Несмотря на достаточно большое количество исследований,связанных с “полетами”,проведенными в последние 10 лет, эта проблема еще далека от решения. В настоящее время установлено, что полеты в основном связаны с вибрацией, вызванной как износом пар трения насоса, так и конструктивными особенностями УЭЦН.

Технологический отдел совместно со службой технического контроля ООО “ЮЭПУС” ведут систематическую работу по контролю за качественной комплектацией оборудования, принимают меры предупреждающие рост отказов по «полету» УЭЦН. Это стендовые испытания УЭЦН в условиях ремонтной базы ООО “ЮЭПУС”. Чтобы компенсировать неустойчивость вала во время работы, сохранить его прямолинейность и тем самым снизить уровень вибрации и боковую нагрузку на износ направляющих аппаратов и защитных втулок, в настоящее время применяют промежуточные резинометаллические подшипники, устанавливаемые на валу через каждый метр ступеней ротора.

Одним из наиболее эффективных методов диагностики перед тем, как отправить УЭЦН на промысел, является вибродиагностика, которая предполагает измерение виброакустического сигнала, сопровождающего работу механизма. Все вращающиеся части механизмов создают механические колебания. Ухудшение технического состояния механизма (разбалансировка, механический износ, ослабление крепежных элементов и т.д.) сопровождается увеличением уровня механических колебаний. Контролируя уровень вибрации машины, можно достаточно точно определить её техническое состояние. Параметры вибрации измеряют при помощи специальных датчиков - акселерометров, устанавливаемых непосредственно на исследуемых узлах механизма.

Эксплуатация нефтяных скважин механизированным способом, в том числе - с УЭЦН, связана со значительными затратами на ремонт погружного оборудования. Это объясняется дороговизной погружных насосов, их сравнительно малым сроком службы, связанным с тяжелыми условиями эксплуатации, а также высокой стоимостью спускоподъемных операций. Снижение этих затрат возможно при внедрении методов контроля за техническим состоянием погружного оборудования.

Существует два способа контроля состояния УЭЦН. Первый - это контроль вибрационных параметров в скважине при помощи датчиков, вмонтированных в корпус насоса. Второй - снятие вибрационных характеристик при входном и выходном контроле УЭЦН в ООО “ЮЭПУС” (или ином ремонтном предприятии). Первый метод имеет цель не допустить полет установки, вызванный резким повышением вибрации. Второй метод позволяет определить состояние установки, выявить конкретные неисправности и, следовательно, предотвратить отправку на скважину неисправного оборудования. Вибродиагностика УЭЦН с малой наработкой позволяет отказаться от неоправданных ремонтов и сократить производственные расходы.

В рамках программы вибродиагностики в ООО “ЮЭПУС”, технологический отдел и служба технического контроля проводят следующие виды работ:

полный выходной контроль вибрационных параметров ПЭД с последующей их расшифровкой, отбраковкой неисправных экземпляров, повторный ремонт и замена неисправных узлов и деталей;

выборочный входной и выходной контроль вибрации УЭЦН стандартной и нестандартной комплектации;

разовые экспериментальные работы для уточнения критериев неисправностей ПЭД и УЭЦН в сборе;

вибродиагностика УЭЦН с малой наработкой с последующим принятием решения о целесообразности ремонта;

В ООО “ЮЭПУС”, в качестве средства вибродиагностики используется портативный виброанализатор американской фирмы "CSI" модели 2115. Виброанализатор оснащен процессором c программным пакетом "Mastertrend", способным анализировать поступающий с датчика сигнал. Данный пакет программ позволяет создавать базы данных, обрабатывать хранимую в базе данных информацию с результатами замеров, составлять отчеты, предсказывать возможные неисправности диагностируемого оборудования и т.д. Объем памяти анализатора 832000 байт.

Комплект “CSI ” позволяет производить замеры вибрации в диапазоне от 2 до 1500 Гц с динамическим диапазоном 70 dB(А). Обработанная процессором информация о вибрационных параметрах может выводиться на дисплее анализатора или компьютера в любой удобной для пользователя форме:

Замеры вибрации проводятся на стенд скважине после прогрева и обкатки двигателя в течение одного часа. После анализа полученного виброспектра дается заключение о пригодности ПЭД к комплектации. Расшифровка спектрограммы основана на сопоставлении уровней вибрации на отдельных частотах с предельно допустимыми значениями. Таблица, содержащая предельные значения вибрации на определенных частотах с указанием характерных неисправностей, получена путем статистического анализа базы данных, накопленной за несколько лет. Определяются следующие дефекты ремонта ПЭД:

засорение фильтра или маслопроводов,

неравномерное прилегание пяты к подпятнику,

изгиб вала ПЭД,

изгиб корпуса ПЭД,

износ подшипников ротора,

износ подшипника головки,

износ подпятника,

осевой люфт вала,

поломка стопорных колец,

поломка шпонок.

Но этих сведений не достаточно для того, чтобы УЭЦН отправлять в эксплуатацию на промысел. Очень важно снятие характеристик Q-H, Q-N, Q-?. Для этого УЭЦН монтируют на стенд-скважину для проведения приемо-сдаточных испытаний. В качестве рабочей жидкости применяется индустриальное масло. Полученные результаты сравниваются с заводскими данными, и делается вывод о качестве проведенного ремонта установки. Если результат положительный, то установку обкатывают на масле в течение 3-5 часов, а только потом дается разрешение о дальнейшем использовании установки. Если полученные результаты испытаний не входят в рамки допустимых, то по полученным данным определяется причина неисправности и устраняется.

Установки после ремонта обязательно проходят диагностику на стенде-скважине и вибродиагностику. Новые установки ЭЦН не все проходят диагностику, а выборочно. При обнаружении неисправностей, вся поступившая партия подвергается входному контролю с последующей отбраковкой и возвратом заводу-изготовителю бракованных частей УЭЦН. Но такое бывает редко при сегодняшней рыночной экономике и конкурентоспособности заводов по изготовлению УЭЦН.

Базы данных, составленные в ООО “ЮЭПУС”, на основе замеров за несколько лет, позволяют достаточно точно определить основные критерии неисправностей ПЭД и ЭЦН, и организовать полный входной и выходной контроль погружного оборудования.

5.4.6 Анализ работы УЭЦН в периодическом режиме

До 20% скважин с УЭЦН на Приразломном месторождении эксплуатируется в периодическом режиме. Периодический работающий фонд УЭЦН- 76 скважин. (ЦДНГ3- 34, ЦДНГ5- 42). Почти четверть отказов связано с недостаточным притоком и снижением притока (рис.5.2.) Это приводит к частым запускам и остановкам УЭЦН, т.е. скважина переходит в периодический режим эксплуатации. Использование теристорного преобразователя частоты тока (ТПЧТ) позволяет избежать периодической эксплуатации УЭЦН за счет откачки жидкости со сниженным темпом отбора в соответствии с уровнем жидкости в скважине. Если же отключений избежать невозможно, то ТПЧТ обеспечивает плавный пуск ЭЦН, что делает повторные пуски по возможности безопасными и этим самым продлевают срок службы УЭЦН в целом. Также в случае эксплуатации ЭЦН с перегрузкой электродвигателя становится возможной откачка жидкости со сниженной скоростью, что обеспечивает защиту двигателя без отключений системы.

С внедрением ТПЧТ задача выбора типоразмера насоса упростилась. При изменении скорости вращения вала можно приспособить ЭЦН к притоку нефти из пласта в скважину независимо от количества ступеней в насосе.

На нефтяных промыслах применяют три различные системы генерирования энергии c помощью переменной частоты; источник с регулируемым напряжением (VVI), инверторный источник тока (CSI) и инверторы с ШИМ (широтно-импульсная модуляция). Все они обладают перечисленными выше особенностями, но все же НГДУ ”ПН” отдало предпочтение VVI. Этот тип представляет значительное большинство среди промысловых установок.

И этих трех систем VVI подвергает электродвигатель наименьшим пиковым напряжениям при данном уровне мощности, проявляет нечувствительность к максимальной нагрузке (они могут работать при размыкании и замыкании цепи) и обладает превосходной способностью выдерживать перегрузки, вызываемые как пусковыми затруднениями, так и переходными процессами на забое.

5.4.7 Влияние фактора КВЧ на рабочие органы насосов

Работая в условиях реальной скважины, насос находится под воздействием многих факторов, влияющих на его работу. Зачастую условия наших скважин сильно отличаются от указанных в технических условиях по эксплуатации УЭЦН. Как правило, это повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно присутствует при работе установок).

Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом. На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде.

Особое влияние на наработку на отказ оказывает осевой износ, который выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия, создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.

Осевую нагрузку, действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников.

Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа рабочих органов.

В зависимости от условий работы для изготовления ступеней применяют различные материалы. Обычно рабочие колеса и направляющие аппараты погружных электронасосов изготовляют путем отливки из специального легированного чугуна с последующей механической обработкой. Состояние поверхностей и геометрия проточных каналов рабочего колеса и направляющего аппарата существенно влияют на характеристику ступени. С увеличением шероховатости значительно снижается напор и КПД ступени, поэтому при отливке рабочих органов ЭЦН необходимо добиваться необходимого качества поверхностей проточных каналов. Повысить износостойкость пары трения (втулка защитная вала - ступица направляющего аппарата) удалось разработкой и внедрением в производство рабочих органов из порошковых металлов с различными добавками по технологии фирмы НОВОМЕТ, качество которых очень высоко. Эти ступени успешно применяются в ООО “ЮЭПУС”

Центробежные насосы являются модернизацией существующих конструкций и полностью взаимозаменяемы с ними как по гидродинамическим характеристикам, так и по размерам.

Все детали осевых и радиальных подшипников в насосах выполнены из современных материалов:

-осевые опоры из карбида кремния или силицированного графита или твердого сплава;

-радиальные подшипники из абразивно-стойкого материала «КАРСТ»

Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать «активные» опоры, представляющие собой ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ»

5.5 Расчет и подбор УЭЦН для скважины 6620 куст 86 Приразломного месторождения

Исходные данные:

1.Наружный диаметр эксплуатационной колонны- 146мм.

2.Глубина скважины- 2481м.

3.Дебит жидкости- 44м3/сут.

4.Динамический уровень- 960м.

5.Пластовое давление - 22,0МПа

6.ВНК - 2510м

7.Давление насыщения - 11МПа

8.Коэффициент продуктивности- 0,6 м3/сут·Мпа.

9.Пластовая температура - 980С

10.Газовый фактор- 65 м3/м3.

11.Количество взвешенных частиц - 729 мг/л

12.Плотность добываемой жидкости - 908 кг/м3.

13.Буферное давление - 0,16 МПа

14.Альтитуда стола ротора - 36,3м

Выбор диаметра насосных труб.

Для спуска ЭЦН на Приразломном месторождении используются комбинированные подвески НКТ диаметром 2 и 2,5 дюйма(60 и 73 мм). Подбор диаметра НКТ осуществляется исходя из пропускной способности и прочностных характеристик труб. КПД труб зависит от их диаметра и длины, который, как правило, следует брать не ниже 0,94.

Определяем необходимый напор УЭЦН

Расчетное забойное давление, ниже которого не должно опускаться забойное давление при отборе жидкости из скважины, находим по формуле:

Рз.р. = Рнас + 0,5 -:- 1,5 МПа, (5.2.)

Рз.р. = 11,0 + 1,0 = 12,0 МПа

Расчетный дебит скважины находим по формуле:

Qж.р. = (Рпл - Рз.р.)Кпр, (5.3.)

Qж.р. = (22,0-12,0)0,6·10 = 60 м3/сут.

Расчетный динамический уровень определяем по формуле:

h д.р. = ВНК+АL - (Рз.р. - Рбуф )/ ж·100 (5.4.)

h д.р. =2510+36,3 - (12 - 1,6)/0,91·100 = 1401м

Определяем необходимый напор ЭЦН по формуле:

Н = (h д.р. - удл)+П + ((Рбуф+0,2)/ н)·100, где (5.5)

удл - удлинение ствола скважины по инклинограмме

П - потери на трение жидкости в НКТ

н - плотность нефти

Н = (1401 - 60)+0,94+(1,6+0,2)·100/0,755 = 1550 м

Подбор насоса.

Для получения дебита Q=44 м3/сут. и обеспечения напора 1550 м принимаем близкий по характеристикам насос ЭЦН-50 с напором 1550м и количеством ступеней 304.

С учетом газового фактора насос комплектуем газосепаратором.

Расчет оптимальной глубины спуска насоса в скважину

Выбираем глубину погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется приближенно расчетными способами различного рода, в данном расчете принимаем h=500м., т.е насос нужно заглубить в жидкость не менее чем на 500м, чтобы давление на приеме насоса было не менее 5 МПа. По данным инклинометрии данной скважины определяем интервал для спуска ЭЦН с минимальным углом набора кривизны. Принимаем глубину спуска насоса hсп = Н+h = 2100 м.

Определяем давление на приеме насоса по формуле:

Рпр = ((h сп. - удл)-(h д.р. - удл))· н. /100 + Рбуф , (5.6.)

Рпр = ((2100-103)-(1401- 60))·0,755/100 + 1,6 = 6,6 МПа

Т.к. 6,6 > 5 мПа то глубина спуска насоса нас устраивает.

Выбор кабеля.

Нам подходит по своим характеристикам кабель марки КПБК с площадью сечения 16 мм2 и размерами 15х37,4 мм.

С учетом пластовой температуры выбираем термостойкий удлинитель из кабеля марки КППБПТ с аналогичной площадью сечения и диаметром.

Выбор двигателя.

Для УЭЦН-50-1550 поставляются двигателя ПЭД-117 мощностью -19,4 кВт; КПД -0,45.

5.6 Рекомендации по повышению МРП на Приразломном месторождении

Влияние каждого узла на надежность всей установки можно определить, проведя статистический анализ большого числа отказов УЭЦН. Выяснилось, что для повышения надежности и долговечности УЭЦН нужно:

1.НАСОС должен иметь износостойкие рабочие органы. Преждевременный выход из строя установки в 20% случаев обусловлен износом трущихся деталей насоса

2.ДВИГАТЕЛЬ (10 % преждевременных отказов) должен быть термостойким. Анализ причин отказов при выводе на режим УЭЦН показывает, что большинство отказов произошли по причине перегрева двигателя. Перегрев двигателя вызван его неэффективным охлаждением (высокая температура, недостаточный приток пластовой жидкости в скважине). В результате перегрева, в полости двигателя появляется газ, который образован продуктами разложения МАСЛА. Газ ухудшает свойства масла в двигателе, вызывает отказ ГИДРОЗАЩИТЫ.

3.Мы знаем, что 20 % отказов УЭЦН так или иначе, связаны с надежностью КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ. Мы не будем рассматривать случаи выхода из строя кабеля из-за механических повреждений при спуске. Эти случаи связаны с организацией производства ремонта скважин. Остановимся на надежности кабеля при работе УЭЦН. Высокая пластовая температура, теплоотдача насоса, двигателя отрицательно влияют на долговечность кабельного УДЛИНИТЕЛЯ. Поэтому его долговечность определяется ТЕРМОСТОЙКОСТЬЮ материала изоляции.

Итак, насос должен быть износостойким, двигатель - термостойким, диэлектрическое масло должно иметь прогрессивные характеристики.

В многоступенчатых погружных насосах принята конструкция ступени с “плавающим”, свободно перемещающимся вдоль вала, рабочим колесом, закрепленным лишь при помощи шпонки для восприятия крутящего момента.

Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать, так называемые, «активные» опоры, представляющие из себя ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ»

Проанализировав статистику отказов по типам оборудования, ООО «ЮЭПУС» определили приоритетные направления в формировании парка оборудования для Приразломного месторождения. Более долговечным и надежным оказался ПЭД-117 в сравнении с прежней серией ПЭД-103. Эти двигатели имеют прогрессивную конструкцию узла пяты, принудительную циркуляцию масла, совершенную конструкцию фильтра, а также больший КПД во всех режимах и более надежную ГИДРОЗАЩИТУ. При прочих равных условиях, ПЭД-117 имеет лучшее охлаждение корпуса за счет более высокой скорости потока пластовой жидкости. Кроме того, ПЭД-117, изготовленный заводом «Алнас», имеет меньше дефектов в сравнении с продукцией ХЭМЗ и КЭМЗ (ПЭД-103). Это предопределяет более надежную работу узла во всех режимах.

Также был проведен ряд экспериментов с разными марками диэлектрических масел для погружных двигателей: МАПЭД-8, МТСО СамОйл 4501, синтетическим С-4. В результате (См. Приложение 3) выявлено преимущество синтетического масла перед минеральным. Синтетическое масло устойчиво к высоким температурам (до 200 0С), не адсорбирует воду, имеет стабильные диэлектрические и хорошие смазывающие свойства. Было принято решение комплектовать для Приразломного месторождения двигатели, заполненные синтетическим маслом.

Одновременно, с выбором типа электродвигателя, был решен вопрос по выбору типа ГИДРОЗАЩИТЫ. В условиях ремонтной базы был проведен статистический анализ ресурса УЭЦН, в состав которых входили разные типы гидрозащиты. Предположение о преимуществах гидрозащиты типа «Г» было подтверждено. Преимущества: наличие компенсатора, наличие защитных втулок вала протектора, верхнее расположение узла пяты, более надежная сальниковая часть (МГ51 - оба торцовых уплотнения расположены сильфоном в сторону агрессивной среды, П-92ДН - только одно торцовое уплотнение работает в смазывающей среде). Кроме того, при наличии компенсатора, двигатель имеет больший объем масла, поэтому его утечки и смешение с пластовой жидкостью в меньшей степени влияют на ресурс УЭЦН.

Существенным фактором, влияющим на надежность УЭЦН, является температура пластовой жидкости в зоне подвески. На Приразломном месторождении есть скважины, где эта температура может достигать 110-1150С. Чтобы снизить вероятность выхода из строя кабельного УДЛИНИТЕЛЯ, необходимо создать его ТЕРМОСТОЙКУЮ конструкцию. Выход из строя кабельных удлинителей происходит по причине плавления полиэтиленовой изоляции жил. Зона распространения плавления (течи) обусловлена перегревом жидкости в насосе и парообразованием при срыве подачи. Такая ситуация заставила полностью перейти на изготовление термостойких удлинителей и кабельных муфт с изоляцией из термостойкого полиэтилена (кабель КППБПТ (см. табл.4.3.), полиэтилен 206-09КП). Ведутся работы по другим направлениям - использование термостойких удлинителей Реда, Керайт и др., а также применение конструкции разборной муфты с металлическим корпусом, кабельных линий с изоляцией EPDM, полиэтилен пропилена.

Так, комплексно решая задачу повышения надежности УЭЦН на конкретном месторождении, можно добиться определенных результатов. Рост МРП скважин Приразломного месторождения обусловлен внедрением комплекса технических, а также организационных мероприятий. Надежность УЭЦН была поднята на новый уровень. Так, за период с октября 1996 года по октябрь 1999 года из 697 установок, спущенных в скважины Приразломного месторождения, 239 штук имели рабочие органы НОВОМЕТ; 480 штук имели термостойкие удлинители и ПЭД-117; 345 двигателей были заполнены синтетическим маслом REDA (См. Приложение 3). Необходимо отметить роль организационных мероприятий. Благодаря систематической работе НГДУ ПН, ООО «ЮЭПУС» по повышению технологической дисциплины производства, включающем в себя ремонт и эксплуатацию УЭЦН был осуществлен качественный скачок не только в технике, добывающей нефть, но и технологии эксплуатации и ремонта скважин. Падение МРП в последние месяцы рассматриваемого периода обусловлено в первую очередь недостатком финансовых средств, что привело к уменьшению поступления запасных частей НОВОМЕТ, старению парка погружного оборудования в текущем году.

Главным образом МРП зависит от следующих условий:

Правильный подбор установки ЭЦН к данной скважине

Качественная подготовка скважины к эксплуатации (промывка забоя, шаблонирование колонны)

Качественная подготовка оборудования (кабель, двигатель, насос, газосепаратор)

Качественный спуск установки в скважину

Качественный вывод установки на режим.

5.7 Общие выводы и стратегические вопросы

В результате проделанного анализа работы скважин, оборудованных УЭЦН, можно сделать вывод, что насосы фирмы “REDA”, зарекомендовали себя с лучшей стороны. Несмотря на их высокую стоимость, эффективность работы УЭЦН “REDA”, показывает, что дальнейшее применение данных установок целесообразно. Все затраты связанные с УЭЦН “REDA” окупают себя. МРП УЭЦН “REDA” превосходит МРП УЭЦН отечественного производства почти в 7 раз. Их внедрение было связано с решением такой проблемы, как высокая пластовая температура и низкая проницаемость нефтенасыщенного коллектора, не позволяющая эксплуатировать УЭЦН отечественного производства с низкими дебитами от 17-37м3/сут. Данная проблема вынуждала эксплуатировать УЭЦН отечественного производства в периодическом режиме, который также отрицательно сказывался на работе УЭЦН т.к. расчет ресурса обмоток двигателя ведется не только по предельным температурам, но и по количеству пусков-принимается 170-200 случаев пусковых нагрузок на весь срок службы.

Высокая пластовая температура вызывала плавление полиэтиленовой изоляции в удлинителе и даже в самой длине кабеля. В настоящее время ни один из отечественных заводов не выпускает кабельные линии подобные кабельным линиям фирмы. “REDA”, выдерживающими температуру до 230°С.

Анализ состояния эксплуатации скважин и в целом добычи нефти на Приразломном месторождении показывает, что увеличение межремонтного периода работы (МРП) механизированного фонда скважин возможно:

при решении проблем связанных со сложными геолого-физическими характеристиками пластов данного месторождения, которые накладывают определённые ограничения и осложняют эксплуатацию скважин:

при контроле и соблюдении технологической дисциплины на всех этапах работ с оборудованием.

Актуальными задачами остаются:

1. Создание погружных насосных установок (отечественных) работающих в условиях высоких температур, давлений, с подачей 5-20 м3/сутки с напорами до 1700 м с КПД не ниже 35-40%

2. Прекратить использование УЭЦН для освоения скважин из бурения, после КРС, для этого необходимо применять свабирование, в ходе которого можно определить дебит потока, отсюда более реальный подбор погружного оборудования.

Также при длительной эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, при ПКРС происходит засорение ПЗП и здесь необходимо применение технологий для очистки ПЗП. (разработка пакеров-отсекателей, ПРС без глушения).

3. Большой фонд малодебитных скважин, перевод их на эксплуатацию с УСШН, планы строительства СК уже в 2000 году

4. По скважинам, где производится несколько ремонтов в течение небольшого периода времени, происходит снижение дебитов. Положительный эффект был получен от применения буферной жидкости, только для этого необходимы пакера-отсекатели.

Для повышения эффективности эксплуатации скважин, улучшения условий труда необходимо внедрить вышеперечисленные оборудования и технологии, понятно, что это дополнительные затраты, но в конечном итоге всё это позволит снизить себестоимость добычи нефти.

5.Соблюдение технологической дисциплины на всех этапах работы с оборудованием, спец.подготовка персонала позволит уменьшить количество преждевременных отказов связанных с нарушением технологии и увеличить МРП работы скважин.

Необходимо отметить положительные моменты в работе технологических служб ЦДНГ, больше стали приниматься самостоятельные решения. В ежедневной работе конкретные решения по скважинам принимаются геологом и технологом совместно. Так при совместной работе по фонду скважин были намечены ряд конкретных положительных тактических и стратегических мероприятий.

6. Технико-экономическое обоснование замены отечественных насосных установок установками фирмы “REDA”

Экономический эффект от применения установок фирмы REDA складывается из:

-уменьшения количества ремонтов за счет надежности, более широкого диапазона рабочей зоны, что дает возможность эксплуатировать их в более жестких условиях;

-дополнительной добычи за счет устранения простоев скважин на время ожидания ремонта.

В таблицах приведен расчет экономической эффективности от проведения мероприятия НТП: замене отечественных насосных установок установками фирмы “REDA”.

Методика обоснования экономической эффективности замены отечественных УЭЦН на насосы фирмы “REDA”.

Показателями эффективности являются:

1. Поток денежной наличности (ПДН)

Чистая текущая стоимость (ЧТС)

Срок окупаемости затрат (ТОК)

Коэффициент отдачи капитала (КОК)

Внутренняя норма рентабельности (ВНР)

Чувствительность проекта к риску.

Поток денежной наличности рассчитываем по формуле

ПДН=В+Э-И-К-Н, где (6.1)

В-выручка от реализации

Э - экономия на эл. энергию и на сокращение количества ремонтов

И-текущие затраты

К-капитальные затраты

Н-налоги

Выручка рассчитывается по формуле:

В=Q *Ц, где (6.2)

Q-объем добычи

Ц-цена предприятия без акциза и НДС.

Исходные данные представлены в таблице 6.1.

В нашем случае В=21000* 2,4 = 50400 тыс. р.(2001год).

Текущие затраты:

И=Зс\с+Ам, где (6.3)

Зс\с - затраты на себестоимость

Ам - амортизационные отчисления.

Текущие затраты приведены в таблице 6.1.

В налогах учитывается налог на имущество и налог на прибыль

Н = Нпр.+Ним. (6.4)

Ним = Сост.*2%, где (6.5)

Сост. - остаточная стоимость имущества, т.е. накопленные кап.

затраты минус накопленная амортизация.

Сост.= К -Ам. (6.6)

В нашем случае капитальные затраты равны разнице стоимости установок т.е.

К=1176-375=801 тыс. руб.

Для расчета берем десять установок

К=8010 тыс.р.

Накопленная амортизация за первый год равняется:

Ам=1602 тыс.р. т.е.

Сост.=8010-1602=6408 тыс.р.

Ним=6408*0.02=128,16 тыс.р.

Налог на прибыль берется с прибыли облагаемой налогом

Нпр=Пр. обл*35%, где (6.7)

Пр. обл=Пр. реал-Зс\с +Э-К-Ним, (6.8)

Пр. реал=В-Зс\с, (6.9)

Зс\с=И+Ам.= 214,56*21000+1602 =4507,62 тыс.р.

Пр. реал=В-Зс\с = 50400- 4507,62 =45892,38 тыс.р.

Пр. обл.= 45892,38-4507,62+3450+104,16-8010-128,16 =36800,76

Зная прибыль, облагаемую налогом, получим

Нпр=36800,76*0.35=12418,4тыс.р.

Считаем прирост потока денежной наличности по формуле 6.1

ПДН=50400+3450+104,16-4507,62-8010-128,16-12418,4=28976,2

Поток денежной наличности рассчитываем за весь период реализации мероприятия.

Рассчитываем накопленный поток денежной наличности:

т

НПДН=ПДНt, где (6.10)

t=1

t-текущий год

Т-период реализации предприятия

ПДНt - поток денежной наличности в t году.

Т.к. дополнительная добыча наблюдается за три года, то

НПДН=7785,24тыс.р.

Вычисление дисконтированного потока денежной наличности:

tp-t

Lt=(1+Енп), где (6.11)

Lt-коэффициент дисконтирования для t-года

Енп-нормальный коэффициент приведения, равный эффективности отдачи капитала. В условиях стабильной экономики равен 10%.

tp-рассчетный год

t-текущий год

В нашем случае L 2000 = 1; L 2001 = 0,9091; L 2002 = 0,8264

Дисконтированный поток денежной наличности:

ДПДН=ПДНt*Lt, где (6.12)

ПДН-поток t года

ДПДН 2000 =28976,2*1=28976,2 тыс. р.

Накопленный дисконтированный поток представляет собой чистую текущую стоимость

т

ЧТС=ДПДНt (6.13)

t=1 ЧТС=28976,2+31459,9+28616,6=89052,7 тыс. руб.

Расчет представлен в таблице 6.2. .

На графике изображена динамика НПДН и ЧТС.

Cрок окупаемости затрат составляет от 3-5 лет.

Коэффициент отдачи капитала

КОК=ЧТСпр\ЧТСинв+1=ЧТСпр/(К1*L1+K2L2+...+KnLn)+1 (6.14)

КОК показывает сколько дохода дает рубль инвестиций, вложенный в проект.

КОК=89052,7/(8010*1)+1=12,1

Для расчета ВНР используем следующую зависимость, когда ЧТС=0,то

т т tp+t

ДПДНt=[ПДНt*(1+e)]=0 (6.15)

t=1 t=1

ВНР- это такая норма дисконта е, при которой ЧТС = 0. Мы ее не рассчитываем, т.к. отсутствуют отрицательные значения.

ЧТС является функцией следующих факторов:

объема нефтеизвлечения,

цены на нефть,

текущих и капитальных затрат,

налоговой системы.

Каждый из этих факторов изменяется. Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов. Потом рассчитать ЧТС при минимальных и максимальных значениях каждого фактора. Полученные зависимости изображаем графически.

Вероятные интервалы изменения факторов:

1.Цена на нефть может изменяться в пределах(+20%,-20%)

2.Объем дополнительной добычи может изменяться (+10%,-30%)

3.Текущие затраты (+10%,-10%)

4.Налоги могут изменяться в пределах(+20%,-20%)

5. Капитальные затраты (+15%, -5%)

По графику изменения ЧТС, построенному по значениям выше заданных интервалов видно, что ЧТС находится в зоне близкой к нулевой отметке, т.е. мероприятие имеет низкую степень риска (график Рис.6.1).

6.1 Выводы

На повышение эффективности производства воздействуют многообразные факторы, одним из которых является ускорение научно- технического прогресса, внедрение новых УЭЦН, таких, как например УЭЦН”REDA”.

При замене УЭЦН отечественного производства на УЭЦН”REDA”, получаем экономический эффект за три года в сумме 89052,7 тыс. рублей.

За счет уменьшения количества ремонтов и уменьшения потребления эл. энергии, снижается себестоимость нефти.

Срок окупаемости данного мероприятия 3-5лет. Мероприятие очень устойчиво к изменению всевозможных факторов.



7. ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ

7.1 Характеристика экологического состояния цеха

В настоящее время на Приразломном месторождении два цеха добычи нефти и газа. Наибольшая часть загрязняющих веществ (по массе), выбрасываемых в атмосферу, приходится в основном на две площадки дожимных насосных станций, по которым выбрасывается 81% вредных веществ от общего количества выбросов по месторождению. По выполняемым расчетам площадки ДНС-1 и ДНС-2 относятся к третей категории опасности.

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при строительстве и эксплуатации нефтяных скважин, является оборудование устья скважин, замерные установки, котлоагрегаты, двигатели внутреннего сгорания. Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу, являются углероды, оксид углерода, оксида серы, оксида азота, сажа.

Основная доля выбросов загрязняющих веществ происходит при сжигании газа на факелах, предусмотренных технологическим процессом добычи нефти. В виду отсутствия в цехе добычи установок по компремированию, большая часть попутного газа сжигается. В цехах № три и пять по этим причинам сжигается до 30% от общих ресурсов газа. Источники выделения загрязняющих веществ представлены в таблице 7.1.

Обследование старых площадей буровых показывает значительные нарушения и высокий уровень загрязнения ландшафтов, Имеются нарушения природоохранного законодательства:

1) Превышение нормативов земельных отходов;

2) Недостаточный контроль со стороны государственных природоохранных органов;

3) Отсутствие авторского надзора со стороны проектировщиков;

На больших площадях нарушен почвенно-растительный покров. Нарушения на почвенно-растительный покров на территории цеха были связаны с производством подготовительных работ: расчисткой трассы от растительности; удалением пней и валунов; сооружением временных подъездных и вдоль трассовых дорог; срезкой продольных склонов; подготовкой строительных площадок; строительство складов и жилых городков,

Основное нарушение почвенно-растительного покрова связано с попаданием на него нефти и нефтепродуктов.

О влиянии степени загрязнения на биологическую продуктивность растительного покрова можно судить по следующим экспериментальным данным: при разливе нефти 12л/м2 фитомасса наземной части растений через 3 года уменьшилась на 74%, а при 25л/м2 на 90% за год.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 7.1

Источники выделения загрязняющих веществ

Наименование производства, № цеха	Наименование источника выделения загрязняющих веществ	Наименование выпускаемой продукции	Время работы источника, часов в сутки	Время работы источника, часов в год	Наименование загрязняющего вещества	Количество загрязняющих веществ, отходящих от источника, т/год
1	2	3	4	5	6	7
ЦДНГ № 5	Скважины		24	8760	СН	83.16
	Замерные установки		24	8760	СН	30.6
	Сепараторы нефти и газа	Добыча газа и нефти	24	8760	СН	0.289
	Дренажные емкости		24	8760	СН	0.4
	Насосные Агрегаты		24	8760	СН	0.438

7.2 Расчет экологической опасности цеха

При составлении ситуационной карты, было определено, что по цеху наблюдаются выбросы вредных веществ. На основании этого проведем расчет экологической опасности цеха. в зависимости от массы и видового состава выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ. Расчет ведется по площадке № 2 (ДНС-1 цех № 5 Приразломного месторождения). Для расчета в табл. 7.2 указан перечень источников загрязнения воздуха, а так же их валовые выбросы в год.

Таблица 7.2.

Перечень источников загрязнения атмосферного воздуха, входящих в расчетную площадку №2(ДНС-1)

Источник загрязнения	Количество источников	Валовые выбросы т/год
		СО	NO	сажа	Углеводо- роды
Факельный стояк	1	1190.8	18.68	27.66	280.38
Дымовая труба котельной	1	---	---	---	---
Технологическое оборудование ДНС 1)сепараторы 2) насосы 3) дренажные емкости	4 1 1	--- --- ---	--- --- ---	--- --- ---	0.29 0.438 0.4
Скважины на кустовых площадках	105	---	---	---	29.4
Замерные емкости на кустовых площадках	26	---	---	---	8.05
Итого		1190.8	18.7	27.66	318.958

Категория опасности (КОП) рассчитывается по формуле:

 (7.1)

где:

М- масса выброса i-го вещества, т/год;

ПДК-среднесуточная предельно допустимая концентрация i-го вещества, мг/м3;

n- количество загрязняющих веществ;

Li- безразмерная константа, позволяющая соотнести степень вредности i-го вещества с вредностью сернистого газа.

Масса выделяемых вредных веществ и их предельно допустимые концентрации (ПДК) берутся из табл. 7.3. Li определяется по табл 7.4.

Таблица 7.3.

Масса выделяемых вредных веществ

Наименование вредных веществ	Класс опасности	ПДК среднесуточный	ПДК макс. разовый	Общая масса выбросов вредных веществ, т/год
Оксид углерода	IV	3.0	5.0	1190.8
Диоксид азота	II	0.04	0.085	18.7
Углеводороды	IV	1.5	5.0	318.958
Сажа	III	0.05	0.15	27.66

Прочие загрязняющие вещества в значение КОП не входят, так как их выделение минимальное, на уровне ПДК.

Таблица 7.4

Значение Li для веществ различных классов опасности

Класс опасности	1	2	3	4
Константа Li	1.7	1.3	1.0	0.9

Значения КОП рассчитываются при условии, когда . При значение КОП не рассчитываются и приравниваются к нулю. Таким образом, в расчет КОП включаются значения >1, то есть

Значение 104>3851.889>103, таким образом, КОП площадки №2 соответствует III категории опасности.

Если анализировать применение отечественных и импортных скважинных насосов и их работу с точки зрения влияния на окружающую среду, что практически различий нет.

Вред окружающей среде от работы этих насосов это выброс углеводородов на устье работающей скважины. Проведем расчет выброса углеводородов в атмосферу от работающих скважин по Приразломному месторождению цеха № 5 добычи нефти и газа.

Масса углеводородов от скважин рассчитываются по формуле:

кг/час (7.2)

где:

К - опытный коэффициент, для ЭЦН он равен 325

n-число скважин, шт.

В цехе № 5 количество скважин с УЭЦН -105, масса выбросов углеводородов от всех скважин составит

кг/час

7.3 Обеспечение пожарной безопасности

Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтяной промышленности определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами нефти, нефтяного и природного газов.

Степень пожарной опасности зависит так же от особенностей технологического процесса. Для предприятий нефтяной промышленности характерны наличие большого объема нефти, нефтепродуктов и других горючих жидкостей, их паров и горючих газов в технологической аппаратуре, которая нередко размещается на относительно небольших производственных территориях; применение высоких давлений в аппаратах, применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами.

Производственная территория не должна загрязнятся легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а так же мусором и отходами производства.

Дороги и подъезды к кустам и к каждой скважине, водоемам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии. В каждой бригаде хранятся первичные средства пожаротушения (лопаты, топоры и т.д.), а так же огнетушители: ОП-5, ОП-10, ОП-50 и ОУ-5.

Фланцевые соединения трубопроводов и фонтанной арматуры, работающие при высоких давлениях, уплотняются металлическими кольцами.

Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти имеют автоматизация и телемеханизация привода скважин, групповых замерных установок и других объектов.

7.4 Опасность поражения электрическим током

Более 70% электротравм на объектах нефтяной и газовой промышленности происходит при обслуживании различного электрооборудования и электропроводки.

Организация безопасного обслуживания электроустановок требует четкого определения границ обслуживания электроустановок персоналом. Работники неэлектрических профессий, обслуживающих электротехническое оборудование, проходят соответствующий инструктаж по электробезопастности с последующим присвоением квалификации.

При добыче нефти механизированным способом используется оборудование, питающееся электрическим током 380 В, имеют электрический привод. Всё электрооборудование должно быть заземлено. Должна так же быть защита от молнии.

7.4.1 Расчет заземления электроустановки

Защитное заземление предназначено для защиты рабочего персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям во время выполнения, каких либо работ.

Сущность заземления состоит в преднамеренном соединении металлических корпусов электрооборудования с землей при помощи специальных заземлителей, искусственных и естественных. Защитное заземление обеспечивает снижение напряжения между корпусом электрооборудования, оказавшимся под напряжением, и землей в несколько раз. В качестве естественного заземлителя может использоваться эксплуатационная колонна, а искусственным заземлителями могут служить вертикально погруженные в землю стальные трубы, уголки, стержни и прутки. Заземлению подлежит все металлическое оборудование, связанные с установкой на нем электрооборудования.

При соединение корпуса установки с землей посредством специального заземляющего устройства, ток замыкания будет стекать в землю не только через тело человека, прикоснувшегося к корпусу, но и через заземляющее устройство.

Далее приводится расчет защитного заземления электроустановки

Iзм=Iч+Iз , где (7.3.)

Iз - ток, стекающий в землю с поверхности заземлителя

Iч- ток, стекающий в землю через тело человека

1.Расчетное уравнение удельного сопротивления

расч=*к=50*1,5=75 Ом/м

2.Сопротивление одного заземления.

R = (раст/2l)*ln(4l/d) = 75/2*3,14*2,5ln4*2,5/0,055 = 24,86 Ом

3.Необходимое число одиночных заземлений.

П1 = R0/R3, где

R3 = 4 Ом - допустимое сопротивление

П1 = 24,86/4 = 6 штук.

4.Коэффициент использования заземлителей:

= 0,65

5.Уточняется сопротивление соединительной полосы Rп с учетом явления взаимного экранирования между полосой и вертикальными заземлителями.

Rп1 = Rп/п = 39,86/0,62 = 64,28 Ом

Rп = (расч/L)*Ln(2l2/вt) = (75/2*3,14*0,04)*Ln(2*0,042/0,04*0,7) = 39,86 Ом

6.Определяется сопротивление вертикальных заземлителей с учетом сопротивления соединительной полосы как дополнительного заземлителя.

Rвз = Rз*Rп/Rп-Rз = 4*64,28/64,28 - 4 = 4,27 Ом

7.Определяется окончательное количество необходимых вертикальных заземлений с учетом соединительной полосы

Пз = Rо/Rвз = 24,86/4,276 штук

7.4 Характеристика санитарно-гигиенического состояния цеха

Для характеристики санитарно-гигиенического состояния цеха, был просмотрен санитарный паспорт, в котором представлена информация о численности, заболеваемости, травматизме и санитарно-технические условия работы. Эта информация представлена в табл. 7.5...7.8.

Таблица 7.5.

Количество работающих в цехе № 5 по сменам

Наименование смены	Проектное количество работающих	Фактическое количество
		м	ж
Первая смена	49	46	5
Вторая смена	5	8	2
Третья смена	---	---	---
Всего работающих	54	54	7

Таблица 7.6.

Данные по травматизму в цехе

Статистические данные	Количество
Среднесписочная численность работающих	61
Количество производственных травм, всего из них:	5
1) число пострадавших с утратой трудоспособности на 4 и более рабочих дней	5
2) с инвалидным исходом	---
3) со смертельным исходом	---
Число человеко- дней нетрудоспособности одного пострпострадавшего при несчастном случае в днях	---
Материальный ущерб от травм, связан. с произв.	---

Из таблицы видно, что в цехе нет травм со смертельным и инвалидным исходом. Материального ущерба от травм, полученных в процессе работы нет.

Таблица 7.7.

Заболеваемость по цеху с временной утратой трудоспособности

Статистические данные	Количество
Среднесписочная численность рабочих	61
Заболеваемость на 100 рабочих в календарных днях В том числе:	40
1) простудные заболевания (грипп, ангина)	40
2) флегмоны, абсцессы, панариции	---
3) туберкулез органов дыхания	---
4) воспаление легких	---
5) острые желудочно-кишечные заболевания	---
Профессиональная заболеваемость	---

Анализ таблицы показывает, что в цехе отсутствует заболеваемость, связанная с рабочим процессом. Все заболевания представляют собой простудные заболевания. В основном это грипп и ангина.

Таблица 7.8.

Снитарно-техническое состояние цеха № 5 Приразломного месторождения

Наименование участка, измеряемые параметры	Результат измерения	Нормативные данные
Операторная Освещенность, Лк Микроклимат: температура, 0С	320 20	150 17-23
влажность , %	46	не более 75
Насосный блок Освещенность, Лк Микроклимат: температура, 0С влажность , %	110 20 42	100 15-24 не более 75
Агрегат №1 Уровни звука, дБ Вибрации пола при частоте в Гц 16 31.5 63	104 88 89 89	не более 80 не более 92 не более 92 не более 92
Агрегат №2 Уровни звука, дБ Вибрации пола при частоте в Гц 16 31.5 63	99 93 93 93	не более 80 не более 92 не более 92 не более 92

Анализируя таблицу видно, что освещенность и микроклимат операторной и насосного блока удовлетворяют нормативным данным. А уровни звука агрегата №1 и вибрации пола возле агрегата №2 превышает нормативные данные.

7.6 Безопасность технологического процесса при ремонте скважин

При освоении, а также текущем и капитальном ремонтах скважин соответствующие бригады должны быть обучены и проинструктированы для безопасного ведения работ на случай открытого нефтегазовыброса в соответствии с планом мероприятий по ликвидации нефтегазовыброса, который должен быть разработан для каждой бригады.

1.Запрещается начинать ремонтные работы при отсутствии двусторонней радио связи с базами ремонтных цехов, а так же без наличия первичных средств пожаротушения.

2.Рабочая площадка у устья скважины должна быть размером не менее 3х4 метра и выполнена из досок толщиной не менее50 мм, без выступов и пробоин и надежно закреплена.

3.Мостки должны быть шириной не менее одного метра. Стеллажи должны иметь размеры, обеспечивающие возможность укладки труб, необходимых для данной скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб без свисания их концов. В случае возвышения мостков над уровнем земли более чем на 0.5 м, с них должны быть устроены сходни. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи должны оборудоваться предохранительными стойками. Толщина досок настила площадки и мостков должна быть не менее 50 мм.

4.Подходы, пути для обслуживания или подтаскивания материалов к скважине должны быть свободными и незалиты водой или нефтью. Загромождать их трубами, штангами, частями оборудования и другими предметами запрещается.

5.Культбудка бригады должна устанавливаться на расстоянии не менее 30 метров, от устья скважины.

6.Применяемые в работе подъемные оборудования и инструменты должны быть исправными, достаточной грузоподъемности, быть в полном комплекте и соответствовать характеру проводимых работ.

7.Кранблок мачты должен соответствовать максимальным нагрузкам при ремонте на скважине. Рамки талевых блоков и кранблоков должны иметь предохранительные кожуха для предотвращения соскакивания талевого каната.

8.Подъемный крюк должен свободно вращаться при свинчивании и развинчивании труб и иметь соответствующий аммортизатор, исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадание штропов.

9.Подъемные штропа должны свободно входить в проушины элеватора, где они фиксируются от выпадания специальными штырями.

10.Трубные и штанговые элеваторы должны применятся в соответствии с диаметром труб и штанг, иметь соответствующую грузоподъемность, исправные затворы и приспособления против самопроизвольного открывания замка.

11.При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх.

12.В целях пожаробезопасности для работы у скважины необходимо применять обмедненый инструмент, предотвращающий искрообразование.

13.Запрещается без индикатора веса поднимать или спускать НКТ в скважину, а так же вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины.

14.Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных, центробежных и винтовых электронасосов, осмотр, ремонт наладку его должен производить электротехнический персонал.

15.Погружной электронасос на устье скважины следует собирать с помощью специальных хомутов. Запрещается установка хомутов на гладкий корпус, не имеющий упоров.

16.Кабельный ролик должен подвешиваться с помощью цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном к ноге мачты хомутом.

Запрещается подвешивать ролик на пеньковой веревке или канатной петле. Кабель, пропущенный через ролик, при СПО на должен задевать элементы вышки, мачты, треноги.

17.К ноге вышки или мачты должен быть прикреплен металлический крючок для отвода и удержания кабеля при свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб.

18. Скорость спуска в скважину погружного, центробежного или винтового электронасоса не должен превышать 0.25 м/сек.

19.Кабель должен крепиться к колонне труб поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.

20.При силе ветра 11 м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спуско-подъемных операций запрещается.

21.За невыполнение требований по технике безопасности рабочие несут ответственность в установленном законом порядке.

7.7 Чрезвычайные ситуации

7.7.1 Список чрезвычайных ситуаций для проектируемого производства

Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации (ЧС):

Природного характера

паводковые наводнения;

лесные и торфяные пожары;

ураганы;

сильные морозы (ниже -40С);

метели и снежные заносы.

Техногенного характера

пожары;

взрывы;

разливы сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ);

отключение электроэнергии и др.

По статическим материалам или путём экспертных оценок определяются наиболее вероятные ЧС на объекте, прогнозируется их последствия и разрабатываются мероприятия по их предотвращению.

Одним из примеров ЧС могут быть взрывы газовых баллонов или взрывоопасных смесей при проведении работ в газоопасной зоне.

7.7.2 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

При аварии в резервуарном парке количество газа, пара (Qт) берётся 30% от объёма наибольшего резервуара с бензином, 20% - с нефтью. При аварии на трубопроводе - до 20% вытекшей нефти и 50% вышедшего газа. При аварии на автотранспорте 4т бензина, 3т пропана. При аварии на железной дороге - 10т бензина, 7т нефти, 15т пропана, величина дрейфа газовоздушного облака принимается 300м в сторону предприятия.

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R1, где происходит полное разрушение и, на границе которой давление составляет 900 кПа, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей Rспл; радиус безопасного удаления Rбу, где избыточное давление падает до 5 кПа и радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара, газа (Rпдвк). (рис.7.1.)

Рис.7.1.

Взрыв паро- и газовоздушной смеси.

радиус безопасного удаления Rбу.

Зона смертельного поражения людей, радиусом Rспл.

Зона ударной волны, в которой 2 и 3 - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия.

Зона детонационной волны радиусом R1.

Избыточное давление в зоне детонационной волны ДРф1=900кПа.

Радиус зоны детонационной волны R1 (м) определяется по формуле:

R1=18,5Q1/3, (7.2)

Где Q- количество газа, пара, т.

Давление во фронте ударной волны ДРф2 на расстоянии сi до объекта, находящегося в зоне ударной волны определяется по таблице 7.2.

Таблица 7.2.

Давление во фронте ударной волны.

ДРф1	Значение ДРф1 на расстояниях от центра взрыва в долях от (сi /R1)
КПа	1	1,05	1,1	1,2	1,4	1,6	2	3	4	8	10	15	20	30
900	900	486	279	207	162	99	86	45	26	9	7	4,5	2,7	1,8

Определив давление, оказываемое взрывом на каждый объект, по таблице 7.3 определяют степени разрушения элементов этого объекта.

Радиус зоны смертельного поражения людей Rспл определяется по формуле:

Rспл=30Q1/3, (7.3)

Определим разрушения при взрыве газа в количестве 5т, выделившегося из газопровода.