Климатическое исполнение погружного оборудования наземного электрооборудования

Р2=0,2 * 2*67,28 / 0,0155

Р2= 1736,2584.

Максимальный изгибающий момент в месте проточки под стопорное кольцо:

Мизг.max= (Р1+Р2)*b

Мизг.max=(258,957+1736,258)*0,035

Мизг.max=69,83 Н*м.

Минимальный изгибающий момент в этом сечении:

Мизг.min=(Р1-Р2)*b

Мизг.min=(258,957-1736,258)*0,035

Мизг.min=51,74 Н*м;

Напряжение изгиба в опасном сечении:

уизг.max=Мизг.max / Wx

где, W= р*d4кр / 32*D

W=3,14*0,01574 / 32*0,017

W=3,51*10-7 м3;

Это мы нашли осевой момент сопротивления вала:

уизг.max.= 69,83 / 3,51*10-7

уизг.max =198,945Мпа

Минимальное напряжение изгиба

уизг.min.= 51,71 / 3,51*10-7

уизг.min.= 147,321 МПа

Напряжение кручения:

фкр=Мкр.max / Wp

где, Wр=2*Wх

Wр=2*3,51*10-7

Wр=7,02*10-7 м

Это мы нашли полярный момент сопротивления вала

фкр.= 67,28 / 7,02*10-7

фкр.=96,114 Мпа;

Эквивалентное напряжение:

уэкв=vу2 изг.max + фкр2

уэкв=v198,9452+3*96,1142

уэкв.=259,409 Мпа;

Запас прочности по пределу текучести:

п= ут / уэкв ? 1,3

п= 750 / 259,409

п=2,8;

Из результатов расчетов видно, что вал из стали 40 ХН диаметром 17 мм со шлицем и с проточкой под стопорное кольцо выдерживает заданные нагрузки с коэффициентом запаса прочности п=2,8, который удовлетворяет условию 2,8>[1,4].

2.14 Прочностной расчет корпуса насоса

Корпусы погружных центробежных насосов изготавливают из трубных заготовок точением или из холодных комбинированных труб повышенной точности длиной 2100, 3600 и 5000 мм.

Корпус насоса будет рассчитываться в следующей последовательности.

1.Выбираем наружный диаметр и внутренний корпуса насоса.

Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08 м

2.Определяем предварительную затяжку пакета ступеней с учетом коэффициента запаса плотности верхнего стыка по формуле:

T=рКсgНrвн.[1-Eк-Fк/2 (ЕкFк+Ена Fна)] (3.40)

где К - коэффициент запаса плотности стыка;

К=1,4

с - плотность воды;

с=1000м/кг

g - ускорение свободного падения;

g = 9,8 м/с

H- максимальный напор насоса;

Н =1300 м

r - внутренний радиус расточки корпуса насоса;

r=0,04 м

Ек- модуль упругости материала корпуса насоса;

Ек=0,1х10 6Мпа

Fк - площадь поперечного сечения корпуса насоса;

Fк=1,62х10 -3 м 2

Ена- модуль упругости материала направляющего аппарата;

Ена=1,45х10 5МПа

Fна - площадь поперечного сечения направляющего аппарата;

Fна=6,08х10-4 м2

Т=3,14х1,4х1000х9,81х1160х0,042 [1-2,1х106 х1,62[10-3 /2(2,1х106 х1,62х10-3 +1,45х105 х6,08х10-4 ) ]=48256Н

3.Находим общее усилие, действующее вдоль оси корпуса по выражению:

Q=Т+сgНrвн 2 EкFк/2(ЕкFк+ЕнаFна)+G + рКсgНrвн (3.41)

где Т - предварительная затяжка пакета ступеней, определенная по формуле

Т=48256Н

G - масса погружного агрегата;

G =20505 Н;

Hmax - максимальный напор насоса;

Нmax =3500 м

Q = 268519Н

4.Вычисляем осевое напряжение в опасных сечениях корпуса по формуле

у=Q/Fк (3.42)

где Q - общее усилие, действующее вдоль корпуса насоса, определенное по выражению (3.41)

Q=268591 Н

Fк - площадь ослабленного сечения корпуса по наружному диаметру трубы;

Fк =1,24х10-3 м2

уz=268519/1,24х10-3=220МПа

5.Определяем тангенциальное напряжение в опасных сечения, по выражению:

у=pgHmaxrвн/S-MT/F' (3.43)

где S - толщина корпуса в опасном сечении;

S=0,009 м

M - коэффициент Пуассона;

M=0,28

ут=142 МПа

2.15 Прочностной расчет винтов страховочной муфты.

Расчет винтов на срез произведем по формуле:

ф?[ф] (3.44)

где ф - напряжение среза действующее на винты страховочной муфты;

[ф] - допускаемое напряжение среза.

Допускаемое напряжение среза определяется по формуле:

[ф]=0,4ут

где ут - предел текучести материала винта, для стали 35 из которой

изготовлены винты

ут=360МПА.

[ф]=0,4х360=144МПа

Напряжение среза действующее на винты определяем по формуле

ф=4S/пdхz (3.45)

где S - сила среза действующая на винты;

d - внутренний диаметр резьбы;

d=0,0085 м;

z -количество винтов, z=2;

Находим силу среза по выражению

S=mхg (3.46)

где m - масса насосного агрегата

m=709 кг

g - ускорение свободного падения;

g =9,8 м/с

S=709х9,81=6955,29 кгм/с2 =6955,29 Н

Определяем напряжение среза, действующее на винты страховочной муфты по формуле (3.45)

ф=6955,29х4/3,14х0,00855 х2=61285468 Па=61,29 МПа.

Прочностной расчет винтов на срез является допустимой, так как 61,29<144

Коэффициент запаса прочности винтов определяем из выражения

n=[ф]/ ф (3.47)

где [ф] - допускаемое напряжение среза, [ф]=144 МПА

ф - напряжение среза действующее на винты страховочной муфьы,

ф=61,29 МПа

П=144/61,29=2,35

Полученный коэффициент заппса прочности является достаточным.

2.16 Прочностной расчет корпуса полумуфты

Расчет корпуса полумуфты будет рассчитываться на растяжение в опасном сечении. Расчет полумуфты в опасном сечении произведем по формуле:

у?[у] (3.48)

где у - сопротивление при растяжении действующее в опасном сечении

полумуфты;

[у] - допустимое сопротивление при растяжении.

Допустимое сопротивление при растяжении определяется из выражения

у=0,3ут (3.49)

где ут - предел текучести материала для материала сталь 30 Л, из

которого отлита полумуфта ут=240 МПа

[у]=0.3х240=72 МПа

Определяем напряжение, получаемое давлением максимальной нагрузки на площадь по формуле:

у=S/F (3.50)

где S - максимальная нагрузка действующая на полумуфту, определенная

по формуле (3.46)

S=6955,29Н

F - площадь полумуфты в опасном сечении;

F=5,68х10-4 м 2

у=6955,29/5,68х10-4=12245228Па=12,25МПА

Прочность полумуфты в опасном сечении является допустимой, так как 12,25 МПа<72 Мпа

Коэффициент запаса прочности определяем из выражения

П= [у] /у (3.51)

где [у] - допускаемое сопротивление при растяжении;

[у]=72 МПА

у- сопротивление при растяжении действующее в опасном сечении муфты;

у=12,25 МПА

П=72/12,25=5,87

Полученный коэффициент запаса прочности является допустимым.



3. Конструкторская часть

Задача № 1

Рассчитать необходимый напор ЭЦН, выбрать насос и электродвигатель для заданных условий скважины.

Дано:

наружный диаметр эксплуатационной колонны-140мм;

глубина скважины-2500 м;

дебит жидкости Q=40м3/сут;

статический уровень hст=700 м;

коэффициент продуктивности скважины К=18 м3/сут МПа;

кинематическая вязкость жидкости н =2?10-6 м2/с;

превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины hг=20м;

избыточное давление в сепараторе pс=0,2МПа;

расстояние от устья до сепаратора l=40м;

плотность добываемой жидкости сж=800кг/м3;

давление в затрубном пространстве Pз=0,6 МПа

давление на приеме насоса Pпр=1,1 МПа

3.1 Выбор насосно-компрессорных труб

Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса н круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах VСр= 1,2--1,6 м/с, причем меньшее значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего капала НКТ, м2,

Решение: Определяем площадь внутреннего канала НКТ по формуле (2.1) при Vср=1,2 м/с:

(2.1)

и внутренний диаметр, см,

(2.2.)

где Q -- дебит скважины, м3/сут; VСР -- выбранная величина средней скорости.

Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ (табл.2.1). Если разница получается существенной, то корректируется Vс р:

Ближайший больший dвн имеют НКТ диаметром 33 мм (dвн=26 мм).

Скорректируем выбранное значение Vср=120 см/с:

(2.2ґ.)

где Fвн -- площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ



Таблица 3

Трубы гладкие с треугольной резьбой

Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр D, мм	Толщина стенки д, мм	Наружный диаметр муфты Dм, мм	Масса 1 п.м, кг	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы до основной плоскости L, мм
33	33,4	3,5	42,2	2,65	1,412	16,3
42	42,2	3,5	52,2	3,37	-	19,3
48	48,3	4,0	55,9	4,46	-	22,3
60	60,3	5,0	73,0	6,96	-	29,3
73	73,0	5,5; 7,0	88,9	9,5; 11,7	-	40,3
89	88,9	6,5	108,0	13,65	-	47,3
102	101,6	6,5	120,6	15,76	1,81	49,3
114	114,3	7,0	132,1	19,1	-	52,3

2.2 Определение необходимого напора ЭЦН

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

; (2.3)

где hСТ -- статический уровень жидкости в скважине, м; -- депрессия, м; hтр -- потери напора на трение в трубах; hГ -- разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины; hc -- потери напора в сепараторе.

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:

(2.4)

где К-коэффициент продуктивности скважины, м3/сут*МПа; -плотность жидкости, кг/м3;

g=9,81 м/с2.

Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле:

(2.5)

где L-глубина спуска насоса, м.

(2.6)

h-глубина погружения насоса под динамический уровень;

-расстояние от скважины до сепаратора, м; -коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент определяют в зависимости от числа и относительной гладкости труб :

(2.7)



где -кинематическая вязкость жидкости, м2/с;

(2.8)

где -шероховатость стенок труб, принимая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 6,1 мм.

Способом определения является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:

(2.9)

если .

(2.10)

если

Потери напора на преодоление давления в сепараторе:

(2.11)

где pс- избыточное давление в сепараторе.

Подставляя вычисленные значения и наперед заданные в формулу (2.3), найдем величину необходимого напора для данной скважины.

2.3 Выбор центробежного насоса

Подбор насоса для заданной подачи, необходимого напора н диаметра эксплуатационной колонны скважины производят по характеристикам погружных центробежных насосов (табл. 1.1. или табл.1.2.). При этом необходимо иметь в виду, что в соответствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженным максимум.

Поскольку характеристики на конкретные типоразмеры ЭЦН часто отсутствуют, то целесообразно по заданным трем точкам рабочей области (табл.1.1. или табл.1.2.) построить участок характеристики для точного определения напора ЭЦН.

Для получения дебита Q=40м3/сут и напора Нс=1077,08м по таблице 1.2. выбираем ЭЦН5-40-1400 с числом ступеней 229, учитывая, что эксплуатационная колонна у нас диаметром 140мм.

По данным табл. 1.2.

найдем, что при дебите 40 м3/сут напор ЭЦН на воде составит 1400 м.

По соотношению (2.12) найдем напор насоса на реальной жидкости, если по условию сж=800 кг/м3 :

(2.12)

где Нв -- табличное значение напора ЭЦН; рв -- плотность пресной воды; .рж -- плотность реальной жидкости.

Так как вязкость не превышает 3 сантипуаз, то пересчет по вязкости жидкости не требуется.

Из полученной рабочей области характеристики найдем, что при дебите 40 м3/сут напор ЭЦН на воде составит 1750 м.

Для совмещения характеристик скважины и насоса применяют два способа.

1.На выкиде из скважины устанавливают штуцер, на преодоление дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный напор насоса ДH=H-Hc. Однако, этот способ прост, но не экономичен, так как снижает КПД насоса и установки в целом.

2.Второй способ предусматривает разборку насоса и снятие лишних ступеней. Этот способ трудоемкий, но наиболее экономичный, так как КПД насоса не изменяется.

Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения необходимого напора, равно:

(2.12а)

где Нж -- напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту скважины; Нс -- необходимый напор скважины; z -- число ступеней насоса

Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения необходимого напора, равно [87]

Следовательно, насос должен иметь 142 ступеней, вместо снятых устанавливаются проставки. Напор одной ступени составит 12,32м



2.4 Выбор электродвигателя

Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт, определяют по формуле:

(2.13)

где 0,38- КПД насоса (табл.1.2.).

где -- КПД насоса по его рабочей характеристике, -- наибольшая плотность откачиваемой жидкости.

Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92--0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую мощность двигателя:

(2.14)

Ближайший больший типоразмер выбираем по таблице 1.3. Это ПЭД 14-103 с КПД 0,72, напряжение 350В, сила тока 40А, cosб=0,80, температура окружающей среды до 700С.

2.5 Определение глубины погружения насоса под динамический уровень

Наиболее затруднительным является определение глубины погружения насоса h под динамический уровень при наличии значительного газового фактора.

Этому вопросу посвящены труды многих исследователей. Нашей задачей является получение упрощенной методики расчета этой величины. Глубина погружения насоса h под динамический уровень входит составной частью в формулу (2.6), а часть потерь напора на трение определяют по формуле (2.5). Недостаточное погружение насоса под динамический уровень, где уже появляется в значительных количествах свободный газ, приводит к снижению подачи насосом жидкости или к срыву подачи при блокировке ЭЦН газовым пузырем.

Наоборот, чрезмерное погружение насоса под динамический уровень приводит к росту давления и температуры, снижающих эксплуатационные характеристики кабеля и электродвигателя, к интенсивному поступлению песка в насос при небольшом расстоянии от забоя и неоправданному увеличению длины НКТ и кабеля. В технических характеристиках ЭЦН свободное газосодержание на приеме не превышает 0,25. Глубина погружения под динамический уровень, м,

(2.15)

Здесь Рпр -- давление на приеме насоса, МПа; Р3 -- давление в затрубном пространстве, МПа;

g -- ускорение свободного падения; ссм-- плотность водогазонефтяной смеси, кг/м3,

(2.16)

где -- плотность нефти, воды и газа соответственно; n -- обводненность;

в-- газосодержание на приеме.

Обычно давление на приеме Рпр определяют по специальной методике или по графикам [28], где учитывается истинное газосодержание б обводненность n продукции скважины. Предполагая, что на глубине спуска насоса отсутствует скольжение газовой фазы относительно жидкостной, можно приравнять б к в График изменения Рпр от газосодержания и обводненности представлен на рис. V.II.5 [28].

Другую, более точную, на наш взгляд, аналитическую зависимость РПр можно получить из работы [16], .где можно учесть не только обводненность и газосодержание, но и температуру на забое, объемный коэффициент нефти, сжимаемость и коэффициент сепарации газа:

; (2.17)

где Г -- газовый фактор; VР.Г -- объем растворенного газа; п -- обводненность продукции скважины; -- коэффициент сепарации газа; Т0, Т -- температура на устье и на приеме насоса в скважине, соответственно; Р0 = 0,1033 МПа -- давление на устье; Z -- коэффициент сжимаемости газа; ВH -- объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме насоса.

Для нахождения коэффициента сжимаемости газа 2 воспользуемся графиками [19, рис. 10, 13], предварительно определив псевдокритическое давление и температуру.

Объемный коэффициент нефти определяется из работы Г231 по формуле:

(2.18)

Здесь вН = 6,5*10-41/ МПа -- коэффициент сжимаемости нефти; бн-- температурный коэффициент, при

безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию,

(2.19)

где -- относительная плотность нефти при 20°С и атмосферном давлении к плотности воды при 4°С; -- относительная плотность газа; Г -- газовый фактор м3/м3; tпл, Рпл -- пластовые температура в °С и давление в МПа соответственно.

Для упрощения нахождения Вн, минуя вычисления , можно воспользоваться номограммой учитывая, что точность определения Вн при этом значительно снижается.

2.6 Работа газа по подъему жидкости

Важным фактором, который необходимо учитывать при расчете необходимого напора ЭЦН, является полезная работа газа по подъему жидкости в трубах.

Высота поднятия жидкости расширяющимся газом может быть определена из формул:

(2.20)

где Рнас -- давление насыщения газа, МПа; Ру -- давление на устье, МПа; рж -- плотность при термодинамических условиях сечения; -- КПД работы газа в насосных трубах, = 0,65 при 0,2<n<0,5.

Однако, проведенные расчеты по этой формуле дают завышенные результаты по сравнению с данными исследований П. Д. Ляпкова в Туймазанефть.

Наиболее близкие результаты дают расчеты высоты подъема жидкости газом по зависимости:

(2.21)

где d -- внутренний диаметр труб, см; pбуф= pу -- давление на устье (сепараторе).

При определении необходимого напора ЭЦН (формула (2.3)) из него следует вычитать высоту подъема жидкости газом, однако, необходимо при этом учитывать изменение газового фактора, обводненности и давления насыщения во время межремонтного периода работы установки ЭЦН.

Задача № 2

По параметрам эксплуатационной скважины и оборудованию выбрать кабель, трансформатор, определить габариты УЭЦН, скорость охлаждающей жидкости и удельный расход электроэнергии.

Дано:

наружный диаметр эксплуатационной колонны- 140мм;

размер НКТ - 33 X 3,5 мм;

дебит скважины Q=40 м3/сут;

тип насоса ЭЦН5-40-1400;

тип электродвигателя ПЭД-14-103;

глубина спуска насоса- 1046 м;

температура на приеме насоса - 50 0С;

расстояние до станции управления- 40 м.

Решение. По табл. 1.3. определим основные характеристики двигателя: напряжение U=350В, ток I=40A, КПД=72%, cosц=0,80. Температура окружающей среды - 70 0С, скорость охлаждающей жидкости 0,06 м/с.

2.7 Выбор кабеля

Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному току электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:

(2.22)

где I-номинальный ток электродвигателя, А; i -допустимая плотность тока, А/мм2.

Учитывая, что в жидкости имеется растворенный газ, выберем кабель с полиэтиленовой изоляцией (табл. 1.4.) КПБК 3x10 мм и КПБП 3х10 с рабочим напряжением 2500В, допустимым давлением до 25 МПа и температурой до 900С и размером 13,6х33,8мм.

Потери мощности в кабеле определяют по формуле:

(2.23)

где I-рабочий ток в электродвигателе, А; Lк- длинна кабеля, м; R- сопротивление кабеля, Ом/м,

(2.24)

где удельное сопротивление меди при температурный коэффициент для меди; t3- температура на заборе у приема насоса; S- площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Общая длинна кабеля должна быть равна глубине спуска насоса плюс расстояние от скважины до станции управления и небольшой запас на ремонт кабеля:

; (2.25)

2.8 Выбор трансформатора

Выбирать трансформатор (автотрансформатор) следует на соответствие двух параметров: мощности и напряжения. Мощность трансформатора должна быть:

(2.26)

где -- полезная мощность и КПД электродвигателя соответственно (табл. 3.3); РК -- потери мощности в кабеле. Для определения величины напряжения во вторичной обмотке трансформатора найдем величину падения напряжения в кабеле:

(2.27)

где Rk=R*103 -- активное удельное сопротивление 1 км кабеля, Ом/км; Х0 -- индуктивное удельное сопротивление кабеля (X0=0,1 Ом/км); -- коэффициент мощности электродвигателя; -- коэффициент реактивной мощности; Lк -- длина кабеля, км.

где cosц=0,80; sinц=0,60.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора должно быть равно сумме рабочего напряжения электродвигателя и величине потерь напряжения в кабеле:

(2.28)

Этому условию удовлетворяет трансформатор ТМПН-63/611-73У1 с напряжением во вторичной обмотке 611В и мощностью 63кВт.

2.9 Определение габаритного диаметра УЭЦН и скорости движения охлаждающей жидкости

Габаритный диаметр насосного агрегата определяют в двух сечениях с учетом того, что электродвигатель, насос и первые от насоса трубы представляют жесткую систему, и их размещение в скважине должно рассматриваться совместно.

В первом сечении учитываются диаметры электродвигателя насоса и плоский кабель:

(2.29)



где -- наружные диаметры электродвигателя и насоса соответственно; hк -- толщина плоского кабеля; SХ -- толщина хомута, крепящего кабель к насосу.

Во втором сечении учитывается размер муфты НКТ и круглый кабель:

(2.30)

Должно быть, чтобы величина , в противном случае первые над насосом 100--150 м НКТ устанавливают на типоразмер меньше или устанавливают на этой длине плоский кабель.

Величина диаметрального зазора между эксплуатационной колонной и Dmax должна быть не менее 5--10 мм для эксплуатационных колонн диаметром до 219 мм в не осложненных условиях для вертикальной скважины.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны равен 121,7мм, следовательно, минимальный зазор составит 121,7-112,1?9,6мм, что допустимо.

Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении электродвигателя определим по формуле:

(2.31)

где Dвн -- внутренний диаметр эксплуатационной колонны; Q -- дебит скважины, м3/сут .

Полученная скорость превышает необходимую скорость охлаждения (0,06м/с) по характеристике электродвигателя ПЭД-14-103.

2.10 Определение удельного расхода электроэнергии установкой ЭЦН

Важным энергетическим показателем работы УЗЦН является расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкости, кВт*час/т, определяемый по формуле [19]

(2.32)

где Н -- высота подъема жидкости из скважины, м; -- общий КПД установки.

По техническим данным оборудования определяется -- КПД труб; -- КПД насоса; -- КПД электродвигателя; -- КПД автотрансформатора или трансформатора; КПД кабеля можно определить исходя из потерь мощности в кабеле:

(2.33)

где Рэл -- номинальная мощность электродвигателя; РК -- потери мощности в кабеле.

Тогда



4. Безопасность и экологичность проекта

Основными законодательными актами по охране труда в нашей стране являются Конституция России, Основы законодательства и др. в этих документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья трудящихся. На основании вышеперечисленных источников, а также исходя из соответствующих правил безопасности и норм производственной санитарии в данном проекте нами разрабатываются основные мероприятия по созданию безопасных условий работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.

Всякая деятельность протекает из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Жизнедеятельность - активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По данным Госкомстата, по различным причинам в Российской Федерации на производстве ежегодно травмируется 650-700 тысяч человек, 15-16 тысяч человек с летальным исходом, 6 млн. человек работают во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий и сооружений не отвечает требованиям безопасности. В среднем, ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров, основными причинами этих негативных явлений являются:

- недостаточный уровень обучения и квалификации персонала;

- несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности;

- недостаточное оснащение производства системами очистки выбросов;

- устаревшее оборудование;

В данном случае, описывается несколько мероприятий по улучшению охраны и условий труда, охраны окружающей среды, предложены возможные чрезвычайные ситуации и их предотвращение.



4.1 Анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН

Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе (на кустах скважин), а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до -500С) и высокой влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий.

При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление).

При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 С) возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары.

Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76.

В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н2S - 0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-76.)

Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин - высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии.

Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожаро-и взрывоопасность объекта.

Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая.

Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления.

Таким образом, мы выяснили основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов в процессе труда:

1. метеорологический фактор.

2. Вредное влияние паров нефти и газа.

3. Высокое давление.

4. Повышенная пожаро-и взрывоопасность.

5. Наличие высокого напряжения.

6. Причины организационного характера.

4.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасности условий труда операторов

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них.

Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами:

1. Правило безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утверждение

Госгортехнадзором.

2. Правила технической эксплуатации электроустановок, утвержденные

Госэнергонадзором.

3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок,

утвержденные Госэнергодзором.

4. Правила устройства электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.

5. Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ, утвержденное ОКБ БН.

На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности.

Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществляться на бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в труднодоступных местностях - на вездеходах. Продолжительность рабочего времени установлена трудовым законодательством и не должна превышать 41 час в неделю.

Рабочие должны обеспечиваться необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето - роба х/б, сапоги, головной убор, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых; зимой - шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы).

На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с имеющимися в наличии аптечкой, бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для отдыха.

При работе в темное время суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов применяются фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10 лк (СНиП I - 4-79).

Особое внимание следует обратить на санитарное состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважины.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды предельно С-С10 в пересчете на С - 300 мг/м3, ГОСТ 12.1.005-76). Во время ремонта скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефтяных паров и газов, превышающих ПДК, необходимо заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны проводиться в соответствующих противогазах.

К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и его обслуживанию допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемые станций управления, трансформаторов, подстанций погружных насосов (КТПН), конструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем место, а также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть установлены стационарные манометры с трехходовыми кранами.

Конструкция устьевого оборудования должна обеспечить возможность снижения давления в затрубном пространстве, а так же закачку жидкости для глушения скважины.

Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в специальной будке или на открытой местности на расстоянии не менее 20 м от устья скважины.

При установке наземного оборудования в будке станция управления должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался свободный выход из будки.

При установке электрооборудования на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак «Осторожно! Электрическое напряжение!».

Намотка и размотка кабеля на барабан кабеленаматывателя должна быть

механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается.

Все открытые движущиеся части механизмов кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь ограждения.

Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде рядом с действующими кабелями, находящимися под напряжением, а также перекладка кабелей допускается в случае необходимости при выполнении следующих условий:

- Работу должны выполнять рабочие, имеющие опыт прокладки кабелей, по наряду-допуску (распоряжению электротехнического персонала ЦБПО НПО под руководством лица с группой по электробезопасности не ниже V при напряжении выше 1000 В.

- Работать следует в диэлектрических перчатках, поверх которых для

защиты от механических повреждений одеваются брезентовые рукавицы.

Санитарные нормы действия тока на организм, устанавливает

ГОСТ 12.1.000-76.

Таким образом в данном разделе разработаны основные мероприятия , которые обеспечат безопасные условия работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.

4.3 Общие требования к безопасности к рабочим цеха в подготовке

и перекачке нефти (ППН)

1. К самостоятельной работе в цехе ППН допускаются лица:

- достигшие 18-летнего возраста.

- Прошедшие медицинское освидетельствование согласно приказа Минздрава ССР № 700 от 19.06.84;

- прошедшие производственное обучение, обучение безопасным методам в проведении работ, стажировку (при необходимости) на рабочем месте и проверку знаний по технике безопасности;

- имеющие удостоверение о проверке знаний по технике безопасности.

2. Через каждые 3 месяца рабочие должны проходить инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1 раза в год - проверку знаний.

3. При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых

технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда рабочие должны пройти дополнительное обучение и инструктаж.

4. Внеочередную проверку знаний по технике безопасности рабочие должны пройти:

- после обучения, вызванного изменением технологического процесса,

внедрением новых видов оборудования и механизмов, введением в действие новых правил и инструкций;

- по требованию или распоряжению руководителей предприятий и

представителей службы надзора.

5. Приступая к работе, рабочие должны иметь при себе удостоверение о проверке знаний по технике безопасности.

6. При приеме смены рабочие обязаны ознакомится с заданиями и

распоряжениями руководителей работ, с записями в вахтовом журнале и уяснить себе обстановку на объекте и на рабочем месте.

При обнаружении какой-либо неисправности, не записанной в журнале, принимающий смену должен указать на нее сменяющемуся и вместе с ним сделать соответствующую запись в вахтовом журнале.

7. Не разрешается:

- принимать или сдавать смену во время аварии и при ее ликвидации;

- передавать смену рабочему, явившемуся в нетрезвом состоянии или

больному.

8. Находясь на территории цеха ППН работающие должны соблюдать общие для всех правила поведения:

- места открытого выделения газа надо обходить с наветренной стороны;

- переходить через траншею, трубопроводы надо только в специально

указанных местах, оборудованных переходами.

9. Рабочие цеха ППН перед началом работы обязаны: проверить состояние и исправность работающего и резервного оборудования (насосов, запорной арматуры, КИПиА и т.п.), чистоту рабочего места, производственных помещений и территории наличие инструмента и вспомогательного инвентаря, исправность действия вентиляционных установок, наличие и состояние средств индивидуальной защиты; привести в порядок спецодежду и др.средства индивидуальной защиты; проверить наличие и исправность пожаротушения и инструментов, их соответствие характеру работы, наличие и укомплектованность аптечки.

10. Рабочие обязаны следить за чистотой рабочих мест и всего оборудования.

Рабочие площадки, лестницы и переходы необходимо очищать от грязи, снега и льда.

- загромождение лестниц и площадок, проходов между трубопроводами и др. оборудованием, мешающие нормальному обслуживанию и ремонту не допускается.

11. Освещение объектов ППН должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении. Осветительная проводка должна прокладываться в герметичных газовых трубах, выключатели должны быть во взрывоопасном исполнении и установлены вне помещения. В качестве аварийного освещения могут применятся только аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении напряжением 12 Вт.

12. Рабочие должны иметь полагающиеся по нормам спецодежду, спецобувь,

рукавицы и другие средства индивидуальной защиты, обеспечивающие

безопасность. Спецодежду следует носить в застегнутом виде, она не должна

меть свисающих концов.

13. При опасности попадания инородных тел, вредных жидкостей, паров, газа,

раздражения глаз сильным световым излучением необходимо пользоваться

соответствующими защитными очками.

14. При работе в колодцах, аппаратах, емкостях и других плохо проветриваемых местах необходимо применять шланговые противогазы.

15. Лица, допущенные к работам на объектах с возможным выделением

сероводорода, должны иметь при себе исправные средства индивидуальной защиты (противогазы марки КД). Промышленные фильтрующие противогазы применяют в том случае, если в воздухе содержится не менее 18% объемных кислорода, а концентрация вредных газов не превышает 0,5% объемных.

16. Рабочие должны следить за состоянием предохранительной арматуры, наличием и исправностью манометром, обращать внимание на наличие и целостность пломб.

17. Не допускается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и предохранительных устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа с неисправным инструментом.

18. Все движущиеся части механизмов должны быть ограждены. Выступающие и вращающиеся детали должны быть закрыты по всей окружности вращения сплошными кожухами.

19. Запрещается эксплуатация неисправного оборудования отключающих и предохранительных устройств, неисправных контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа неисправным инструментом.

20. Корпуса электрооборудования и пусковой аппаратуры должны быть заземлены.

21. Перед пуском механизмов в работу необходимо проверить их исправность.

Пускать в работу механизмы следует, только убедившись, что у движущихся частей нет людей. И только после подачи предупредительного знака (сигнала).

22. Во время работы механизма запрещается:

- производить ремонт их или крепление каких-либо частей;

- чистить и смазывать движущиеся части вручную;

- снимать ограждения или отдельные их части и проникать за ограждения;

- тормозить движущиеся части механизмов подкладыванием труб, ваг и

других предметов;

- переходить через приводные ремни, цепей или под ними;

- направлять, надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять ременные

передачи;

- находится в опасной зоне.

23. Ремонтные работы должны проводится в дневное время. При необходимости ремонтов в ночное время место работы должно быть освещено.

24. Работы по ремонту оборудования, связанные с применением открытого огня и возможностью образования открытого искрения, должны осуществляться по наряду- допуску на производство газоопасных работ или письменному разрешению главного инженера, согласованного с главным энергетиком предприятия и местной пожарной охраной.

25. Ремонтные работы в котловане, а также в нефтяных и газовых колодцах разрешается выполнять при соблюдении следующих условий:

- бригада рабочих должна состоять не менее чем из двух человек

(работающий и наблюдающий), обеспеченных соответствующими средствами индивидуальной защиты;

- перед началом работ ответственный за их проведение должен спросить исполнителя о его самочувствии;

- перед работой котлован или колодец проветрить, а перед сварочной

работой - провести анализ воздушной среды;

- проверить исправность шлангового противогаза, спасательного пояса и сигнально-спасательной веревки;

- сроки единовременного пребывания работающего в шланговом

противогазе должен превышать 20 минут.

26. В случае гидратообразования или замораживания участка трубопровода, обвязки насосов, запорной арматуры отогревать их следует водой или паром.

Перед отогревом участок должен быть отключен от работающей системы.

27. При пропарке емкостей, аппаратов запрещается поднимать давление в них:

пар должен иметь свободный выход. При пропарке труб запрещается стоять с противоположного конца, тем более, устранять закупорку пропариваемых труб разрыхлением различными предметами.

28. Пропуск газа и нефтепродуктов через фланцевые соединения, сальники, задвижки и другие неплотности необходимо своевременно устранять.

29. При необходимости проведения ремонтных работ на трубопроводах находящихся под давлением, подлежащий ремонту участок необходимо отключить задвижками с установкой маркированных заглушек после снижения в нем давления до атмосферного.

30. Закрывать (открывать) запорную арматуру следует плавно, без рывков, пользуясь при необходимости специальным (штурвальным) ключом.

31. В случае возникновения аварийной ситуации, связанной с повышением содержания сероводорода в воздухе, необходимо:

- немедленно одеть противогаз;

- прекратить все работы в опасной зоне;

- сообщать об этом ответственному руководителю работ;

- обозначить опасную зону предупреждающими знаками;

- дальнейшие работы производить по плану ликвидации возможных аварий.

32. При аварии рабочие обязаны действовать в соответствии с планом ликвидации аварий; сообщить о происшедшей аварии диспетчеру, вывести людей из помещения или опасной зоны и при необходимости, в целях предупреждения осложнений, отключить технологическое оборудование.

33. При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную охрану и приступить к тушению огня имеющимися на объекте противопожарными средствами.

34. При несчастном случае необходимо оказать пострадавшему доврачебную помощь, вызвать, если необходимо скорую медицинскую помощь, сообщать о происшедшем руководителю работ или начальнику цеха и по возможности сохранить обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент несчастного случая.

35. В случае возникновения аварийной ситуации смена, в которой возникла авария, не сдает смену до ликвидации аварии. Принимающая смена включается в работу по ликвидации аварии.

4.4 Характеристика условий труда

Таблица 4

Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу

Вредные вещества	Кол-во вредных веществ отходящих от всех источников	В том числе: выделяются без очистки	Всего выброшено в атмосферу	Лимит выброса
Наименование
Окислы азота	9,355	9,355	9,355	9,355
Сернистый ангидрид	73,985	73,985	73,985	73,985
Окись углерода	53,62	53,62	53,62	53,62
Пятиокись ванадия	0,296	0,296	0,296	0,296
Окись железа	0,616	0,616	0,616	0,616
Стирол	0,222	0,222	0,222	0,222

По формуле можно рассчитать степень риска производства, определяемого за год:

R=Сn/Np= 1/104500=9,57х10-6

где Cn - число смертельных случаев за год;

где Np - число работающих.

4.5 Пожарная профилактика

Пожарная профилактика достигается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения.

В зависимости от пожаро- и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, Д.

Категория А. Производство, связанное с получением, применением или

хранением: жидкостей, имеющих температуру вспышки паров (280С) и

ниже; паров или газов с нижним пределом взрываемости 10% и менее в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих жидкостей при температуре нагрева их до 2500С.

Категория Б. Производства, связанные с применением, получением, хранением или переработкой: жидкостей с температурой паров от 290 до 1200

С; горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в которых выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси.

Категория В. Производства, связанные с обработкой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 1200С.

Категория Г. Производства, связанные с применением или обработкой

несгораемых веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением лучистой теплоты, искр и пламени, а также производства, связанные с ожиганием твердого, жидкого и газообразного топлива.

Категория Д. Производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии.

Для тушения пожара используют следующие средства пожаротушения: ручные пенные огнетушители типа ОП, углекислотные огнетушители ОУ-2,

пенопроизводящие установки - пеномесителя, воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты и другие средства.

Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков.

Для улучшения условий труда необходимо намечать как можно большее количество позитивных мероприятий и соответствовать ГОСТам.

4.6 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций и их предотвращение.

Одной из наиболее частых аварий является взрыв.

При выборе электрооборудования для объектов добычи нефти и газа необходимо учитывать специфические условия работы электрических установок, связанных с наличием взрывоопасных газов и паров.

К взрывоопасным относятся смеси с воздухом горючих газов и паров горючих жидкостей с температурой вспышки 450С и ниже, а также горючей пыли или волокон с нижним пределом взрываемости не выше 65 г/см3.

В зависимости от температуры самовоспламенения устанавливаются 5 групп взрывоопасных смесей:

Таблица 4.1

Группа взрывоопасной смеси	Температура самовоспламенения С
Т1	Свыше 450
Т2	300 до 450
Т3	200 до 300
Т4	135 до 200
Т5	100 до 135



Распределение некоторых смесей по категориям и группам приведено в таблице 4.2

Таблица 5.3.

Категория взрыво-опасных смесей	Группа взрывоопасных смесей
	Т 1	Т 2	Т 3	Т 4	Т 5
1	Аммиак, метан, дихлорэтан, изобутилен, метилстирол, метил хлористый, метил хлористый, метилацетат.	Амилацетат, бутилацетат, винилацетат, изопропен, метилметакрилат, спирты: бутиловый, изоамиловый, изопропиловый и др.	Скипидар, уайтспирит, циклогексан, спирт амиловый, полиэфир ТГМ-3 и др.	-	-
2	Ацетон, бензин-100, бензол, толуол, стирол, пропан, этан, этилбензол, окись углерода и др.	Бензин Б-95/130, бутан, дивинил, диоксан, метиламин, метилфуран, пентан, пропилен и др.	Бензин: А-66, А-72, А-76, Б-70, гексан, топливо Т-1, ТС-1 и др.	Ацетальдегид, этиленглиголь, диэтиловый эфир, дибутиловый эфир.	-
3	Коксовый газ (метана 40%, водорода 60%), светильный газ, этилен.	Окись этилена, окись пропилена, этилтрихлорсилан.	Винилтрихлормилан, этилдиххлорсилан.	Диэтиловый (серный) эфир.	-
4	Водород, водяной газ.	- Ацетилен, метиодихлорсилан.	Сероводород Трихлорсилан	- -	Сероуглерод -

При взрыве газовоздушной смеси весом в 10 т находится на расстоянии менее 65 м от эпицентра взрыва опасно для жизни.

Для насосов и другого оборудования:

Слабые разрушения при Дpф =0,25-0,4 атм.

Средние разрушения при Дpф =0,4-0,6 атм.

Сильные разрушения при Дpф =0,6-0,7 атм.

На рис. 5.1. изображена примерная схема распространения ударной волны по зонам.

Рис.5.1.

Условные обозначения на схеме:

1 - зона детонации

2 - зона действия продуктов взрыва

3 - зона ударной волны

R1 - радиус первой зоны

R2 - радиус второй зоны

r2 - расстояние от центра взрыва до элемента предприятия (во 2 зоне)

r3 -расстояние от центра взрыва до элемента предприятия (в 3 зоне)

R1=17,5 3vQ=17,5v10=37,7 м

где Q -количество газа, т.

R2=1,7R1=1,7*37,7=64,1 м

Разность давлений в 1 зоне Дpф =1700 кПа

Разность давлений во 2 зоне:

Дpф=1300 (R1 / r2)3+50= 1300 (37,7/50)3+50=607 кПа

Ш=r3/R1=85/37,7=2,3

При Ш> 2 разность давлений в третьей зоне:

Дpф=22/ Шvlg Ш+0,155 =13,3 кПа

Радиус Зоны, опасной для жизни человека:

Rсм=30 3vQ=64,4 м

4.7 Основные мероприятия по предотвращению опасностей, связанных с особенностями оборудования

Технологические процессы, идущие под высоким давлением, оборудование, находящиеся под большими нагрузками, в определенных условиях представляют опасность для работающих.

Основные мероприятия по предотвращению опасностей, обусловленные повышением давления и нагрузкам, сводится к следующим:

- осмотр и испытание установки, оборудования, механизмов;

- использование ослабленных элементов и устройств для механизации

опасности;

- применение средств блокировки, исключающих аварии при неправильных действиях работающих.

- автоматизация производственных процессов, позволяющая вывести из опасных зон, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционные управления;

- учитывать розу ветров. Нельзя допускать возможность попадания

опасных по взрыву и пожару смесей в огнедействующие установки;

- на каждом предприятии с числом работающих более 300 человек

организуют фельдшерский здравпункт, а более 800 человек - врачебный здравпункт.

Выводы:

На основании анализа условий труда обслуживающего персонала, характеристики вредных веществ, загрязняющих природную среду и прогнозирования возможных чрезвычайных ситуаций на данном объекте можно сделать следующие выводы:

В основном объект отвечает требованиям ГОСТов по условиям труда, намечены мероприятий по условиям труда. Анализируя возможные чрезвычайные ситуации, в данном проекте выявлены вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси, и намечены мероприятия по предотвращению возникающих поражающих вредных факторов: взрыва и др. факторов.



5. Экономический эффект

На месторождениях, разрабатываемых и эксплуатируемых НГДУ “Сургутнефтегаз” дебет скважин по сравнению с прошлыми годами падает, что дает основанием использовать на скважинах электроцентробежные насосы с меньшей подачей.

При эксплуатации скважин УЭЦН М-30-1300 повышается межремонтный период и наработка на отказ.

Совершенствование электроцентробежного насоса с подачей 50 м/сут состоит в том, что в корпус электроцентробежного насоса с подачей на 50 м/сут мы ставим рабочие колеса и направляющие аппараты, рассчитанные на подачу 30 м/сут. Этим мы получаем насос с подачей 30 м/сутки для использования на малодебетных скважинах. За счет этого мы получаем экономию денежных средств, так, как не приходится запускать с заводов электроцентробежные насосы для малодебетных скважин.

Экономический эффект ожидается за счет:

-увеличение наработки на отказ;

-уменьшение числа текущих ремонтов;

-предотвращение затрат, связанных с закупкой УЭЦН-30 на заводах.

Методика расчета экономического эффекта

Экономический эффект определяется по формуле

Эт=Рг-Зг/ Кр+Ен (4.1.)

где, Рг - стоимостная оценка годовых результатов

Зг - неизменные по годам годовые затраты;

Кр - норма амортизации с учетом фактора времени

Ен - норматив для приведения к расчетному году

Стоимостная оценка годовых результатов:

от количества ремонтов

Рг1=(365/ МРПб - 365/ МРПсов.) *Срем. (4.2.)

где, МРПб - базовый межремонтный период;

МРПсов.-межремонтный период усовершенствованного

оборудования

Срем. - стоимость текущего ремонта

Неизменные по годам годовые затраты:

Зг=Иг+(Кр+Ен)*К (4.3)

где, Иг - годовые текущие затраты

К - капитальные затраты

Годовые текущие затраты:

К1=1,2 ( Зср./ 166 *L + 0,395 * Зср./ 166* L) (4.4)

где, К1 - капитальные затраты, связанные с изготовлением рабочей

ступени;

Зср - средняя затрата

L - длительность изготовления

Капитальные затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

К2=m*c*Kи (4.5)

где, m - масса материалов;

c - стоимость материалов;

Ки- коэффициент, учитывающий, что часть материалов расходуется

при изготовлении.

К=К1+К2 (4.6)

К=n*(К1+К2) (4.7)

где, -n - количество рабочих ступеней.

Годовая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht (4.8)

где, Bt - выручка от реализации продукции, полученной с применением

мероприятий НТП, без акцизов и налогов на добавочную стоимость;

Ct - себестоимость продукции;

Ht - налоги, общая сумма.

Срок возврата затрат:

Т= К / П+А (4.9)

где, П - прибыль чистая, получаемая за счет реализации мероприятия за год;

А - сумма амортизации за год.

Исходные данные:

Стоимость ЭЦН - 50-1300 - 1320400 руб

Стоимость ЭЦН - 30-1300 - 18900000 руб

m1 - масса рабочего колеса, изготовляемого из полиамида.

m1=0,158 г

С - стоимость полиамида

С=1500000 руб за тонну

m2 - масса направляющего аппарата, изготовляемого из полиамида.

m2=320 г.

Средняя заработная плата:

Зср.=1800 руб

Длительность изготовления рабочей ступени

L=1 час

Межремонтный период базовый:

МРПб=316 суток

Межремонтный период совершенствованного оборудования: