Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген

II объект - предусматривается бурение 6 добывающих скважин с общей плотностью сеток скважин 250*250 м. Максимальный фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 12 единиц.

Кроме того, предлагается перевод 2-х скважин с добывающего фонда в нагнетательный.

Третий вариант

I объект - предусматривается форсированная разработка объекта с добавлением внутрискважинных песчаных фильтров или заменой ШГН на ЭВН с наземными пескоуловителями и периодической изоляции водопритоков (с целью вовлечения в разработку слабодренированных зон) с использованием действующего пробуренного фонда скважин до 2011 года, с 2011г предусматривается перевод 11-ти скважин со II объекта (скв. №№204,202,203,206,205,207,208,201,109,112,113). Максимальный фонд скважин достигает 19 единиц в 2017г.

II объект - предусматривается бурение 8 добывающих скважин с общей плотностью сеток скважин 250*200 м. Максимальный фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 14 единиц.Кроме того, предлагается перевод 2-х скважин с добывающего фонда в нагнетательный. (Таблица 2.2)

Таблица 2.2 Основные исходные характеристики вариантов разработки м-р Акинген

№ п\п	Характеристики	Ед. изм.	Вар.	I объект	II объект
1.	Режим разработки		I	Водонапорный	Водонапорный в сочетании с ППД
			II
			III
2.	Расстояние между скважинами	м	I	250*300	300*250
			II	250*270	250*250
			III	250*250	250*200
3.	Плотность сетки	га/скв	I	7,6	7,4
			II	6,7	6,1
			III	6,0	4,6
4.	Режим работы	добывающие скважины нагнетат. Скважины	т/сут м3/сут	I	2,1/-	24,1/-
				II	2,1/-	24,1/342,9
				III	2,1/-	24,1/400
		P заб. добыв.	атм		65,6	105
		P нагн. - на устье	атм			10-20
5.	Коэф. использов. фондаскв	доли ед.		0,99	0,99
6.	Коэффициент эксплуатации скважин	доли ед.		0,96	0,96
7.	Коэффициент охвата процессом вытеснения	доли ед.	I	0,711	0,979
			II	0,802	0,987
			III	0,832	0,966
8.	Коэффициент компенсац отбора закачкой	%			100

2.9.3 Технологические показатели вариантов разработки

Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических показателей в 3-х вариантах по объектам и в целом по месторождению.

Проектные скважины во всех 3-х вариантах располагались в пределах площади нефтеносности.

Вариант I.

Объект I ( I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 7,4 тыс.т ожидается в первый год разработки, что составит 3,2 % от начальных извлекаемых запасов.Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 46,4тыс.т, за 15 лет 55,2 тыс.т, за весь проектный срок разработки 75,1 тыс.т. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 95,0 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2013г) составит 46,4 тыс.т, с начала разработки 190,8 тыс.т, КИН - 0,174, выработка запасов составит 71,1%.

Объект II (апт- неокомский + I, II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 47,7 тыс.т ожидается на второй год разработки, что составит 14,5 % от начальных извлекаемых запасов.Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 238,2 тыс.т, за весь проектный срок разработки - 242,1 тыс.т. Накопленная добыча с начала разработки составит 322,4 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки 99,2 %, КИН - 0,321. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 126,1 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 55,1 тыс.т ожидается на второй год разработки, что составит 9,2 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 284,6 тыс.т, за 15 лет 297,3 тыс.т, за весь проектный срок разработки 318,1 тыс.т. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 221,1 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2013г) составит 284,6 тыс.т, с начала разработки 513,2 тыс.т, КИН - 0,243, выработка запасов составит 85,9 %.

Вариант II.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 8,7 тыс.т достигается в первый год разработки, что составит 3,8% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 48 тыс.т, за 15 лет 66,6 тыс.т, за 20 лет 82,6 тыс.т., за весь проектный срок разработки 88,5 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 86,8%, КИН - 0,212. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 115,0 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2019г) составит 70,9 тыс.т., с начала разработки 215,2 тыс.т, КИН - 0,196, выработка запасов составит 80,2%.

Объект II (апт - неокомский + I,II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 51,3 тыс.т достигается на второй год разработки, что составит 15,6% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за весь проектный срок разработки составит 248 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 101,0%, КИН - 0,327. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 230,0 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 58,7 тыс.т достигается на второй год разработки, что составит 9,8% от начальных извлекаемых запасов.

Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 303,1 тыс.т, за 15 лет 324,3 тыс.т, за 20 лет 340,1 тыс.т, за весь проектный срок разработки 346,2 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 96,2%, КИН -0,271. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 325 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2019г) составит 328,5 тыс.т., с начала разработки 557,1 тыс.т, КИН - 0,263, выработка запасов составит 93,3%.

Вариант III.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 8,7 тыс.т достигается на первый год разработки, что составит 3,2% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 48 тыс.т, за 15 лет 69,1 тыс.т, за весь проектный срок разработки 92,9тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 88,5%, КИН - 0,216. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 120 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2020г) составит 79,0 тыс.т., с начала разработки 223,3 тыс.т., КИН - 0,203, выработка запасов составит 83,3%.

Объект II (апт- неокомский + I,II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 53,4 тыс.т достигается на третий год разработки, что составит 16,2% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за весь проектный срок разработки составит 257,6 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 103,9%, КИН - 0,337. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 280 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 59,7 тыс.т достигается на третий год разработки, что составит 10,0 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 336,9 тыс.т, за 15 лет 360,9 тыс.т, за весь проектный срок разработки 370,8 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 100,4%, КИН - 0,283. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 375 тыс.т.

Накопленная добыча с начала разработки за рентабельный срок (2020г) составит 599,4 тыс.т.

Технологические показатели разработки по рекомендуемому варианту приведены в таблицах №2.3; 2.4; 2.5; 2.6

2.9.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти

Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти, показал, что в настоящее время пока нет никаких оснований сомневаться в том, что утвержденный при пересчете запасов нефти коэффициент извлечения будет, достигнут к концу разработки месторождения Акинген.

В таблице №2.7 приведено сопоставление утвержденных и расчетных технологических коэффициентов извлечения нефти из недр по вариантам разработки месторождения Акинген. В таблице приводятся расчетные значения, достигаемые за рентабельный период.

Из таблицы видно, что если по I объекту ни в одном варианте не достигается утвержденное значение КИН, то по II объекту расчетные значения КИН во 2 и 3 вариантах достигаю утвержденное значение КИН на седьмой год разработки при значительных годовых отборах нефти. Это говорит о том, что по данному объекту можно достичь более высокого значения КИН.

Таблица 2.3 Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения нефти (кин) из недр

Объект	Категория запасов	КИН, утв. в ГКЗ РК, доли.ед	Вар.	Коэфф. вытеснения нефти	Расчетные коэффициенты, доли ед.
					охвата вытеснением	охвата заводнением	КИН
I	С1	0,244	1	0,42	0,711	0,582	0,174
			2	0,43	0,802	0,568	0,196
			3	0,43	0,832	0,567	0,203
II	С1	0,324	1	0,67	0,979	0,484	0,318
			2		0,987	0,483	0,320
			3		0,966	0,520	0,337

2.9.5 Технологический расчет; Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке его нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный.

Определить изменение контурного давления в течение первых 5.5 лет разработки месторождения при следующих исходных данных:

Таблица 2.4

Наименование исходных параметров	Значение
		1	2	3
Радиус контура нефтеносности	R [м]	3000	3200	2900
Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности	P[МПа]	8	10	14
Проницаемость пласта в законтурной водоносной области	k [м2]	0.1*10-12	0.1*10-12	0.1*10-12
Вязкость воды	[Пас]	1*10-3	1*10-3	1*10-3
Упругоемкость пласта	[1/Па]	1*10-9	1*10-9	1*10-9
Толщина водоносного пласта	h[м]	10	11	10
Продолжительность периода разбуривания месторождения	t1[годы]	2	2.5	3
Время окончания периода стабилизации отбора жидкости	t2[годы]	4	4.5	5

Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по следующему закону:

В период разбуривания месторождения

при

где t₁ - продолжительность периода,

= 0.1368 м³/с²

В период стабилизации отбора жидкости из месторождения

при

где t₂ - время окончания периода.

В период падения отбора жидкости из месторождения

при где t₃ - время окончания периода.

₁ = 0.1368 м³/с²

Рис. 2.3

Радиальная фильтрация воды в неограниченной законтурной области (R r ) описывается дифференциальным уравнением упругого режима:

.

Решение этого уравнения, определяющее изменение контурного давления P_КОН(t) при переменном во времени отборе воды из законтурной области q_ЗВ = q_ЗВ(t) можно найти с помощью интеграла Дюамеля, которое для рассматриваемых периодов процесса разработки месторождения имеет вид:

а) , при ;

б) , при ;

в) ,

при

Здесь: , , - безразмерное время,

где t , t₁, t₂ [с],

- пьезопроводность водоносного пласта

.

Расчет на ЭВМ. Изменение контурного давления в течении 1, 3, 5 лет разработки месторождения. Расчет сделан в программе Excel.

Таблица 2.5

№	Значения
	Ti, лет	J(Ti)
1	1	0,536
2	3	2,56
3	5	5,13

J(Ti)=0,5*Ti-0,178[1-1/(1+Ti)^2,81]+0,487[(1+Ti)In(1+Ti)-Ti]

3. Спецчасть

3.1 Осложнения при эксплуатации скважин. Ликвидация песчаных пробок

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней.

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду -- как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата.

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

3.2 Промывка скважин для удаления песчаных пробок

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них.

Промывочное устройство ПУ-1 состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе и продольные каналы циркуляционной муфты подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

3.3 Прямая промывка водой

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т. е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

3.4 Обратная промывка водой

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин. Он состоит из корпуса, изготовленного из металлического патрубка, к которому приварен отвод для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен конус, заклинивающий резиновое уплотнение. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка с ручками для зажатия резинового уплотнения и для посадки на нее колонны промывочных труб с элеватором при наращивании очередной трубы. Шпилька, шайба и кольцо вместе с резиновым уплотнением изготавливаются как одно целое в специальной прессформе.

В нижней части корпуса имеется фланец 10, с помощью которого сальник крепится на устье скважины.

Сальник для обратной промывки скважин действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

3.5 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

3.5.1 Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом[3].

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача 1. Определить глубину установки промывочного устройства в глубиннонасосной скважине глубиной 4500 м, которая выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 4350-4300 м. Глубина уровня пробки 4200 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.

Решение. Определим длину l3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного устройства, по формуле:

l₃=l₂+ml₁,

где l₂-расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т.е. глубина зумпфа, м; т-коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3-5, принимаем m=4); l₁ - длина фильтра, м.

Тогда в формуле в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4l₁). Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30 м.

l₁=H₁-H₂

где H₁, H₂ -- глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.

Подставляя данные в формулу, имеем:

l₁=4350--4300=50 м.

Длина зумпфа скважины:

l₂=H-H₁

где Н -- глубина скважины, м.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), будем иметь:

l₂=4500--4350=150 м.

Тогда по формуле (2.1) получим:

l₃=150+4(4350--4300) = 350 м.

После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле:

l=H₃-l₀

где H₃ -- глубина верхнего уровня пробки, м; l₀ -- минимальное расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (l₀=15--20 м, принимаем l₀=15 м). Тогда

l=4200--15=4185 м.

Задача 2. По условиям предыдущей задачи определить глубину установки ПУ-1, если в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм выше отверстий фильтра имеется дефект на глубине 4300 м.

Решение. Определим длину промывочных труб, спускаемых в скважину до присоединения к ним промывочного устройства:

l₃=(H-H₄)+l₀^'

где Н₄ -- глубина местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне, м; l₀^'-- расстояние от ПУ-1 до дефекта колонны, обеспечивающее безопасное ведение работ по промывке скважины от пробки, м (l₀^'=20-25 м, принимаем l₀^' =20 м). Тогда по формуле будем иметь:

l3= (4500--4300) + 20 = 220 м.

Определим общую длину труб, спускаемых в скважину перед началом промывки:

l₃= (4500--4300) + 20 = 220 м.

Технологический расчет

Задача 3. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки. Определить: 1) давление на выкиде насоса; 2) давление на забое скважины; 3) необходимую мощность двигателя; 4) время на промывку скважины для удаления пробки и 5) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=4500 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, ?=0,45 мм; глубина фильтра скважины 4350-4300 м; уровень песчаной пробки равен 4200 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Х Х200.

В таблице 1.15 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100X200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия ?=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Таблица 8 - Подача и давление, развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач	Число двойных ходов плунжера в минуту	Подача, дм3/с	Давление, МПа
I	49,8	3,8	20,0
II	72,8	5,6	17,1
III	110,0	8,4	11,3
IV	168,0	12,9	7,4

Прямая промывка водой

Решение.

1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

где ? -- коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); d_B -- внутренний диаметр промывочных труб, мм; v_H -скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

На рисунке 9, находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача V_H

на I 3,8 дм³/с l,26 м/с

II 5,6 дм³/с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм³/с 2,78 м/с

IV 12,9 дм³/с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм ... 48 60 73 89 102 114

? …… 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:



где ? -- коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1-1,2, принимаем ?=1,2; ? - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (D_в=150 мм) и 73 мм (d_H=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых ?=0,034; d_H--наружный диаметр промывочных труб; v_в -- скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (определяем по таблице 3.1).

Таблица 3.1 Скорость движения жидкости в затруб. пространстве (м/с)

Расход жидкости q, дм3/с	Диаметр эксплуатационной колонны, мм
	146	168
	Диаметр насосно-компрессорных труб, мм
	60	73	89	60	73	89	102	114
1	0,10	0,11	0,14	0,06	0,07	0,09	0,10	0,13
2	0,19	0,22	0,28	0,13	0,15	0,17	0,21	0,27
3	0,29	0,33	0,42	0,20	0,22	0,27	0,31	0,40
4	0,38	0,44	0,56	0,27	0,30	0,34	0,41	0,54
5	0,48	0,55	0,70	0,34	0,37	0,43	0,52	0,67
6	0,57	0,66	0,85	0,40	0,44	0,52	0,62	0,81
7	0,67	0,77	0,99	0,47	0,52	0,61	0,73	0,95
8	0,77	0,88	1,13	0,54	0,60	0,70	0,83	1,08
9	0,86	0,99	1,27	0,60	0,66	0,78	0,93	1,21
10	0,96	1,10	1,41	0,67	0,74	0,87	1,04	1,35
12	1,15	1,32	1,69	0,81	0,88	1,04	1,25	1,62
15	1,44	1,65	2,11	1,01	1,11	1,36	1,56	2,02
17	1,63	1,87	2,39	1,15	1,25	1,48	1,77	2,30
20	1,92	2,20	2,82	1,35	1,49	1,74	2,08	2,70

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Х200 по таблице находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v'_в=0,28; v''_в =0,41; v'''_в =0,62; v^IV_в=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу, получим потери напора h₂ при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

3) Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К.А. Апресова:

где т - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см²); l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f -- площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см²); р_п - плотность зерен песка (р_п=2600 кг/м³); р_ж - плотность промывочной жидкости - воды (р_ж=1000 кг/м³); V_кр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером ?=0,45 мм равна 4,90 см/с (берется из данных таблицы 1.17); V_в - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу, находим потери напора h₃ при работе установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Таблица 3.2 Скорость свободного падения песчинок в воде Vкр

Размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с	Размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с	Размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с
0,01	0,01	0,17	2,14	0,45	4,90
0,03	0,07	0,19	2,39	0,50	5,35
0,05	0,19	0,21	2,60	0,60	6,25
0,07	0,36	0,23	2,80	0,70	7,07
0,09	0,60	0,25	3,00	0,80	7,89
0,11	0,90	0,30	3,50	0,90	8,70
0,13	1,26	0,35	3,97	1,00	9,50
0,15	1,67	0,40	4,44	1,20	11,02

1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 3.3 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅, составляют в сумме при работе:

на I скорости (h₄+h₅)_I=7,2 м;

на II скорости (h₄+h₅)_II =15 м;

на III скорости (h₄+h₅)_III=31,8 м;

на IV скорости (h₄+h₅)_IV=128 м.

Таблица 3.3 Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды, дм3/с	Потери напора, м	Расход воды, дм3/с	Потери напора, м
3	4	8	29
4	8	9	36
5	12	10	50
6	17	12	104
7	22	15	186

5) Находим потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

где - сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем давление на забое скважины при работе установки:

где Н -- глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу, получим давление на забое скважины:

8) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле



где ?_а - общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным ?_а = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:

Из расчета видно что, так как насосная установка УН1Т-100Х200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на III скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

9) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

Подставляя данные в формулу, получим K установки:

на I скорости

на II скорости

10) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

Подставляя фактические данные в формулу, получим значения скоростей подъема:

на I скорости

на II скорости

11) Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле:

Итак, продолжительность подъема песка:

12) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

где Q - подача агрегата, дм³/с; f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см²); F -- площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см²).

Подставляя эти данные в формулу, получим значения Р:

Обратная промывка водой

1) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:



где v_в - скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока v_H при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по рисунке 8. Подставляя данные в формулу (2), получим значение h₂ при работе агрегата:

3) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см². Следовательно, имеем следующие значения h₃ при работе агрегата:

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h₄+h₅=0

4) Определяем потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:

h_6I=2,28 м h_6II=4,92м

h_6III=11,11м h_6IV=26,23м

5) Определяем давление на выкиде насоса по формуле при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на забое скважины по формуле при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на III и IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

8) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле:

на I скорости

на II скорости

9) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле при работе агрегата:

на I скорости

на II скорости

10) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле:

на I скорости

на II скорости

11) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f - 135 см²):

на I скорости

на II скорости

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Планирование работ по охране труда на предприятии

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

Охрана труда подразделяется на техническую (мероприятия по предупреждению несчастных случаев), санитарную (мероприятия по производственной санитарии и гигиене труда) и правовую (трудовое законодательство). Эти разделы, хотя и имеют самостоятельное значение, тесно связаны и дополняют друг друга. Поэтому все вопросы охраны труда на производстве должны решаться комплексно.

В нефтяной промышленности плановые мероприятия по охране труда и технике безопасности проводятся по номенклатуре, утвержденной министерством нефтяной промышленности. На мероприятия по оздоровлению условий труда и созданию безопасной производственной обстановки ежегодно, расходуются большие средства. Существуют следующие номенклатурные мероприятия, подлежащие включению в план работы предприятия: по предупреждению несчастных случаев, заболеваний на производстве и по общему улучшению условий труда. Рациональное использование отпускаемых средств на номенклатурные мероприятия способствует неуклонному снижению числа производственных несчастных случаев и облегчению труда рабочих.

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются технологические и трудовые процессы, внедряются передовые методы труда. В связи с этим возникает необходимость постоянного обучения рабочих безопасным методам работы, умению обращаться с новым производственным оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы. Рабочие, осваивающие новую для них профессию, должны пройти обучение по специальности в объеме и в сроки, установленные программами.

На предприятиях рабочие проходят соответствующий инструктаж, объем и содержание которого и срок стажировки для рабочих по каждой профессии устанавливает главный инженер объединения, предприятия или управления в зависимости от характера работы, на которую направляется вновь принимаемый или переводится рабочий. Объем инструктажа должен быть не менее 10 часов, а срок стажировки - не менее 15 рабочих дней. Инструктажем предусматриваются общие вопросы безопасности, установленные для данного предприятия, и специальные вопросы техники безопасности, связанные с выполнением отдельных видов работ.

Инструктаж по общим вопросам техники безопасности должны проводить инженер по технике безопасности, или лицо, на которое возложены эти обязанности: по специальным вопросам - мастер или начальник производственного участка, по правилам пожарной безопасности и другим специальным вопросам - соответствующие специалисты.

Существенное значение имеет массовая пропаганда охраны труда; формы ее разнообразны.

Мероприятия по промышленной санитарии и технике безопасности на предприятии

Должно быть запланировано создание поселка для проживания персонала на период строительства и эксплуатации. Для жизнедеятельности поселка должны быть предусмотрены следующие услуги:

- проживание и обслуживание персонала;

- офисы, лаборатории и оборудование связи;

- ремонтное оборудование, складские помещения и площади.

Для предотвращения неблагоприятных метеорологических условий, проектом предусмотрено ряд мероприятий для безопасного ведения необходимых работ: снабжение рабочих спецодеждой и спецобывью, устройство укрытий зонтов над рабочими местами, помещения для обогрева рабочих (сушилки, культбутки).

Все объекты предприятия, постоянно обслуживаемые персоналом должны быть обеспечены водой для питья и санитарно-бытовых нужд, соответствующей требованиям ГОСТ «Вода питьевая». Согласно медицинским рекомендациям суточные нормы водопотребления на одного человека составляют, в районах обеспеченных водой - для питья 8-10 л и на хозяйственные нужды 35-37 л, в безводных районах - для питья 8-10 л и на хозяйственные нужды 25-27 л.

На нефтяном промысле для поддержания оптимального микроклимата во всех производственных помещениях в зимнее время, нужно установить отопительные системы, в летнее время, из-за высокой температуры установить систему кондиционирования.

На нефтяном промысле нужно предусмотреть естественное и искусственное освещение на производственных объектах. В первом случае предусмотреть освещение через окна в наружных стенах, освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, и освещение через световые фонари и окна. Во втором случае для освещения можно применить лампы накаливания, которые широко применяются в нефтегазовой промышленности, также для равномерного распределения света можно использовать световую арматуру.

Техника безопасности

Наибольшее число несчастных случаев на нефтепромыслах отмечено при эксплуатации штанговонасосных скважин, что обусловлено, прежде всего, распространенностью этого способа добычи нефти.

Опасность травмирования трудящихся при обслуживании глубинно-насосных скважин связано в основном с наличием движущихся частей станков -- качалок, необходимостью выполнении различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонту наземного оборудования, также с таким опасными факторами, как высота, высокое давление, электричество и т.д. К числу таких работ относятся, например, замена клиновидных ремней, снятие и установка канатной подвески, изменение длины хода, числа качаний балансира, замена балансира, редуктора и других деталей, обслуживание электрооборудования и устьевой арматуры (набивка сальникового уплотнения, соединения и отсоединения выкидной линии и пр.).

Безопасность проведения работ на скважине, а также предотвращение замазученности территории скважины обеспечивается в определенной мере и наличием надежного обратного клапана на выкидной линии. В зимнее время клапан необходимо утеплить, чтобы его тарелка не примерзла к седлу.

Электрооборудование станка-качалки состоит из электродвигателя и пускового устройства. Привод - электродвигатель установлен на высоте 1,5 м от поверхности.

В качестве заземляющих проводников можно применять сталь круглого, полосового, углового и др. профиля. Применение стального каната не допускается.

Мероприятия по пожаро - взрывобезопасности

В производственном процессе объекта системы сбора нефти на месторождении обращаются и хранятся такие взрывоопасные, пожароопасные и вредные вещества как нефть и попутный газ.

Измерители уровня пожароопасных жидкостей выполнены безопасными в пожарном отношении. Мерные стекла могут быть допущены на аппаратах и емкостях с избыточным давлением 0,6 МПа при условии защиты стекла от механических повреждений, наличии клапанов, автоматически перекрывающих соединительные трубки и красную черту на стекле, показывающую предельно-допустимый уровень жидкости.

Пожаротушение осуществляется с помощью первичных и мобильных средств. Ликвидация очагов возгорания осуществляется с помощью местного пожарного инвентаря, по радиосвязи передается сообщение о пожаре в пожарное депо. Цех оборудован телефонной связью, радиосвязью в соответствии с «Противопожарными техническими условиями строительного проектирования в нефтегазодобывающей промышленности», электрической пожарной сигнализацией, предназначенной для обнаружения и для включения огнетушительной системы (датчики, извещатели).

При срабатывании одной из линий пожарной сигнализации, производится автоматическое управление насосами и задвижками огнетушительной системы.

Для каждой линии пожарной сигнализации, имеющий автоматический пуск огнетушительной системы, для начала тушения пожара предусмотрена кнопка на пульте управления.

Тушение различных очагов пожара производится следующими средствами и оборудованием:

- при растекании по территории горящего нефтепродукта применяют распыление струи воды;

- для тушения небольших загораний используют пенные огнетушители типа ОХП-10,ОВП-10;

- небольшое количество нефтепродуктов тушат песком.

Мероприятия по электробезопасности

Электробезопасность -- система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока. Опасность электрического тока в отличие от прочих опасностей усугубляется тем, что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить напряжение дистанционно, а также быстротечностью поражения -- опасность обнаруживается, когда человек уже поражен. Анализ смертельных несчастных случаев показывает, что на долю поражений электрическим током приходится на производстве до 40, в энергетике -- до 60 % ; большая часть поражений (до 80 %) происходит в электроустановках напряжением до 1000 В (110-- 380 В).

Проходя через живые ткани человека, электрический ток оказывает термическое (ожоги), электролитическое (электролиз) и биологическое воздействие. Различают также механические повреждения от воздействия электрического тока. Это приводит к различным нарушениям в организме, вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражение организма. Различают два вида поражений электрическим током: местные электрические травмы (электротравмы) и электрический удар, которые резко обличаются друг от друга.

Электрический удар наблюдается при воздействии малых токов (обычно несколько сотен миллиампер) и при напряжениях, как правило, до 1000 В, При этом происходит поражение внутренних органов -- ток действует на нервную систему и на мышцы, причем может возникнуть паралич пораженных органов. Различают четыре группы электрических ударов: судорожное сокращение мышц (фибрилл) без потери сознания;

4.2 Охрана окружающей среды

Основные источники и виды загрязнения окружающей среды при разработке месторождения Акинген.

Сущность проблемы охраны недр и окружающей среды состоит в обеспечении рационального использования природных ресурсов и безопасном ведении работ при разных стадиях разработки нефтяных месторождений .

Для максимального снижения негативного воздействия производственных факторов, связанных с освоением нефтяного месторождения описываемого района, далее по тексту, предлагается комплекс природоохранных мероприятий и рекомендаций.

Строительство скважин является, как источник воздействия на окружающую среду и недра. При строительстве скважин должны соблюдаться действующие правила охраны окружающей среды и недр, правила безопасности в нефтегазодобы- вающей промышленности, пожарной безопасности, а также все действующие правила, нормативы, инструкции и другие руководящие документы, являющиеся основанием для проектирования и строительства.

Строительство скважин может быть начато только при наличии утвержденного технического проекта. Воздействие при строительстве скважин на атмосферный воздух. Основными источниками воздействия на компоненты окружающей среды при бурении скважин, влияющими на условия природопользования, являются, химреагенты, используемые для приготовления бурового и тампонажного растворов, а также сточные воды, буровой шлам (БШ), загрязненный химически обработанным буровым раствором, отработанный буровой раствор, нефть полученная при освоении скважины, попутный газ, и выхлопные газы от работы дизелей.

Загрязнение атмосферного воздуха происходит при работе двигателей внутреннего сгорания, сжигании продуктов освоения скважины и попутного газа на факелах, а также при неорганизованных выбросах (испарение токсичных соединений из циркуляционной системы, шламовых амбаров и емкостей ГСМ, при дегазации промывочной жидкости, приготовлении к химобработке буровых растворов, а также при нефтегазопроявлениях, открытых фонтанах).

Основными загрязняющими веществами, выбрасываемые в атмосферу являются углеводороды (от метана до полициклических ароматических углеводородов), оксид азота, оксид углерода, двуокись серы, бенз(а)пирен, сероводород, меркаптаны, сажа.

Загрязнение атмосферы пылью. Загрязнение окружающей среды происходит при выполнении большинства технологических процессов, связанных со строительством дороги и приготовлением материалов. Следует отметить, что загрязнение окружающей среды в процессе строительства имеет временный характер и его суммарное воздействие оказывается меньше, чем в процессе эксплуатации дороги.

Выделение пыли происходит при: разработке грунта и каменных материалов; транспортировании грунта и других сыпучих материалов; движении транспортных средств по временным грунтовым дорогам; укладке, разравнивании и уплотнении грунта, каменных и других материалов; производстве и переработке дорожно-строительных материалов и др. Образование пыли обуславливает недостаточная влажность грунтов и других материалов, наличие в грунтах дисперсных пылеватых и глинистых частиц, а также ветровые воздействия. Основную долю (70-90%) в балансе всей выделяемой пыли при строительстве автомобильных дорог составляют временные подъездные дороги. Интенсивность пылевыделения с них зависит от состояния покрытия, скорости движения транспортных средств и климатических условий. Значительное загрязнение воздуха пылью возникает при погрузочно-разгрузочных работах. Следует заметить, что при совместной работе нескольких дорожно-строительных и транспортных машин запыленность воздуха на строительной площадке значительно выше, чем при работе одной машины.