называемыми “ надпластовыми аргиллитами”, средней толщиной 12 м. Это горизонтально- слоистые зеленовато серые аргиллиты средней крепости, в контактах с диабазами, которые темно- серые.

Выше залегает туффитовый слой, сложенный различными туффитами с подчиненным участием туффопесчаников и туффогенных глин. Средняя толщина слоя 43 м.

Над туффоидными породами несогласованно залегают плотные темные с голубоватым оттенком аргиллиты, средняя толщина которых около 6 м.

Выше лежит толща слабо известковых аргиллитов и аргиллитоподобных глин средней толщиной 76 м.

Пласт III Ярегского месторождения характеризуется следующими показателями:

мощность до 30 м;

проницаемость (3,06-5,06)* 10^-12 м²;

пористость до 24 %;

начальное пластовое давление 147*10⁴ Па;

температура 6-8^оС;

вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) ПА*с;

коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,42-0,98.

Многочисленными трещинами с амплитудой смещения до 6-8 м залежь разбита на тектонические блоки размерами 10-30 м.

1.4 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Плотность добываемой на месторождении нефти в стандартных условиях более чем по 1500 определениям колеблется в широких пределах от 0,934 до 0,956 г/см³, среднее значение 0,945 г/см³. На шахтном поле III, расположенном в содовой части Ярегской структуры, плотность нефти несколько ниже и составляет в среднем 0,940 г/см³.

При начальной пластовой температуре 6-8^оС средняя плотность дегазированной нефти 0,955-0,958 г/см³, а при нагревании до 100^оС она снижается до 0,90 г/см³.

Расчетная плотность нефти в пласте при газовом факторе 10 т/м³ также определяется в 0,933 г/см³.

Ярегская нефть относится к весьма вязким. Основная масса определений вязкости дегазированной и отстоенной нефти была получена с помощью аппарата Энглера при температуре 50-75^оС. По 469-ти анализам она изменяется от 32 до 58^оЕ.

Кинематическая вязкость нефти при температуре 40^оС и 50^оС равна соответственно 786,3 и 406 мкм²/с, а на шахтном поле III она при температуре 50^оС составила в среднем 212 мкм²/с.

Динамическая вязкость дегазированой нефти при температурах 6^о и 8^оС достигает 15300 и 12500 МПа*С, а в стандартных условиях - 3600 МПа*С. При температуре 100^оС вязкость дегазированной и пластовой нефти снижается соответственно до 60 и 49 МПа*С (рис 1).

В составе нефти преобладают масла, в среднем 73,3 %, смол силикагеловых в ней около 20 %, асфальтенов и твердых парафинов соответственно 2,4 и 0,48 %, серы 1,12%. В нефти, экстрагируемой из керна, содержание твердых парафинов превышает 2%, а при тепловом воздействии на пласт количество парафина возрастает до 1,45%.

При перегонке пара с нефтью, содержащей 1,09% серы, выделяется 19,7см²/л сероводорода, начиная со 172^оС, хотя большинство сернистых нефтей выделяют его уже при 110-130^оС. Такая высокая термическая стойкость сернистых соединений в Ярегской нефти является благоприятным фактором для теплового воздействия на пласт.

В связи с потерями нефтью большей части легких фракций в ней полностью отсутствуют бензиновые составляющие, а начало кипения редко опускается ниже 200^о С. Поэтому групповой углеродный состав нефти определяется по фракции 200-300^оС, выход которой на нефтешахте 3-11,2%.

На ароматические углеводороды приходится 2,2%, нафтеновые - 7%,на метановые - 2%. Наибольшие колебания от места к месту характерны для метановых углеводородов (от 0,6 до 3,9%) в связи с наибольшими потерями их при биогенном воздействии.

Состав газа по 255-ти анализам меняется на месторождении в следующих пределах (в скобках указано среднее содержание на нефтешахте № 3):

метана 88,2-99,3% (95%);

сумма тяжелых углеводородов 0,1-2,5% (1%);

двуокиси углерода 0,3-9,4% (3%);

азот + инертные 0-12,6% (1%).

Как видно, в сводовой части структуры на нефтешахте III в газе несколько ниже инертных и метана, но в 2-3 раза больше его гомологов и в 1,3 раза больше двуокиси углерода, чем в среднем на месторождении.

В составе водорастворенного газа содержится 12-29% метана, 8-20% азота и до 60% двуокиси углерода.

Вода, поступающая в горные выработки вместе с нефтью, определяет общий фон слабой водоносности чисто нефтяной зоны всего пласта III. Половина из 19-ти шахтошурфов, вскрывающих всю нефтяную залежь, оказались практически безводными, а в остальных дебиты не превышали 27м³/сут.

В пределах водонефтяной зоны пласта в горные выработки, пройденные в нефтеносных песчаниках, вода по скважинам, которые вскрывали интенсивно трещиноватые участки, поступала с дебитами до сотен м³/сут. Пестрота степени минерализации этих вод, в которой преобладают хлориды щелочей, объясняется смешением вод из различных внутрипластовых областей питания.

Вода соленая с минерализацией до 22^г/л, хлоркальциевого типа, ее вязкость 1,05Мпа*с.

1.5 Вскрытие и подготовка шахтного поля

Схема вскрытия. Шахтные стволы.

При почти горизонтальном залегании пласта на глубине близкой к 150м, вскрыть месторождение представляется возможным только с помощью вертикальных стволов, расположенных на расстоянии 50м один от другого.

Вертикальные, центрально-сдвоенные стволы располагаются в средней части разрабатываемой площади. Оба ствола, подъемный и вентиляционный, пройдены диаметром 4,5м в свету и закреплены бетонной монолитной крепью.

В подземной части стволы пройдены на разные отметки с таким расчетом, чтобы обеспечить весь сбор подземных вод в одном месте. В непосредственной близости от стволов расположены все околоствольные выработки шахты и камеры: главного водоотлива, центральной подземной подстанции, электровозного депо, центральной нефтеперекачивающей станции, склад взрывчатых материалов.

Стволы пройдены по породам средней крепости и поэтому толщина бетонной крепи в стволах принята, согласно расчетам, 300мм. И только в верхних частях стволов, в шейках, толщина бетона взята большей, доходя в самом верху до 1,75м.

Армировка на вентиляционном стволе принята металлическая, проводники для клетей деревянные, а расстрелы металлические. В стволе они расположены со стороны лобовых стенок клетей, а на приемных площадках переходят на боковые - “ложные”.

Армировка главного ствола принята также металлическая: деревянные проводники, металлические расстрелы и лестничное отделение ствола. Проводники изготовлены из твердых пород хвойных деревьев (лиственница, сосна), которые устанавливаются с лобовой стороны клети на всем протяжении ствола (лобовые проводники) и лишь при подходе к приемным площадкам лобовые проводники замещаются “ложными” проводниками, т.е. расположенных по бокам клети.

Площадь сечения каждого ствола 16см², за вычетом армировки приблизительно 13-14см².

На поверхности стволы имеют следующие каналы:

запасной выход из лестничного отделения подъемного ствола на поверхность;

вентиляционный канал у вентствола и запасной выход у этого же ствола;

В околоствольном дворе к стволам пройдены ходки для вывода людей из шахты через лестничное отделение. Роль таких ходков выполняют:

наклонный ходок из насосной камеры ЦВО в подъемный ствол;

наклонный ходок у вентиляционного ствола.

Размещение подъемных сосудов, лестничных отделений удовлетворяет всем необходимым требованиям. Характеристики каждого ствола приведены в таблице.

Таблица 1

Показатели	Ед. изм.	Главный ствол	Вспомогат. ствол
Глубина ствола с поверхности	М	144,9	143,1
Глубина зумфа	М	3	4,8
Полная глубина ствола	М	147,9	147,9
Диаметр ствола в свету	М	4,5	4,5
Площадь сечения ствола в свету	М2	16,0	16,0
Вид крепи ствола		Бетон	Бетон
Толщина крепи	мм	300	300

1.6 Способ подготовки шахтного поля

Все шахтное поле разделено на 4 блока. Расстояние между блоками в среднем 350м. Направление расположения и нарезки блоков совпадают с направлением простирания месторождения.

Для нарезки блоков в крест простирания пройден капитальный штрек. Из этого штрека в соответствующих местах по простиранию месторождения засекаются откаточные и вентиляционные блоковые штреки, а из последних - полевые штреки. Все выработки пройдены с определенным уклоном, а именно:

Капитальный штрек - с уклоном 0,006 в сторону околоствольных выработок;

Блоковые откаточные и вентиляционные штреки пройдены с уклоном 0,006 в сторону капитального штрека;

Полевые штреки - с уклоном 0,007 в сторону блоковых штреков.

Уклоны всех выработок связаны между собой в общую систему по всей шахте и обеспечивают перемещение жидкости (воды и нефти) по водоотливным канавкам из любой выработки в район околоствольных выработок.

Подготовка уклонного блока есть один из элементов подготовки шахтного поля. В центре уклонного блока проходится уклон и ходок, которые заканчиваются эксплуатационной галереей. Из галереи бурят пологовосходящие добывающие скважины по продуктивному пласту. Выше пласта на 25-30м (в туффитовом горизонте) проходят ряд выработок (полевые штреки и оконтуривающие выработки), в которых проходятся буровые камеры. Из буровых камер бурят в пласт паронагнетательные вертикальные и наклонные скважины до ВНК.

1.7 Бурение скважин

Разработка площадей уклонных блоков включает в себя бурение нагнетательных скважин в надпластовом горизонте и добывающих скважин с галереи уклона.

Бурение скважин в условиях подземных выработок ведется буровым станком ПБС-2Т и ПБСА-300. Станки ПБС-2Т изготовлены Ухтинским механическим заводом специально для Ярегских нефтешахт.

Его технические данные следующие:

тип - гидравлический

максимальная глубина бурения - 350м

максимальный диаметр бурения - 200мм

диаметр рабочих штанг до 73мм

максимальная распорная высота - 4950мм

максимальное усилие на забой - 5*10⁴Н

углы поворота станка:

а) вокруг вертикальной оси - 360^о

б) вокруг горизонтальной оси - 120^о

привод:

а) тип - осевая гидравлическая турбина

б) мощность - 120кВт

в) перепад давления - 2Мпа

г) расход воды - 12^л/с

частота вращения бурового инструмента

а) прямой ход

I скорость - 113мин^-1

II скорость - 157мин^-1

б) обратный ход

I скорость - 144мин^-1

II скорость - 200мин^-1

механизм подачи

тип гидравлический и механический;

гидравлическая подача:

а) количество гидромониторов - 2шт

б) усилие поршневой плоскости - 2,5*10⁴Н

в) усилие штоковой плоскости - 2,2*10⁴Н

г) ход - 630мм

механическая подача:

а) тип-редуктор червячный

б) ход - 600мм

лебедка

а) назначение - проведение спуско-подъемных операций

б) грузоподъемность - 3*10⁴Н

в) емкость барабана - 15м

г) диаметр каната - 15,5мм

рабочее давление 2Мпа

ширина колеи 60мм

На буровом станке в качестве двигателя применена гидравлическая многоступенчатая осевая турбина, приводимая в действие напорной водой от насосной установки. Использование гидравлической энергии позволяет осуществлять (при помощи одного вида энергии) все виды работы в процессе бурения: вращение и подачу инструмента на забой, промывку скважины и пуско-подъемные операции.

Буровой снаряд состоит из промывочного сальника, колонны бурильных штанг диаметром до 73мм, колонковой трубы и замка, трехшарошечного долота.

В зависимости от крепости пород применяют долота типа Ci, CTi, Ti, K.

Вода от насосов к буровым станкам подается по трубопроводу Ду = 150мм. Из общего количества подаваемой воды на промывку скважины расходуется 35м³/час, на работу турбины 70м³/час.

Схема водоснабжения бурового станка следующая: насосы, установленные в камере участковой насосной забирают воду из емкости водосборника и по напорному трубопроводу подают ее на буровой станок. Сброс воды “после турбины” станка производится по отдельному трубопроводу в емкости водосборника.

Промывочная жидкость при бурении скважин в надпластовом горизонте отводится по водосточным канавкам горных выработок, имеющих уклон в сторону водонефтяной емкости центральной нефтеловушки.

Разрабатываемый пласт на площади уклонного блока дегазирован при первоначальной эксплуатации на режиме растворенного газа, поэтому выделение газа из пласта при бурении добывающих скважин незначительно и применение газоотводителя не предусматривается.

1.8 Технологическая схема и генеральный план поверхности

Промплощадка НШ-3 расположена в 23км от г.Ухты и в 2км северо-восточнее железнодорожной магистрали Воркута - Котлас.

Нефтешахта в своем составе имеет комплекс подземных горных выработок, в которых ведется добыча нефти, сбор ее и откачка на поверхностный сборный пункт- нефтебазу, и технологический комплекс на поверхности, состоящий из зданий, сооружений и оборудования, предназначенный для приема и складирования породы, проветривания горных выработок, обеспечения подземного комплекса паром для закачки в пласт, водой, сжатым воздухом, электроэнергией и связью и для бытового обслуживания трудящихся.

Поверхностный комплекс представлен следующими сооружениями:

административно - бытовой комбинат

надшахтное здание подъемного ствола

надшахтное здание вентиляционного ствола

здание подъемных машин вентиляционного ствола

здание подъемных машин подъемного ствола

вентиляторная

подстанция

компрессорная

котельная

ремонтно-механическая мастерская

цех выжига

обогатительная фабрика

пигментная

склад

столярная мастерская

цех производства товаров народного потребления

стройдвор РСУ.

1.9 Капитальные и подготовительные выработки, околоствольный двор, камеры, склад взрывчатых веществ

Расположение околоствольного двора решено таким образом, что имеются непосредственные выходы на откаточный штрек 1 блока по грузовой и порожняковой выработкам и на капитальный штрек, примыкающий к откаточному штреку.

Груженые вагоны с породой ставятся на грузовую выработку главного ствола, порожние направляются на мойку или на порожняковую выработку. Грузовая и порожняковая выработки двухпутевые.

Подача груженых вагонов в клети подъемного ствола механизирована. Установлены дозирующие стопоры и цепные толкатели типа ТЦК-8-3,5. Управление этими механизмами производится дистанционно, с пульта стволового подъемного ствола.

Расположение рудничного двора вентиляционого ствола решено с учетом тех функций, которые должен выполнять этот ствол, а именно: служить выходом для исходящей струи воздуха.

В пределах околоствольных дворов расположены следующие камеры: насосная камера ЦВО и центральная подземная электроподстанция, электровозное депо с гаражными и зарядными камерами, нефтеловушки №1 и №2, центральная нефтеперекачивающая станция, подземный склад взрывчатых материалов.

Насосная камера ЦВО и центральная подземная электроподстанция располагаются возле подъемного ствола, соединяясь с околоствольными выработками ходками, оборудованными противопожарными герметически закрывающимися дверьми. Из насосной камеры для выхода в подъемный ствол пройден наклонный ходок, сообщающийся с лестничным отделением. Этот ходок является вместе с тем и запасным выходом из шахты.

В непосредственной близости от подъемного ствола западного откаточного штрека 1 блока располагается электровозное депо с гаражами и зарядной камерой. Зарядная камера имеет два заезда и выезд для электровозов с противопожарными герметическими дверьми.

Нефтеловушка №1 и №2 располагаются между западным откаточным шреком 1 блока и западным вентиляционным штреком 1 блока и обеспечивают прием жидкости с западного и восточного крыла шахты.

С увеличением объемов добычи нефти на нефтешахте и возросших требований к качеству подготовки нефти, существующие нефтесборники ЦНПС не удовлетворяют сегодняшнему дню. Для этого, рядом с существующими нефтесборниками, ведется строительство новой ЦНПС с общей полезной емкостью 1140м³.

Для хранения взрывчатых материалов в подземных условиях пройдены выработки склада взрывчатых материалов, расположение которых выбрано в соответствии с “Правилами безопасности по ведению взрывных работ”.

Для изоляции околоствольных выработок, на случай пожара, все ответственные места оборудованы противопожарными дверьми в соответствии с ПБ. Все камеры, где имеются электросиловые установки, а также исходя из длительности срока их службы, закреплены бетонной монолитной крепью.

Подземный склад ВМ расположен между 110 и 112 полевыми штреками на западном крыле 1-го блока. Он представляет собой систему основных и вспомогательных выработок и камер, оборудованных для приема, хранения и выдачи ВМ. Крепление выработок и камер - монолитный бетон. Склад рассчитан на обеспечение проходки горных выработок в максимально требуемых проектом объемах. Предельная емкость составляет 2т ВВ (АП5 - ЖВ) и 7,5 тыс. штук электродетонаторов.

Выработки и камеры склада проветриваются за счет общешахтной депрессии обособленной струей воздуха.

Противопожарные средства размещаются в специальной камере склада.

Освещение склада и подводящих выработок - электрическое, во взрывоопасном исполнении.

По двухгоризонтальной системе разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок (полевых штреков) и уклона с приемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.

Все горные выработки, за исключением эксплуатационной галереи и половины расстояния наклонных путей уклона, проходятся по пустым налегающим породам. Срок службы этих выработок невелик и составляет примерно 8-10 лет. Исходя из этого, сечения выработок выбраны минимальными, но вместе с тем, отвечающими их назначениям.

1.10 Состояние разработки месторождения

Энергетическая характеристика пласта.

Как показывают исследования, энергия пластовой воды не является фактором, который способствовал бы движению нефти к скважинам. Газовая шапка на месторождении отсутствует. В то же время работа вскрываемых трещин, нарушений, а также скважин, встречающих эти нарушения, характеризуется весьма большим газовым фактором. На месторождении пласт - коллектор разбит нарушениями и трещинами на отдельные блоки. Невысокое пластовое давление и медленные темпы его восстановления показывают, что упругие силы пласта и насыщающих его флюидов не оказывают заметного влияния на дренирование залежи. Основными силами, способствующими продвижению нефти к забоям скважин, является энергия свободного в пределах нарушений и трещин газа, растворенного в нефти и сила тяжести.

Режим растворенного газа характерен для огромного количества паровых скважин. Об этом свидетельствует постепенно наблюдаемые в процессе их эксплуатации, увеличение газового фактора с последующей его стабилизацией и быстрый темп падения дебитов. Имеющиеся геолого - промысловые материалы позволяют считать, что Ярегское месторождение характеризуется смешанным режимом - режимом растворенного газа с последующим переходом на гравитационный режим.

1.11 Физические основы технологии термошахтной разработки нефтяных месторождений

Термошахтная разработка является сочетанием дренажной шахтной разработки с методами искусственного воздействия на пласт теплоносителями (пар и горячая вода) и осуществляется при течении нефти в нефтяном пласте с помощью скважин, сооруженных в подземных горных выработках.

Высокие показатели термошахтной разработки обеспечиваются за счет сосредоточения в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, включающих использование плотных сеток размещения нагнетательных и добывающих, наиболее совершенных по степени и характеру вскрытия горизонтальных, пологонаклонных и восстающих скважин большой протяженности (до 300м), а также за счет закачки в пласт теплоносителя.

Указанные скважины соединяют друг с другом отдельные трещины, каверны, каналы и зоны повышенной проницаемости.

Благодаря резкому увеличению поверхности фильтрации самих скважин, фильтрационные сопротивления в пласте в этих условиях снижаются, увеличивается охват пласта процессом теплового воздействия.

Вход в продуктивный пласт горными выработками позволяет максимально снизить противодавление на пласт практически до величины атмосферного давления. В свою очередь, существующие способы изоляции горных выработок и крепления скважин дают возможность создавать в пласте перепады давления, необходимые для осуществления притока нефти от нагнетательных скважин к добывающим.

Значительный эффект при термошахтной разработке обеспечивается за счет воздействия теплоносителем при наличии в пласте плотной сетки нагнетательных и добывающих скважин.

Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения, термическое расширение пластовых флюидов, гравитационное дренирование пласта, вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки. Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.

При средней температуре пласта 70 - 90^оС нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:

за счет снижения вязкости нефти и гидродинамического вытеснения 15-21%

за счет термического расширения пластовых флюидов 5-10%

за счет гравитационного дренирования пласта 14-19%

за счет капиллярной пропитки 6-10%

В общем случае, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достигнуть 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме - 45-60%.

1.12 Критерии выбора первоочередных объектов высоковязких нефтей для разработки их термошахтным способом

Таблица 2

Параметры	Размерность	Величина
Глубина залегания	М	До 800
Запасы нефти	Млн.т	5 и более
Пласт - коллектор	-	Устойчивые терригенные или карбонатные породы
Пористость	%	18 и более
Проницаемость	МДарси	100 и более
Нефтенасыщенность весовая объемная	% %	и более 50 и более
Начальная пластовая температура	оС	26 и менее
Газонасыщенность нефти	М3/т	10 и менее

В соответствии с технологией термоциклического воздействия в комбинации с заводнением процесс разработки пласта осуществляется в 2 стадии:

I стадия - прогрев пласта до температуры 70 - 80 ^оС.

II стадия - вытеснение нефти из прогретого пласта водой.

I стадия. В начальной стадии под закачку пара вводится максимальное количество нагнетательных скважин. Пар закачивается под давлением 2-3 кгс/см³ на устьях подземных скважин. Спустя 6-8 месяцев после начала закачки пара, когда средняя температура пласта увеличивается до 30-40 ^оС, темп ввода тепла в пласт необходимо уменьшить на 30 %.

Для осуществления термодинамического режима полевые штреки или буровые камеры, расположенные на разрабатываемой площади, разбиваются на две группы таким образом, чтобы штреки (буркамеры) одной группы чередовались со штреками (буркамерами) другой группы. Пар в каждую группу нагнетательных скважин закачивается попеременно.

Спустя 12-14 месяцев после начала теплового воздействия темп нагнетания пара должен быть снижен на 50-6% по сравнению с начальным. К концу первой стадии средняя температура пласта возрастает до 70-80 ^оС и завершается подготовка пласта к вытеснению из него нефти. Всего в течении I стадии должно быть закачано в пласт количества пара, равное 0,7 порового объема пласта.

Во II стадии переходят к закачке в пласт воды, попутно добываемой из скважин. Вода закачивается под давлением 3-6 кгс/см² на устьях нагнетательных скважин.

При температуре закачиваемой воды 30-40 ^оС нагнетание воды в пласт продолжается 3-4 месяца. В течении этого времени происходит снижение температуры пласта в среднем на 5-6 ^оС. Затем для восстановления температуры пласта осуществляется переход к закачке пара. Продолжительность цикла закачки пара 50-60 суток.

1.13 Контроль и регулирование процесса

В процессе разработки фиксируются следующие данные:

а) Расход, давление, температура закачиваемых в пласт агентов по каждому штреку ежесуточно.

б) Дебит нефти, воды и температура добываемой жидкости по каждой скважине - не менее двух раз в неделю.

в) Добыча нефти и воды по всему уклону ежесуточно.

г) Количество скважин, находящихся под нагнетанием по каждому штреку, а также количество реагирующих скважин и продолжительность их работы в сутки.

д) Температура и влажность поступающего и исходного воздуха в уклоне и в каждом штреке 2 раза в месяц.

е) Температура по пласту в контрольных скважинах 1 раз в месяц.

ж) Коэффициент сухости пара, поступающего в подземные скважины 1 раз в месяц.

з) Физико-химический состав закачиваемой в пласт воды 1 раз в месяц.

и) Физико-химический состав добываемой в уклоне нефти и воды 1 раз в месяц.

Основной задачей регулирования процесса является обеспечение равномерного прогрева уклонного блока по площади и по мощности пласта, а также равномерный отбор нефти по всей площади. Для более равномерного распределения пара и воды по отдельным буркамерам, каждая буркамера оборудуется дросселирующим устройством.

1.14 Параметры прогрева пласта

Запасы нефти на 1га (средние) - 50 тыс.т.

Запасы нефти на 1 га при мощности пласта в 1 м - 2080 т.

Среднее содержание нефти в 1м³ песчаника - 208 кг.

Извлечение нефти с 1м³ песчаника - 72,8 кг.

Прогреваемый объем пласта для добычи 1т нефти - 13,7 м³.

Теплоемкость песчаника - 510 ккал/м^3.оС.

Количество пара для прогрева 1м³ песчаника до температуры 100оС - 75 кг.

Принимая теплопотери равные 100%, необходимое количество пара на 1т нефти - 2,1т.

Количество добытой нефти с 1 га - 17,5 тыс.т.

Приемистость 1 нагнетательной скважины:

вертикальной - 2 т/сут

горизонтальной - 20 т/сут

Количество закачиваемого пара в уклонном блоке - 200-500 т/сут.

Время обработки уклонного блока - больше 3 лет.

1.15 Технология термошахтной разработки

Технология термоциклического воздействия на пласт в комбинации с заводнением разработана с учетом особенностей процесса теплового воздействия в условиях трещиновато-пористого пласта, насыщенного высоковязкой нефтью (рис.1).

При нагнетании теплоносителя в пласт, закачиваемый агент, особенно в начальной стадии тепловой обработки, распространяется преимущественно по трещинам. При этом происходит эффективный прогрев пласта из густой системы трещин за счет теплопроводности. При поддержании в трещинах постоянной температуры, скорость прогрева определяется лишь продолжительностью процесса тепловой обработки и почти не зависит от темпа ввода тепла в пласт. Расчеты показывают, что текущий расход тепла на нагревание пласта при постоянной температуре в трещинах резко снижается во времени при почти постоянном темпе теплопотерь в окружающие породы. Отсюда вытекает вывод, что в условиях трещиновато-пористой среды высокая тепловая эффективность может быть достигнута при поддержании темпа ввода тепла в пласт на оптимальном уровне, который должен снижаться по мере прогрева пласта. Превышение оптимального уровня закачки теплоносителя приводит к дополнительным потерям тепла с добываемой жидкостью, увеличению тепловыделенй в шахтную атмосферу и уходу тепла за пределы разрабатываемых блоков. Ускорить прогрев пласта при изложенном выше механизме теплового воздействия можно, в основном, двумя способами: за счет увеличения охвата поверхности трещин теплоносителем или за счет повышения температуры закачиваемого агента.



Рис.1. Общая схема технологии термошахтной добычи нефти.

нефть термошахтный вентиляторный месторождение

2. Транспорт нефти и материалов

2.1 Режим работы шахты

Для работы принят круглогодичный режим работы шахты. При этом для рабочих занятых технологическим процессом добычи нефти:

Количество рабочих дней в году - 258;

Количество смен в сутки по добычи нефти - 3;

Количество смен в сутки по подготовительным работам - 2;

Продолжительность смены подземных рабочих - 7,2ч.;

Продолжительность смены рабочих на поверхности - 8,2ч.;

Для подземных рабочих и рабочих на поверхности принята пяти дневная рабочая неделя. Нефть добывается в три смены с перерывами между сменами 48 минут. Подготовительные работы ведутся в 2 смены, и обеспечивают подготовку площадей для годового увеличения добычи нефти.

Максимальная производительность шахты на настоящее время составляет 140 тыс. тонн в год.

2.2 Проходка горных выработок

Все подземные выработки на нефтяных шахтах Ярегского месторождения проводятся буровзрывным методом в соответствии с проектом проходки горной выработки и паспортом БВР.

Бурение шпуров производится перфораторами ПП-63В с пневмоподдержками. Диаметров шпуров под патроны ВВ=36мм. Взрывчатое вещество, используемое на шахте “Аммонит 5-ЖВ” или “Аммонит Т-19”.

Оконтуривание забоя до паспортных размеров производится отбойными молотками МО-10Л.

Погрузка в вагонетки УВГ-1.3 производится породопогрузочными машинами ППН-1С.

При проходки горных выработок для предупреждения травматизма в при забойном пространстве предусматривается временная предохранительная крепь выдвижная консольного типа.

Постоянная металлическая арочная крепь устанавливается с отставанием 1,5-2,0 метра. Все горнопроходческие выполняются с соблюдением действующих нормативных документов по технике безопасности.

Разбуривание горного массива под эксплутационные скважины (пара нагнетающие и нефти сборные скважины) производится буровыми станками типа ПБС-1Т. Данные бур станки были разработаны Ухтинским механическим заводом и приводятся в действие от гидравлики.

2.3 Транспорт нефти

Добываемая в каждом блоке (уклоне) жидкость (нефть, вода, конденсат, механические примеси) собирается в нефтисборники, откуда насосами перекачивается на участковую нефтеловушку. Для откачки жидкости из уклонного блока используются поршневые насосы типа 9МГр-61, которые устанавливаются в насосной камере. Количество насосов два (рабочий и резервный).

Участковая нефтеловушка представляет собой ряд тонких выработок служащих для сбора и транспорта добываемой жидкости с группы уклонов. На нефтеловушке производится частичное отделение воды от нефти. Нефть откачивается на центральную нефтеловушку, вода используется для закачки в пласт и для работы буровых станков, а излишки воды перекачиваются на центральный водоотлив.

Жидкость из участковой нефтеловушки по трубопроводам откачивается в одну из емкостей песколувушки ЦНПС. При движение жидкости в песколувушке происходит осаждение механических примесей. Нефть из песколувушки через сливные окна и отводящие трубы перетекает в емкости нефтесборников ЦНПС. Вода через разделяющие перемычки по трубам водослива сбрасывается в канавку.

В нефтесборнике нефть подогревается до t =70⁰С. подогрев воды водо-зеркальный. Отсчет подогрева, связанной воды осуществляется за счет подогрева и отстоя (не менее 24 ч., при этом содержание воды не должно превышать 1% и механических примесей 0,1%). В период отстоя ведется контроль за температурой нефти и содержания свободной воды в нефтесборниках. Свободная вода сбрасывается через отводы в канавку.

Подготовленная на ЦНПС нефть перекачивается насосами через скважины на нефтебазу НШП “Ярегонефть”.

На ЦНПС применяются насосы типа НПС 65/35-500 (один в ремонте). Производительность насоса - 65м³/ч. развиваемое давление - 340 м.

На нефтебазе производится окончательный отстой и подогрев нефти до t=70-80⁰С, далее идет отгрузка нефти в железнодорожные цистерны, для дальнейшей транспортировки ее на нефтеперерабатывающий завод.

2.4 Проверочный расчет локомотивной откатки

При термошахтной разработке полезное ископаемое, нефть, перекачивается с помощью насосов по трубопроводам. Порода от проходки и расширения горных выработок, оборудования, материалы и люди доставляются по подземным выработкам электровозным транспортом.

В настоящее время на 1т. добываемой нефти приходится 0,24 м³ транспортируемой породы от проходки и восстановления горных выработок.

При годовой добычи нефти 250тыс.т.потребуется транспортировать 60тыс.м³ породы, что составляет 232,8 м³ в сутки при пяти дневной рабочей неделе.

Работы по проходке и восстановлению выработок производится в 2 смены. При такой организации работ сменная производительность составляет 116,4 м³. Коэффициент разрыхления породы 1,75, емкость вагонетки 1,3 м³.

Нефтешахты по содержанию метана в рудничной атмосфере относятся к сверх категорийным. В качестве транспорта принимается локомотивная откатка электровозами в рудничном исполнении РП и РВ.

Максимальное расстояние откатки в шахте, принимая во внимание размеры отведенного поля, составит 1300 м, а средние 1100 м.

Магистральные пути соответствуют нормальному профилю (профиль пути, соответствующий требованиям ПБ: 3-5%, спуск в грузовом направлении). Ширина колеи 600 мм.

2.4.1 Выбор типа электровоза

Тип электровоза по способу питания тяговых двигателей выбирается в соответствии с требованиями с П.Б согласно категории шахты по пыли и газу.

Весовую категорию (сцепной вес) электровоза выбирают из ряда выпускаемых машин, руководствуясь нормами проектирования шахт и основными техническими направления развития горных работ.

Исходя из этого, на нефтешахте применяются электровозы типа 5АРВ, 4.5АРП для откатки на вентиляционных выработок и для вспомогательных транспортных операций; электровоза типа АМ8Д-для магистральных выработок с основной откаткой породы и других грузов.

Средневзвешенный уклон рельсовых путей откаточного горизонта:

I_св=;

где, i_n -уклон откаточного участка;

L_n -растояние транспортирования.

I_св=;

Средневзвешенное расстояние откатки:

L_св=;

где A_n-сменная производительность n-го участка;

L_n-расстояние транспортирования.

Сменная производительность шахты по транспорту породы составит 116,4 м³/смену.

116,4 / 3 = 38,8 м³/смену.

Средневзвешенное расстояние откатки составит:

L_св=;

2.4.2 Предварительное определение весовой нормы поезда

Весовая норма поезда по условию троганья с места на преобладающем подъеме:

Q_ТР=;

где Р_сц - сцепной вес локомотива (Р_сц =80 кН.)

- коэфф. сцепления колес с рельсами при трогание ( =0,17 (табл.8))

_ТР - основное удельное сопротивление груженной вагонетки при трогании _ТР=1,5¹=1,5*9=13,5

i = 6%

Q_п - пусковое ускорение поезда

Q_п = 0,03 м/с²

P = P_сц = 80 кН

Q_гр = кН

Весовая норма поезда по условию равномерного движения на преобладающем подъеме минимальным коэффициентом сцепления.

Q_гр =

где _мин = 0,15; _гр = 9 н/ кН

Q_гр =

Весовая норма поезда по условию допустимого нагрева тепловых двигателей.

Q_гр =

где Fд - длительная сила тяги локомотива

Fд = 4,1кН

м - коэффициент, учитывающий дополнительный нагрев двигателей при маневрах

м = 1,3

i_р.с. - уклон равного сопротивления

iрс = ;

где , m - грузоподъемность выбранной вагонетки,

m = 16,7 кН;

mо - собственный вес вагонетки;

mо = 6,0 кН;

гр = 9 кН - сопротивления движению вагонеток

пор = 11 кН - сопротивления движению вагонеток

iр.с = ;

-относительная продолжительность движения.

 = tдв / Тр,

где tдв - время движения локомотива в грузовом и порожнем направлении.

tдв = 10,8мин = 0,18 ч.

Тр = tдв + 25 = 35,8мин = 0,597ч

= 10,8 / 35,8 = 0,3

Qгр = ;

Весовая норма поезда по длине допустимого тормозного пути.

Qгр =

где Рт - тормозной вес локомотива.

Рт = 80 Кн.

т = 0,19;

а_т - тормозное замедление.

Q = V²дл / 2lт = 6,25 / 80 = 0,078 м/с²;

Vдл = 9 км/ч = 2,5 м/с;

Wгр = 9 Н/кН;

Iсв = 6 %;

Qгр =

Определяем количество груженых вагонеток в составе:

Z = Q¹гр /( m + mo);

где Q¹гр- минимальный вес поезда по предыдущим условиям.

Q¹гр = 503,6;

m=16.7 кН;

mo=6;

z = 503,6 / (16,7 + 6)=22,2;

Применяем 22 вагонетки в составе поезда. Необходимо тормозное (удельное) усилие.

в=1000*Рт*т/(Р+Qгр);

Qгр- минимальный вес поезда по предыдущим условиям,

Qгр = 503,6 кН;

Рт - тормозной вес локомотива,

Рт = 80 кН;

т - коэфф. сцепления колес с рельсами при торможении,

т = 0,19;

b = 1000*80*0,19(80+503,6)=26,05;

Необходимо тормозное замедление

а_т = 0.01*(b + W¹гр - iсв);

где b = 26.05;

W¹гр = 9;

Iсв = 6;

а_т = 0,01(26,05+9-6)=0,29;

Определим допустимую скорость движения:

Vдоп = ;

где l_т = 40 м;

а_т = 0,29;

Vдоп = = 4,8 м/с = 17,28 км/ч;

Принимаем Vmax = 12 км/ч (конструктивная скорость электровоза АМТД).

2.4.3 Тяговые расчеты

Определим силы тяги локомотива в груженном и порожнем режимах в предложении, что груженые поезда движутся под уклон.

Fгр = 1/n_дв*Р + z(m+mo)*(W¹гр - iсв);

Fпор = 1/ n_дв*(Р+z*mo)*( W¹пор + iсв );

где P = 80кН;

z = 22 вагонетки;

n_дв = 2;

m = 16,7;

m_о= 6;

W_гр = 9;

W_пор = 11;

Iсв.= 6%

F_гр = 1/280+22(16,7+6)*(9-6)= 724,25Н=0,724кН

F_пор = 1/280+22*6*(11+6) = 1855Н = 1,86кН

Используя тяговые характеристики двигателей, определяем токи и соответствующие им значения скорости.

Таблица №2.1

Fгр	Fпор	Iгр	Iпор	Vгр	Vпор
0,724кН	1,86кН	30А	48А	12км/ч	15км/ч

Определяем время движения поезда в груженом и порожнем состоянии.

t_{гр =} ; t_пор = ;

где

Lс = 800м;

Vгр = 11км/ч;

Vпор = 12км/ч;

к - коэффициент, учитывающий длину откатки.

к = 0,5.

t_гр = ; t_пор =

Фактическая продолжительность рейса локомотивосостава.

T_Р = t_гр+t_пор+z*t_п+z*t_p+t_м;

t_гр = 8,7 мин.

t_пор = 8 мин.

z = 22 вагонетки

t_п = 1,3 мин.

t_p = 0,5 мин.

t_м = 6 мин.

T_Р = 8,7+8+22*1,3+22*0,5+6 = 62,3 мин.

2.4.4 Определение парка подвижного состава

а) Количество возможных рейсов электровозов за смену

r_в = ;

где

Тсм - продолжительность смены;

Тсм = 420 мин.

Тп - продолжительность подготовительно- заключительных операций.

Тп = 30 мин.

Тлн - время перерывов на личные надобности.

Тлн = 10 мин.

Тр = 62,3 мин.

r_в = рейсов.

б) Необходимое количество рейсов для вывозки грузов.

r_н=;

Кп - коэффициент, учитывающий выдачу породы.

Кп = 1,15

Асм = 116,4 м³/смену;

Асм - сменная производительность шахты;

z = 22 вагонетки;

Кн = 1.5 - коэффициент неравномерности работ;

Vв - объем кузова вагонетки;

Кр - коэффициент разрыхления породы;

Кр = 1,75

Vв = 1,3 м³

r_н=рейса.

в) Общее количество рейсов в смену с учетом пассажирских.

r_общ = r_м + r_л;

где

r_л - количество необходимых людских рейсов в смену;

r_л - 2;

r_общ = 4+2 = 6 рейсов.

г) Парк рабочих электровозов.

N_р.эл.= r_общ / r_в;

где

r_общ = 6;

r_в = 6;

N_р.эл = 6/6=1;

д) Инвентарный парк электровозов.

N_инв.эл. = N_р.эл + N_рез;

где

N_инв.эл. = 1;

N_рез - резервное число электровозов;

N_рез = 2 электровозов

N_инв.эл. = 1 + 2 = 3

Рабочий парк вагонеток определяется:

Z_раб = N_р.эл * Z;

где N_р.эл = 1;

Z = 22 вагонетки;

Z_раб = 22 * 1 = 22 вагонетки.

Z_инв. = К_р(N_р.эл*Z* n _р.п*n_с*z)

где

n _р.п - количество разгрузочных пунктов.

n _р.п = 1;

n_с - количество составов на грузовой и порожняковой ветвях околоствольного двора.

n_с = 3;

К_р - коэффициент резерва.

К_р = 1,25;

Z_инв. = 1,25(1*22* 1*3*22) = 110 вагонов.

2.4.5 Определение числа зарядных стволов и определение рабочих параметров зарядной камеры.

а) Число рабочих батарей.

m_p = N_р.эл * S

где

S - норматив батарей на один рабочий электровоз;

S = 2;

N_р.эл = 1;

m_p = 1*2 = 2 батареи.

б) Инвентарное число батарей.

m_инв = m_р*к_инв;

где

m_р = 2

к_инв - коэффициент, учитывающий число баттарей.

к_инв =1,1

m_инв = 2*1,1 = 2,2;

Принимаем 2 батареи.

в) Число одновременно заряжаемых батареи.

m = m_р - N_р.эл;

где

m_р = 2;

N_р.эл = 1;

m = 2 - 1= 1;

г) Число зарядных столов в камере m_ст .

Принимаем m_ст = m = 1.

д) Общее число столов в камере.

m_об= m_ст+m_обм+m_рем;

где

m_ст = 1;

m_обм - число обменных столов;

m_рем - число ремонтных столов;

m_об = 1;

m_об= 1+1+1 = 3 стола.

е) Число зарядных агрегатов.

m_з.а = m_ст;

где

m_ст = 1;

m_з.а = 1;

ж) Потребность мощность зарядного агрегата.

P_п = ;

где

Vб - номинальное выпрямленное напряжение батареи;

Vб = 120 В.

Iс - средний поездной ток;

Iс = 39 А.

P_п = ;

Принимаем типовой зарядный агрегат ЗУК- 75 / 120 М.

3. Вентиляция и техника безопасности

Все работы на нефтешахтах должны производится в строгом соответствии следующих правил:

Правила безопасности для разработки нефтяных месторождений шахтным способом;

Правила безопасности в угольных и сланцевых шахтах;

ЕПБ при взрывных работах;

Сборник инструкции и других нормативных документов по ТБ для угольной промышленности;