Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии

Найдем плотность нефти и дренажной воды при температуре 50°С, плотность нефти найдем по формуле:

с_н = с_н - б(t-20) (2.16.1)

где б-поправочный коэффициент (d=0,66)

с_н =856-0,66(50-20)=825 кг\м³

найдем плотность воды при температуре 50°С и прибавим массу минерализации р_в= 1002 кг\м³.

Процесс осаждения воды в аппарате возможен только при ламинарном режиме движения жидкости 10-4 ? Re ?0,4?2,0.

Скорость осаждения капель воды для ламинарного движения жидкости U_пок, определяется формулой Стокса



U_n0K=d²-g • (р_в-р_н)/18- v_н • р_н , (2.16.2)

где U_пок - скорость осаждения капель воды, м/с

g - ускорение свободного падения, м/с

н_н кинематическая вязкость нефти,м²/с

U_пок=(2,2•10 ^-4)²·9,8· (1002- 825)/(18·4,2•10 ^-6·825)=1,35•10 ^-3м/с

Определяем значение критерия Рейнольдса по формуле:

Re=U_пок ·d/v (2.16.3)

Re=l,35·10 ^-4/4,2·10 ^-6 =0,07

То есть 10^-4?Re?0,4?2,0, следовательно, использование формулы Стокса для определения U_пок справедливо. Линейная скорость движения нефти в аппарате должна быть как минимум в два раза меньше рассчитанной скорости оседания капель воды. Для гарантированного осаждения, можно порекомендовать двукратный запас, то есть:

4U_H?U_пок >U_H=U_пок/4

U_н=1,35·10 ^-3/4=3,35·10 ^-4m/c

Для эффективного отстоя должно соблюдаться неравенство г?г_ос

где г- время пребывания нефти в отстойнике, ч

г_ос- время, необходимое для осаждения капель воды,ч

Время пребывания нефти в аппарате определяется по формуле:

r =h_э/U_H (2.16.4)



где h_э- высота слоя эмульсии, м

высоту слоя эмульсии определяем по формуле:

h_э=0,5·D-hl (2.16.5)

где D - диаметр аппарата, м

h₁ расстояние от дна аппарата до поверхности раздела фаз, м

h_э= 0,5·3,048 - 0,764= 0,76 м

г=0,76/3,35·10 ^-4=38мин

Время необходимое для осаждения капель воды определяем по формуле:

r_oc= h_э / U_фак= h_э/ (U_пок- U_H) (2.16.6)

г_ос= 0,76/ 1,005·10 ^-3= 13 мин

где U_фак - фактическая скорость осаждения воды в потоке нефти, м/с

Находим производительность аппарата по формуле:

G= U_фак ·S (2.16.7)

где S - раздел фаз в аппарате, м²

Длина отстойной части аппарата 5,245 м, тогда поверхность осаждения в отстойной части аппарата равна:

S=L·D=5,245·3,048=16m²

G= 1,005·10-3·16=60м³/ч



2.17 Расчет температуры нагрева водонефтяной эмульсии

При эксплуатации аппаратов "Хитер-Тритер" необходимо раз в 6 месяцев останавливать аппарат для проведения ревизионных работ по осмотру и очистке аппарата от механических примесей и асфальтосмолопарафиновых отложений. Экспериментально установлено, что при снижении температуры потока нефти, выделяется твердая фаза АСПО, которые представлены преимущественно парафиновыми углеводородами, смолами, асфальтенами, водой и механическими примесями (окислами железа, глиной, карбонатами и др.) Нефти, добываемые на месторождениях НГДУ "НСН" в соответствии с классификацией СибНИИНЩРД 39-0148010-335-88р) принадлежат к средне- и высокоэмульсионным нефтям с повышенными температурами застывания и вязкостью.

При проведении ревизионных работ в перечень работ входит очистка аппарата от механических примесей и АСПО. При очистке аппарата особое внимание уделяется поверхности коалесцерных пластин, жаровых труб, поплавка раздела фаз "нефть-вода" и застойных зон внутри отстойной части аппарата.

Исходные данные:

-плотность нефти при 20⁰С, с_н , кг/м³…………………...…856

-плотность воды при 20⁰С, с_в , кг/м³……………………...1014

-площадь жаровой трубы S, м² ……………………………32,9

-теплоемкость воды G_в , кДж/(кг⁰С)……………………4,19

Найдем плотность нефти и дренажной воды при температуре 90⁰С. Плотность нефти найдем по формуле: с 46,(4)

с_н⁹⁰ = с_н²⁰-Ь(t-20) (2.17.1)

где Ь- поправочный коэффициент (0,66)



с_н⁹⁰ = 856-0,66·(90-20)=810 кг/м³

по пересчетной таблице находим плотность воды при температуре 90°С и прибавим массу минерализации с_в⁹⁰⁼ 1002 кг/м³.

Произведем расчет теплонапряженности жаровых труб при нагреве водонефтяной эмульсии с температуры удаления АСПО 90°С, и обводненности 10%. Процесс удаления АСПО будем производить при 30%-35% загрузке аппарата (около 30м³).

Теплоемкость нефти найдем по формуле: с. 46,(4)

С_р = (107,325/v сн)·(496,8+t), (2.17.2)

где с_{н -} плотностьнефти, кг/м³;

t - температура нефти, °С.

С_н¹⁵=(107,325/v856)·(496,8+15)=1,87 кДж/(кг ⁰С)

С_н⁹⁰=(107,325/v810)·(496,8+90)=2,076 кДж/(кг ⁰С)

При расходе 30м /ч, с аппарата будем сбрасывать 27 м³ нефти и Зм³ подтоварной воды, что будет соответствовать G_н=23112 кг/ч, G_в=3006 кг/ч. Количество тепла, необходимое для нагрева водонефтяной эмульсии найдем по формуле: с. 50,(6)

Q= G_H ·( C_H^tk · tk-C_H^tн · t_H)+G_в ·(С_в^tk · tk-C_в^tн · t_н ) (2.17.3)

где Q количество тепла необходимое для нагрева водонефтяной эмульсии, Дж/ч

C_н^tk, С_н^tн - теплоемкость нефти при температуре нагрева и начальной температуре, Дж/(кг⁰С)

C_в^tk, С_в^tн - теплоемкость воды при температуре нагрева и начальной температуре, Дж/(кг⁰С)

Q= 23112(2,076 ·10³ ·90 - 1,87 · 10³ · 15)+ 3006(4,19 · 103 · 90 - 4,19•103 · ·15)=4,76 · 10³Дж/ч= 1,3 МВт

Количество тепла, выделяемое аппаратом равно 1732500 ккал/ч = 2 МВт, что позволяет иметь запас тепла, выделяемого аппаратом: n=100%-(1,3/2)100%=35%

Теплонапряженность поверхности жаровой трубы площади одной жаровой трубы найдем по формуле: с. 50,(6)

q= Q/(2S) (2.17.4)

где

q- теплонапряженность поверхности жаровой трубы, Вт/м².

S- площадь жаровой трубы, м²

q= (2 · 10⁶) / (2 · 32,9)=19,7 кВт/ м²

Для трубчатых печей теплонапряженность поверхности нагрева труб составляет 40 - 80 кВт/ м² , что при нормальных условиях эксплуатации исключает прогар жаровых труб.

Давление углеводородных паров при температуре 90°С найдем по формуле:

Lg(P) = 9,22 - 1540/T (2.17.5)

где Р- давление углеводородных пар



Lg(P) = 9,22 - 1540/363 = 0,069MПа

Давление в аппаратах составляет 0,25 - 0,27 МПа, что исключает появление в аппаратах газовой фазы.

Максимальная температура нагрева аппарата лимитируется цепями блокировок КИП, температурой разрушения антикоррозийного покрытия, температурой начала деформации материала коалесцерных пластин. Т- температура нагрева углеводородных газов, К

Из паспорта аппарата максимальная расчетная температура работы 149⁰С, что допускается нагрев до 90⁰С.



3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Организационная структура ЦДНГ-3

Цех обеспечивает выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа, закачке рабочего агента в пласт и других показателей с соблюдением утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов при наименьших затратах материальных и трудовых ресурсов; повышении производительности труда и качества обслуживания скважин и других производственных объектов на основе выявления и использования резервов производства на каждом рабочем месте.

Устанавливает и своевременно доводит бригадам задания по добыче нефти и газа, закачке рабочего агента в пласт, в соответствии с утвержденным цеху плановым заданием и координирует работу бригад.

Составляет, исходя из утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из других производственных объектов и представляет их в НГДУ на утверждение.

Обеспечивает работу эксплуатационных скважин и других производственных объектов в строгом соответствии с утвержденными технологическими режимами.

Устанавливает причины отклонений от утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов, составляет и организует выполнение мероприятий по незамедлительному устранению и предупреждению этих нарушений.

Принимает меры по обеспечению ритмичной работы бригад по добыче нефти и газа, поддержание пластового давления производит совместно с аппаратом НГДУ анализ результатов выполнения установленных производственных заданий предыдущего планового периода с целью выявления неиспользованных резервов увеличения добычи нефти и газа, принимает меры по использованию этих резервов.

Проводит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых нагнетательных скважин, составляет и организует осуществление мероприятий по сокращению бездействующего и простаивающего фонда скважин. Анализирует причины простоев скважин и ведет учет связанных с этим недоборов добычи нефти и газа.

Составляет и организует внедрение геолого-технических и организационных мероприятий, направленных на обеспечение выполнения установленных заданий по добыче нефти и газа, закачке рабочего агента в пласт и других технико-экономических показателей, после их утверждения руководством НГДУ.

Организует проведение промыслово-гидродинамических и геофизических исследований в эксплуатационных скважинах в соответствии с действующими правилами и инструкциями по разработке нефтяных и газовых месторождений (составление и представление в НГДУ графиков и заявок на проведение исследовательских работ, контроль за их качеством, проведение контрольных замеров дебитов и отбор проб жидкости из скважин).

Организует в соответствии с действующими инструкциями технически правильную эксплуатацию скважин, сооружений и коммуникаций, технологического оборудования и установок, представляет в НГДУ предложения по графикам проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Определяет текущую потребность в ремонтном обслуживании, обеспечение материально-техническими средствами, транспортом и другом обслуживании, представляет в НГДУ заявки на удовлетворение этих потребностей. Разрабатывает графики централизованной доставки материально-технических средств на производственные объекты.

Распределяет установленные цеху лимиты на получение материально-технических средств и транспортные расходы между бригадами и контролирует их использование; при производственной необходимости ходатайствует перед руководством НГДУ о выделении дополнительных лимитов. Распределяет выделенные цеху материально-технические и транспортные средства между бригадами и контролирует их использование.

В аварийных ситуациях организует получение материально-технических средств на складах в мелкооптовых магазинах базы производственно-технического обслуживания в комплектации оборудованием и их доставку на производственные объекты силами цеха.

Ведет первичный учет работы подземного и наземного оборудования скважин, анализирует причины отказов в его работе; разрабатывает мероприятия по увеличению межремонтного периода работы скважин.

Составляет планы-заказы на подземный и капитальный ремонт скважин и воздействие на призабойную зону.

Обеспечивает своевременную техническую и технологическую подготовку и передачу скважин, оборудования, сооружений и коммуникаций бригадам и звеньям БПО, других подразделений и организаций для проведения ремонтных и других работ, а также их прием после окончания работ с оформлением необходимой приемосдаточной документации.

Осуществляет контроль за своевременным и качественным выполнение службами БПО, других подразделений и организаций работ, предусмотренных планом организационно-технических мероприятий и графиками ППР, а также аварийных работ на скважинах и других производственных объектах.

Контролирует проведение работ по окончанию бурения и капитального ремонта скважин (опрессовка и перфорация эксплуатационной колоны, освоение скважин и т.д.) и воздействие на призабойную зону эксплуатационных скважин.

Обеспечивает выполнение планов внедрения новой техники, прогрессивной технологии, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов ,научной организации труда.

Участвует в разработке и осуществлении мероприятий по предупреждению коррозии нефтепромыслового оборудования, технологических установок и коммуникаций.

Составляет и организует совместно с БПО выполнение мероприятий по подготовке скважин и других производственных объектов и коммуникаций к работе в осенне-зимний и паводковый периоды.

Участвует в расследовании причин аварий нефтепромыслового оборудования, технологических установок и коммуникаций, в разработке мероприятий по их предупреждению; ведет учет происшедших аварий.

Обеспечивает безопасные и здоровые условия труда, а также своевременное представление работающим льгот по условиям труда. Принимает меры по ликвидации аварий и пожаров, по оказанию первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

Содержит закрепленную за цехом территорию в образцовом порядке, принимает меры по повышению культуры и эстетики производства, а также охране окружающей среды при добыче и сборе нефти и газа.

Составляет и осуществляет мероприятия по снижению удельной численности работников по обслуживаемым скважинам против нормативной за счет внедрения передовых методов и приемов труда при обслуживании объектов нефтегазодобычи, расширения зон обслуживания и применения других прогрессивных форм организации труда.

Участвует в разработке и осуществлении организационно-технических мероприятий по повышению эффективности производства. Разрабатывает и осуществляет мероприятия по экономии материально- технических средств и сокращению транспортных расходов.

Ведет учет параметров работы эксплуатационных скважин и других производственных объектов и своевременно представляет Центральной инженерно-технологической службе ежесуточную информацию о выполнении планового задания по добыче нефти и газа, состояние фонда скважин в проведении ремонтных работ, причинах простоев производственных объектов и связанных с этим недоборов нефти и газа, а также представляет в НГДУ геологическую отчетность о работе эксплуатационных скважин.

Обеспечивает содержание административных и бытовых зданий в соответствии с правилами и нормами производственной санитарии и пожарной безопасности, а также исправность систем освещения, отопления, вентиляции и канализации. Организует ремонт административных и бытовых зданий.

Организует обеспечение работников цеха канцелярскими принадлежностями, средствами механизации инженерного труда, инвентарем, мебелью и другими предметами хозяйственного обслуживания.

Осуществляет совместно с отделом кадров НГДУ подбор, расстановку и рациональное использование инженерно-технических работников и рабочих, составляет и осуществляет мероприятия по повышению квалификации и экономическому образованию работников цеха в соответствии с требованиями технического прогресса. Обеспечивает проведение производственного инструктажа рабочих.

Производит составление и оформление в установленном порядке первичной документации, связанной с расходованием материальных ценностей, выплатой заработной платы работающим, оприходованием и списанием закрепленных за цехом основных фондов, малоценных и быстроизнашивающихся предметов и спецодежды, а также с другими производственно-хозяйственными операциями цеха.

На рисунке 3.1.1 изображен фрагмент организационной структуры НГДУ "Лянторнефть", где показана общая система цехов по добыче нефти и газа. Представлена организационная структура ЦДНГ-3, согласно которого ниже описана функциональные основные обязанности отдельных работников

Таким образом, начальник цеха, осуществляет руководство производственно-хозяйственной деятельностью цеха, обеспечивает выполнение плана по добычи нефти и газа. Осуществляет безаварийную работу подразделениям цеха. Организует взаимосвязь цеха добычи с подрядчиками. Планирует участие в разработке перспективных планов деятельности цеха.

Ведущий инженер, организует производство работ, технологического процесса в соответствии с нормами и правилами Т/Б НГДУ. Разрабатывает и внедряет мероприятия по выполнению технико-экономических показателей цеха. Несет ответственность за соблюдения технологии и внедрения новой техники. Принимает участие в разработке перспективных планов деятельности цеха. Несет ответственность за состояние Т/Б.

Ведущий геолог, проводит анализ состояния эксплуатационного фонда, разрабатывает мероприятия по повышению производственных действующих скважин. Контроль и прием скважин из ПРС, КРС, СУБР. Обеспечивает выполнения установленных заданий по добычи нефти и газа. Обеспечивает проведения промысловых исследований.

Мастер добычи нефти и газа, обеспечивает выполнение технико-экономических показателей бригады добычи. Обеспечивает соблюдения технологического режима работ скважин. Обеспечивает контроль за вводом новых объектов на участке. Обеспечивает работу смежных бригад на закрепленном участке. Осуществляет сдачу-прием объектов в ремонт, из ремонта, ввод их в эксплуатацию. Несет ответственность за состоянием закрепленного оборудования. Несет ответственность за своевременное обеспечение бригады МТР, средствами защиты.

Мастер УПСВ, осуществляет контроль за безаварийную работу технологического процесса подтоварной нефти, подготовка нефти. Контролирует технологический режим ДНС. Обеспечивает работу смежных подразделений. Несет ответственность за состоянием закрепленного оборудования. Несет ответственность за состоянием Т/Б и пожарной безопасности на объектах.

Старший механик, обеспечивает правильную и безопасную эксплуатацию механизмов и оборудования технологических установок. Организует учет наличия и работу механического оборудования. Составляет график ППР нефтепромыслового оборудования, и следить за их выполнением. Несет ответственность за исправность подъемных механизмов, соблюдения правил безопасности при погрузочно-разгрузочных работах. Составляет потребность в материально-технических ресурсах. Участвует в испытании новой техники.

Геолог 2 категории, выполняет контроль за состоянием нефтяного и нагнетательного фонда скважин. Работа с АРМом. Участие в разработке

ГТМ направленных на выполнение плана заданий по добычи нефти и газа. Организует контрольные замеры дебитов жидкостей и отбор проб. Составляет суточную информацию.

Геолог, организует проведение исследовательских работ. Участвует в разработке ГТМ. Ведет отчетную документацию и суточную информацию по состоянию фонда. Работа с АРМом.

Технолог, принимает участие в составлении технологического режима работы скважин. Принимает участие в составлении графика движения бригад ПРС, КРС. Разрабатывает мероприятия по улучшению работы фонда скважин. Подбирает и контролирует работу по депарафинизации скважин. Принимает участие по внедрению новой технике и технологии. Организовывает и контролирует работу технологической группы.

Мастер ДНС, контролирует технологический режим ДНС. Обеспечивает работу смежных подразделений. Несет ответственность за состоянием закрепленного оборудования. Несет ответственность за состоянием Т/Б и пожарной безопасности на объектах.

Экономист, оформляет и составляет документы на выплату премии, доплат, надбавок. Осуществляет контроль за соблюдением штатной дисциплины, расходованием ФОТ, сметы затрат на производство. Ведет смету и учет заработной платы по цеху и ведущим профессиям. Выполняет отчетность по труду и нормированию. Осуществляет контроль за оформлением табеля, учета рабочего времени. Составляет расстановку численности по цеху, по бригадам, по профессиям.

Техник, оформляет табеля учета рабочего времени, составляет баланс рабочего времени, расстановку численности. Занимается разноской и подшивкой первичной документации в геологическом отделе. Занимается получением и раздачей талонов на специальное питание.

ПАТ, обслуживание телемеханики. Работа со смежниками и передача всей информации. Следит за замерами жидкости по скважинам.

Бригада добычи нефти и газа, выполняет распоряжения мастера. Обеспечивает безаварийную работу в соответствии регламентом ДНС. Обеспечивает безаварийную работу скважин, замерных установок, БВГ. Выполнение ГТМ. Подготовка, запуск в работу скважины, вывод на режим ЭЦН, ШГН. Осуществляет ремонт нефтепромыслового оборудования.

Бригада УПСВ, осуществляет контроль безаварийной работы технологического процесса подтоварной нефти, подготовка нефти.

Ремонтная группа, осуществляет ремонт оборудования на объектах цеха. Производит сварочные работы на объектах цеха. Несет ответственность за состоянием оборудования. Выполняет график ППР оборудования.

Хозяйственное звено, производит ремонт ЗУ, АБК операторных, опорных пунктов. Изготовление дверей, рам для производственных помещений.



Схема 3.1.1-Структура ЦДНГ-3 НГДУ "Лянторнефть"

3.2 Оплата труда и премирование в ЦДНГ-3

Оплата труда и премирования работников НГДУ "Лянторнефть", в том числе, ЦДНГ регулирующие в положение с целью повышения материальной заинтересованности и уровня ответственности за конечный результат своей деятельности.

Положение вводится с целью повышения материальной заинтересованности работников в результатах труда, ответственности за выполнение своих должностных обязанностей.

Оплата труда рабочих осуществляется по утвержденным тарифным ставкам (окладам); руководителей, специалистов и служащих по должностным окладам. На предприятии применяется сдельно-премиальная и повременно-премиальная система оплаты труда. Сдельно-премиальная система оплаты труда применяется при наличии технически обоснованных норм времени, при оплате труда вспомогательных рабочих применяется косвенно-сдельная система оплаты труда. При повременно-премиальной системе оплаты труда на основании нормированных заданий, тарифно-квалификационных расчетов производятся доплаты: за совмещение профессий до 50% тарифной ставки (оклада) отсутствующего работника, независимо от числа лиц, между которыми распределяются доплаты; за расширенную зону обслуживания до 30% тарифной ставки.

За руководство бригадой не освобожденным от основной работы рабочим производится доплата: за руководство бригадой с численностью рабочих:

-от 5 до 10 человек10% тарифной ставки;

-от 11 до 25 человек12% тарифной ставки;

-от 25 и выше15% тарифной ставки.

Доплаты выплачиваются при условии выполнения бригадой производственного задания. Доплаты за работу в ночную смену производится в размере 35% часовой тарифной ставки за час работы в ночное время.

Работа в праздничные дни оплачивается в двойном размере: сдельщикам в размере двойной сдельной расценки; рабочим, труд которых оплачивается по часовым тарифным ставкам в размере двойной тарифной ставки; работникам, получающим месячный оклад в размере двойной дневной ставки-оклада, если работа проводилась сверх месячной нормы, в размере одинарной ставки, если работы проводилась в пределах месячной нормы. Работа в сверхурочное время оплачивается за первые два часа в полуторном размере, а за последующие часы в двойном.

Надбавки за профессиональное мастерство устанавливаются рабочим в процентах к тарифным ставкам по решению администрации цеха и профсоюзного комитета.

разряд- от 4 до 12 %;

разряд- от 4 до 16 %;

разряд- от 12 до 20 %;

разряд- от 16 до 24 %.

Максимальный размер надбавок устанавливается в размере 20 % оклада.

Учащимся, направленным на курсы по подготовке кадров из числа лиц, ранее не работавших в данной системе, выплачивается 100% тарифной ставки, установленной для работников тех профессий , для замещения которых подготавливаются работники. Ученикам доплачивается 100% ставки повременщика 1 разряда за счет фонда оплаты труда бригады (цеха). Премирование учеников производится по принятому бригадой, цехом порядку, согласованного утвержденного положения.

Выплаты за вахтовый метод работы производится работникам, принятым на работу по вахтовому методу организации работ, за каждый календарный день пребывания в местах производства работ, а также за фактические дни нахождения в пути от пункта сбора к месту работы и обратно в размере установленной нормы суточных при командировках на территории РФ.

Начисление премии производится с учетом выполнения показателей премирования в установленных данным положением размерах. Учет выполнения показателей премирования производится нарастающим итогом с начала года, а по показателям, не поддающимся суммированию, по сравнению с соответствующим периодом прошлого года.

Размер премии (в %) устанавливается в целом на бригаду (звено) по результатам работы коллектива. В тех случаях, когда невозможно создать бригады, премирование производится за индивидуальные результаты труда.

Премия начисляется:

-рабочим- повременщикам по установленным показателям за фактически отработанное время;

-рабочим-сдельщикам на общую сумму заработной платы по наряду.

Премии начисляются на установленные доплаты и надбавки:

-за совмещение профессий;

-за увеличение зоны обслуживания, увеличение объема работ;

-выполнение обязанностей отсутствующего работника;

-за выполнение особо важной работы;

-за профмастерство, высокие достижения в труде;

-за работу в ночное время, разрывной характер работ.

Размер премии определяется в процентах к сумме должностных окладов с учетом выполнения индивидуальных показателей. Распределение премии производится с учетом коэффициента качества труда каждого работника пропорционально должностным окладом (тарифным ставкам) за отработанное время, либо по иному принятому порядку.

В отдельных случаях руководству предприятия предоставлено право лишать конкретных работников премии до 100% , если допущены серьезные производственные упущения, хищения и порчи материальных ценностей, приписки в отчетах и других документах, ухудшения состояния охраны труда, техники безопасности (травматизма), охраны окружающей среды.

Основанием для начисления премии является:

-данные бухгалтерского и статического учета;

-справка о выполнении показателей и условий премирования;

протокол комиссии качества об установлении ККТ отделу, цеху, бригаде;

протокол советов бригад, отделов об установлении ККТ;

приказы, решения о снижении размера премии конкретным работникам;

Начисление премии производится руководителям, специалистам, служащим, рабочим ЦДНГ, ЦППН, БПО СА - в следующем за отчетным месяцем; рабочим остальных цехов - в отчетном месяце.

Дополнительный премиальный фонд начисляется по утвержденному ОАО "Сургутнефтегаз" нормативу на 1 тонну добытой сверх плана нефти.

Используется дополнительный премиальный фонд:

-на восполнение недостающего фонда оплаты труда в частности текущего премирования;

-на премирование особо отличившихся работников из фонда руководителя при отсутствии средств на эти цели в пределах планового фонда оплаты труда;

-на премирование за выполнение организационно-технических мероприятий;

-на премирование за выполнение дополнительных работ, не обусловленных трудовым договором, работ срочных от выполнения, которых зависит нормальная работа предприятия;

-на премирование коллективов, достигших наилучших результатов работы в условиях конкурсов, установленных рубежей;

-на премировании работников за сверхплановую добычу нефти из премиального фонда подразделения, цеха, определенного по утвержденному нормативу.

Распределение премии за сверхплановую добычу нефти производится в процентах к тарифной ставке за фактически отработанное время с учетом коэффициента качества труда, установленного на данную премию Советом бригады. На данную премию начисляется районный коэффициент и северная надбавка. Работникам профсоюзного комитета НГДУ " Лянторнефть" премия за сверхплановую добычу нефти выплачивается в размерах установленных для аппарата управления.



3.3 Расчет технико-экономического обоснования использования УПСВ "Хитер-Тритер" в условиях ЦДНГ-3

Внедрение установок "Хитер-Тритер" фирмы "Sivalls" весьма целесообразно с точки зрения промысловой подготовки нефтепродукции. В состав эксплуатационных расходов включаются затраты по заработной плате рабочих, обслуживающих установку в течение года, стоимость потребления электроэнергий электроприёмников и их установленная мощность, теплоэнергия. В состав затрат включаются единовременные затраты по приобретению и СМР установок.

Согласно справки ПЭО НГДУ "Лянторнефть" балансовая (первоначальная) стоимость аппаратуры составляет 36720,26 тыс. рублей. Ежемесячная амортизация - 275,40 тыс. рублей. Тогда годовая сумма амортизации составит - 275,40 ·12 мес. = 3304,82 тыс. рублей.

Рассчитаем заработную плату рабочим за календарный период.

Таблица 3.3.1 - Численно-квалификационный состав звена

Наименование профессии	Разряд	Количество человек	Тарифная ставка, руб.
Оператор ООУ	4	5	35,08
Оператор ООУ	3	4	28,20
Машинист Т/Н	3	4	27,15
Итого	-	13	-

1. Расчет заработной платы рабочих-повременщиков по тарифу:

3_ПТ = Т·С_Т, (3.3.1)

где Т- фактические затраты времени (2920 часов - эффективный фонд рабочего времени), час;

С_т - тарифная ставка соответствующего разряда.



З_пт3 = 27,15 · 2920 = 79278,00 (руб.)

З_пт4 = 28,20 · 2920 = 82344,00 (руб.)

З_пт5= 35,08 · 2920 = 102433,6 (руб )

2.Расчет премии произведём по формуле:

П_фот=З_пт·П% / 100%, (3.3.2)

где П% - процент премии, равный 60%.

П_фот3 = 79278,00· 60/100 = 47566,8 (руб.)

П_фот4 = 82344,00 · 60/100 = 49406,4 (руб.)

П_фот5 = 102433,6 · 60/100 = 61460,16 (руб.)

3.Расчет фонда оплаты труда производственных рабочих- повременщиков :

ФОТ_повр=З_пт + П_фот; (3.3.3)

ФОТ_повр3 = 79278,00 +47566,8 =126844,8 (руб.)

ФОТ_повр4= 131750,4 (руб.)

ФОТ_повр5= 163893,76 (руб.)

4.Расчет основной заработной платы с учетом районного коэффициента (РК) и северных надбавок (СН):

РК=ФОТ_повр · 70%/100% (3.3.4)

РК₃ = 126844,8 · 70/100 =88791,36(руб.)

РК₄ = 92225,28 (руб.)

РК₅= 114725,6 (руб.)

СН=ФОТ_повр · 50%/100% (3.3.5)

СН₃= 126844,8 · 50/100 = 63422,4 (руб.)

СН₄= 65875,2 (руб.)

СН₅= 81946,88 (руб.)

5.Рассчитаем основной фонд заработной платы работников:

ФЗП_0СН = ФОТ_повр + РК + СН (3.3.6)

ФЗП_осн3 = 126844,8 + 88791,36+ 63422,4 = 279058,56 (руб.)

ФЗП_осн4=289850,88 (руб.)

ФЗП_осн5=360566,24 (руб.)

6.Расчет дополнительной заработной платы:

ЗП_доп = ФЗП_осн · П%/100 (3.3.7)

где П% - процент доплаты равен 18,8%.

ЗП_доп3 = 279058,56 · 18,8/100 = 52463,01 (руб.)

ЗП_доп4= 54491,96 (руб.) ЗП_доп5 = 67786,5 (руб.)

7.Расчет общего фонда заработной платы:

ФЗП_повр = ФЗП_осн + ЗП_доп (3.3.8)

ФЗП_повр3 = 279058.56 + 52463,01 = 331521,57 (руб.)

ФЗП_повр4 = 344342,84 (руб.)

ФЗП_повр5 = 428352,74 (руб.)

8.Расчет суммарного фонда заработной платы:



ФЗП₀ = ФЗП_повр3 + ФЗП_повр4 + ФЗП_повр5 (3.3.9)

ФЗП₀ = 331521,57 + 344342,84 + 428352,74= 1104217,15 (руб.)

9.Рассчитаем отчисления на социальное страхование:

О = ФЗП₀ · 0%/100%, (3.3.10)

где 0% - процент отчислений на соцстрах, 36,5 %.

О = 1104217,15 · 36,5/100 = 403039,3 (руб.)

Рассчитаем расходы по электроэнергии и установленной мощности.

Таблица 3.3.2 Расшифровка по электроэнергии

Наименование Электроприемников	Номинальная мощность, кВт	Количество, шт.	Полная Мощность, кВт
1.Емкость для сбора Ливневых стоков (насос)	18,5	1	18,5
2.Емкость для сбора улов.нефти (насос)	18,5	1	18,5
3.Трехфазный аппарат (шкаф вводной)	13,3	4	53,2
4.Технологический блок (ввод)	8,76	1	8,76
5.Блок-бокс для мотопомпы (ввод)	0,4	1	0,4
Всего	-	-	99,36

1. Определим плату за потреблённую электроэнергию:

Зэ=Ро·24·365·Тэ, (3.3.11)

где Ро - полная мощность оборудования, кВт;

Тэ - тариф за потреблённую электроэнергию, руб.

Зэ = 99,36 · 24 · 365 · 0,258 = 224561,5 (руб.)



2.Определим плату за установленную мощность:

Эм = 99.36 ·12 мес · 386 · 460235,5 (руб.)

3.Определим затраты по теплоэнергии.

Расход газа на 1 аппарат "Хитер-Тритер" составляет 340 м /час, т.е. расход газа за год составит - 340 м³/час · 24 ч · 365 дн. = 2978400 м³. Себестоимость 1 м³ газа примерно на 01.10.10 составляет - 24,11 руб. Следовательно, расходы по теплоэнергии (Зт) составят:

0,025 · 2978400 = 74460 тыс. рублей.

4.Рассчитаем общую сумму эксплуатационных и единовременных затрат по внедрению данного оборудования:

Зо=ЗП+Зэ+Зм+Зт (3.3.12)

Зо-222,80+79,32+224,6+74,46+3304,82+460,2=4366,2 (тыс. руб.)

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) на базе трехфазного сепаратора производства фирмы "Sivalls" используется для разделения эмульсии и предварительного сброса воды. Эксплуатируемые установки имеют производительность 10000 тон жидкости в сутки при обводненности на входе от 70% до 90%.

Внедрение данных установок - нефтегазоводоотделителей типа "Хитер - Тритер", позволяет отделять подтоварную воду и попутный нефтяной газ из добываемой жидкости непосредственно на площадке дожимной насосной станции (ДНС) и подать подготовленную подтоварную воду на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт для поддержания пластового давления. Как правило, ДНС и КНС расположены на одной площадке.

Установка полностью отвечает поставленным задачам и требованиям технологического процесса.

Экономическая эффективность установки обусловлена тем, что отделение воды нефти осуществляется непосредственно на площадке ДНС. Сокращаются объемы перекачиваемой жидкости с ДНС на товарный парк, исключается процесс повторной перекачки подтоварной воды с товарного парка на КНС, что ведет к снижению материальных и энергозатрат. Кроме того, использование трехфазных аппаратов позволяет сократить сроки и затраты на капитальное строительство и обеспечить высокую технологичность процесса предварительного сброса воды.

Исходные данные для расчета экономии затрат смотри в таблице 3.3.3

Таблица 3.3.3 - Исходные данные для расчета экономии затрат

Наименование показателей	Ед. изм.	Варианты технологического процесса
		Базовая технология	Новая Технология с Применением УПСВ
Остановочный тариф за 1кВт/час Электроэнергии (Тэ)	руб.	0,662	0,662
Продолжение таблицы 3.3.3
Количество насосов ЦНС, установленных на ДНС и используемых при откачке добываемой жидкости с ДНС на ЦППН ЦНС-300/300 К1	шт	4	-
К2	шт		3
Количество насосов ЦНС, используемых для откачки подтоварной воды с ЦППН КНС	шт	5	-
Н2	шт		2
Количество эл. двигателей высвобождающихся насосов за счет снижения обводненности и объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН М1Nдв	шт	2	-
М2Nдв	шт	-	-
В т. ч. эл. двигатели ПТБ-10 (Nдв.=455кВт)		2	-
Электродегидратор ЭГ-200 (Nдв.=455кВт)		1	-
Эл.дв.на насосах внутр. перекачки (Nдв.=455кВт)		1	-
Норма расхода ингибитора коррозии трубопровода ДНС-ЦППН в сутки , И1	Л	6305	-
И2	Л		5605
Стоимость используемого ингибитора коррозии за 1000 л. Си	руб	12634	0
Принятый коэффициент загрузки электродвигателя, Кзаг.		0,8	0,8

Годовая экономия электроэнергии (Э¹), получаемая при уменьшении объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН насосами ЦНС 300/360 (N_дв.=500 кВт)

Э¹ = К₃ · N_дв.· К_заг·Т_э · 24_час ·365_дн. (3.3.13)

где К₃=К1-К₂ - количество насосов, которые высвобождаются

за счет уменьшения объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН, шт.;

N_дв. - мощность двигателей, кВт;

К_заг - коэффициент загрузки электродвигателя, 0,8.

Э¹=К₃·N_дв.·К_заг·Т_э·24_час·365_дн=1_дв·500_кВт·0,8·0,662_р·24_час·365_дн =2319,6тыс.руб.

где K₃=K₁-K₂ = 4-3=1 _дв. - количество выводных двигателей

N_дв. =500кВт. - мощность двигателей

К_заг.=0,8 - коэффициент загрузки.

Годовая экономия электроэнергии (Э²), получаемая при прекращаннии откачки подтоварной воды с ЦППН на КНС насосами ЦНС 300/300 (N_дв =315кВт.):

Э²_Э =Н₃ ·N_дв · К_заг ·Т_э · 24_час · 365_дн (3.3.14)

где Н₃=Н₁ - Н₂ количество высвобождаемых насосов при сокращении объема откачки подтоварной воды с ЦППН на КНС, шт.

N_дв - мощность двигателей, кВт

К_заг. - коэффициент загрузки эл. двигателя = 0,8.

Э²э =Нз·N _дв ·К_заг·Т_э·24_час·365 _дн= З_дв ·315_кВт ·0,8 · 0,662_р· 24_час·365_дн= =4384,1 тыс.руб..

где Н₃= Н₁ - Н₂=3_дв

К_дв=315кВт.;

К_заг = 0_,8.

Снижение обведенности и объема перекачиваемой жидкости с ДНС на ЦППН что позволяет сократить потребление электроэнергии на ЦППН.

Экономия электроэнергии (Э³) за счет снижения обводненности и объема перекачиваемой жидкости потребления электроэнергии с ДНС на ЦППН рассчитывается по формуле:

Э³_Э = Э³_ЭП(3.3.15)

где Э³_э экономия электроэнергии за счет уменьшения потребления электроэнергии каждым видом электропотребителей за счет снижения объема и обводненности перекачиваемой жидкости при технологии подготовки нефти на УПСВ, тыс. руб.:

Э³_ЭП = М_3.1 · N _дв · К_заг·Т_э·24_час ·365_дн(3.3.16)

где п - определенный вид используемого электропотребителя в зависимости от его мощности N _дв.;

М_3.1 = М_1Nдв - М_2Nдв - количество электропотребителей электродвигателей на ПТБ, электродегидраторов ЭГ, электродвигателей на насосах внутренней перекачки);

N _дв - мощность двигателей, кВт;

К_заг ^_ коэффициент загрузки электродвигателя = 0,8.

Электропотребители :

2ед. электродвигателя на ПТБ-10 (55кВт.)

1ед. электродегидратор ЭГ-200 (10кВт.)

3) 1ед. электродвигатель на насосах внутр. пер. (100кВт.).

Э³_э=Э³_эп=Э³_э1+Э³_э2+Э³_э3 = 818,7+ 74,4+ 744,2=1637,3 тыс.руб.

Э³ _эп = М_3.1 · N_дв · K_заг ·T_э ·24_час ·365_дн =2_дв ·55_кВт · 0,8 ·0,1,062_руб ·

24_час ·365_дн=818,7 тыс.руб..

где п=1 (эл.двиг. на ПТБ-10 N_дв=55kBt.)

М_3.1 =М_1Nдв - М_2Nдв = 2_ДВ.- 0_ДВ.= 2_ДВ. (N_дв= 55кВт);

К_заг. =0,8.

Э³ _э2 = М_3.2 · N_дв · К_заг ·Т_э·24_час ·365_дн=1_дв· 10кВт ·0,8 ·0,1,062_руб ·

·24_час ·365_дн=74,4 тыс.руб.

где п=2 (электродегидратор ЭГ-200 N_дв=10кВт.)

М_3.2=М_1Nдв-М_2Nдв = 1_дв - 0_дв=1_дв.(N_дв=10кВт.)

К_заг=0,8.

Э³ _э3 = М_3.2 · N_дв ·К_заг ·Т_э·24_час ·365_дн=1_дв ·100кВт·0,8·0,1,062 _руб·

·24_час·365_дн =744,2 тыс.руб.

где п=3 (электродвигатель на внутр. перек. насоса N_дв =100кВт.);

М_3.3=М_1дв.-М_2дв. = 1_ДВ - 0_дв.=1_дв.(N_дв=100кВт.);

К_заг.=0,8.



Экономия материально - технических затрат (Э⁴_и), получаемая от уменьшения расхода ингибитора коррозии при обработке трубопровода ДНС - ЦППН - КНС (в тыс. руб.)

Э⁴_и= И₃·С_и· 365_дн.(3.3.17)

где И₃=И₁ - И₂ - разница между нормой расхода ингибитора коррозии, используемого при существующей технологии отделения воды из добываемой жидкости без УПСВ, и расходом ингибитора, используемого при технологии подготовки нефти УПСВ.

Э⁴_и=И₃·С_и ·365_ДН. = 700_л·0,019_руб.·365_дн = 4854,5 тыс.руб.

где Из=И₁ - И₂= 6305 - 5605=700 литров.

Годовая экономия (Э) материально - технических затрат и энергетических ресурсов, без учета затрат на внедрение и содержание УПСВ (эксплуатационные затраты), составит:

Э =Э¹ + Э² +Э³ + Э⁴_и (3.3.18)

Э=Э¹+Э²+Э³+Э⁴_и=2319,6+4384,1+1637,3+4854,5=13195,5тыс.руб.

Рассчитаем экономический эффект и срок окупаемости :

1.Эффект за год:

Эi = Э₀ - 3₀ = 13195,5 - 4366,2 = 8829,3 тыс.руб.

2.Срок окупаемости с учетом капиталовложений:

Ток=Ki/ Эi = 36720.26 /8829,3 = 4,2 года



4. ОХРАНА ТРУДА

4.1 Охрана труда и техника безопасности при работе на УПСВ

Все рабочие, инженерно - технические работники, могут быть допущены к самостоятельной работе на установку, только после прохождения ими инструктажа по технике безопасности, газобезопасности, стажировке на рабочем месте и проверке полученных ими знаний. Обслуживающий персонал должен быть обучен и аттестован на соответствующую квалификацию.

Необходимо строгое соблюдение норм технологического режима и графиков ремонта оборудования и приборов, осуществление систематического контроля выполнения должностных инструкций, при соблюдении правил безопасности; своевременное выполнение мероприятий по подготовке дожимной насосной станции и установки предварительного сброса воды к эксплуатации в осенне-зимний период и подготовке к весеннему паводку, соблюдение мер пожарной безопасности при эксплуатации, проведение пожаро-взрывоопасных работ.

Все работающие должны быть обеспечены соответствующей спецодеждой, специальной обувью и предохранительными приспособлениями, которые должны выдаваться по установленным нормам. В перечень спецодежды работников входят: костюм хлопчатобумажный для защиты от нефти и нефтепродуктов, рукавицы кислотозащитные, сапоги резиновые и кирзовые, ботинки кожаные. Подошвы спецодежды должны быть выполнены из материала, не дающих искр при движений от статического электричества.

При работе в зимнее время работники обеспечиваются дополнительно следующей теплой одеждой: рукавицы меховые, костюм мужской для защиты от пониженных температур, валенки, шапка ушанка.

При работе с деэмульгаторами, кислотами и другими вредными веществами рабочие обеспечиваются следующей спецодеждой: рукавицы прорезиненные или резиновые перчатки, защитные очки, сапоги резиновые.

При выполпенении работ обслуживающий персонал должен располагаться с заветренной стороны. Спецодежда и обувь должны соответствовать размеру, росту работающего и не стеснять движения работника во время работы.

При работе в колодцах, в нефтяных и других местах, где возможно скопления газов, рабочие должны пользоваться изолирующими или шланговыми противогазами марки ПШ-1 и ПШ-2 (с принудительной подачей воздуха).

Установка предварительного сброса воды типа Хитер-Тритер, как и любое технологическое оборудование, связанное с нефтью и газом может представлять потенциальную опасность. Ниже приводятся основные моменты техники безопасности: Приборы и средства безопасности (электроды-зажигатели, блоки отключения подачи топливного газа) не должны модифицироваться без серьезных на то оснований.

Все сосуды высокого давления должны обеспечиваться предохранительными системами безопасности с полной пропускной способностью (позволяющими осуществлять выпуск максимального объема газа или жидкости).

Не допускается превышения проектного и максимального рабочего давления во время работы. Это относится как к трубопроводам, так и к сосудам, работающим под давлением.

Запрещается соединение установки с трубопроводами или клапанами, которые непредмеренно могут вызывать повышение давления или возникновение противодавления дополнительно к рабочему или проектному давлению емкости.

Не допускается применение открытого огня для отогрева замерзших линий, трубопроводов или клапанов.

Не допускается снятие находящихся под давлением узлов и деталей до полной уверенности оператора в отсутствии давления под узлами или в них.

Запрещается затягивать или ослаблять находящиеся под давлением элементы.

Запрещается соединение каналов и отдушин вентиляционной системы с источником зажигания, такими как топка и вытяжная труба.

При несчастных случаях первая помощь должна быть оказана немедленно. В местах постоянного пребывания людей необходимо иметь аптечки с набором медикаментов.

При легких ушибах на ушибленное место следует накладывать холодный компресс. При ранениях, если сильное кровотечение, накладывают жгут или закрутку так, чтобы кровеносные сосуды были прижаты к кости с запиской, где указано время наложения жгута. Наложенный жгут нельзя держать более 1...2 часов. Вызвать врача или доставить пострадавшего в медицинский пункт.

При ожогах термических при оказании помощи, прежде всего необходимо потушить на пострадавшем горящую или тлеющую одежду. Обоженную поверхность следует покрыть стерильным материалом из гигиенического пакета, перевязать бинтом и направить пострадавшего в медпункт.

При попадании крепкой кислоты или щелочи на кожу необходимо промыть ее сильной струей воды в течение 10... 15 минут.

При отравлении парами нефтепродуктов или газом необходимо немедленно вывести пострадавшего из загазованного места на свежий воздух. Если пострадавший после удаления из загазованной зоны продолжает находиться в бессознательном состоянии или у него слабое и нервное дыхание, слабый пульс то, не ожидая прихода врача, нужно сделать искусственное дыхание.

Для оказания помощи человеку, попавшему под напряжение, прежде всего необходимо как можно быстрее выключить ток. Если пострадавший потерял сознание, необходимо обеспечить ему доступ свежего воздуха и приступить к выполнению искусственного дыхания. Следует помнить, что оказание первой помощи ни в коем случае не заменит квалифицированной медицинской помощи, поэтому одновременно должны быть приняты меры для вызова врача к месту происшествия или доставки пострадавшего в медицинский пункт.

4.2 Противопожарная защита

Схема пожаротушения на комплексе дожимной насосной станции установки предварительного сброса воды следующая.

Тушения пожара осуществляется передвижными средствами. Запас раствора пенообразователя хранится в двух стальных надземных резервуарах объемом 50 м³ каждый. Для подачи раствора пенообразователя к горящим объектам используется передвижная помпа МП-1600 хранится в пож-боксе для мотопомпы.

Технологические площадки и сооружения тушатся с помощью пожарных рукавов, подключенных к пожарным гидрантам и переносными пеногенераторами ГПСС-600. Трех кратный запас, пенообразователя в транспортной таре и пеногенераторы хранятся в блок боксе для мотопомпы.

Тушение пожара осуществляется раствором пенообразователя ПОЗЛИ, ПО-6, Сампо, на ДНС-9 40т.ПО-6-К ;V-50 м³(завезен 12.07.2000г.)

Для обеспечения противопожарной защиты на комплексе дожимной насосной станции - установка предварительного сброса воды осуществляют следующие мероприятия. Наиболее пожароопасными участками и узлами в технологической схеме установки является: насосные перекачки нефти, площадка подземных емкостей, площадка сепарации, площадка установки предварительного сброса воды, обвалование резервуаров, площадка факелов низкого и высокого давления.

Для предотвращения выделений взрывоопасных и вредных паров и газов в атмосферу, и производственные помещения предусмотрена герметизированная схема сбора и транспорта нефти, газа и воды, помещения с взрывопожарными и вредными производствами изолируются от помещений, в которых этих выделений нет, насосные установки применяются с герметичными сальниками, трубопроводы свариваются.

Для проезда механизированных средств пожаротушения на территорию обеспечен кольцевой проезд вокруг технологической площадки, резервуаров, для проезда на территорию резервуарного парка оборудованы проезды через обвалование, площадки внутри обвалования резервуаров спланированы и утрамбованы.

С целью предотвращения разлива нефти резервуары имеют обвалование, наружные технологические установки бортовые ограждения.

Размещения технологического оборудования и вспомогательных помещений выполнено с учетом противопожарных разрывов.

Коммуникации трубопроводов прокладываются на эстакадах и имеют постоянный доступ к осмотру и ремонту.

Закрытая сеть производственной канализации, смотровые колодцы должны быть постоянно закрытыми крышками и засыпаны песком слоя 10 см, на линии нефтеканализации устанавливают гидрозатворы.

Вокруг резервуарного парка предусмотрен противопожарный водопровод, на сети которого устанавливаются пожарные гидранты через 100 м, кроме того, предусмотрено размещение пожарных водоемов. Забор воды из пожарного кольца производится посредством гид ратных колонок, рукавов, пожарных стволов.

Первичным средствами пожаротушения являются: огнетушители ОП-10, ОУ-8, сухой песок, кошма, ведра, лопаты, багры.

Для тушения горящей электропроводки или электрооборудования применяются только углекислотные огнетушители ОУ-8. Объекты должны быть оснащены следующими средствами пожаротушения: огнетушителями ОП-10, ОУ-8, песок в ящиках, лопаты, носилки, ведра, кошмы (Таблица 4.2.1, таблица 4.2.2.).

Таблица 4.2.1 - Средства пожаротушения на ДНС-9

Наименование объекта	Лом	Песок (ящ.)	Лопаты	Багор	Ведра	Кошма
Насосная нефти	1	1	2	1	2	1
ХТ-1,2	1	1	2	1	2	1
Операторная	1	1	2	1	2	1
РА	1	1	2	1	2	1

Таблица 4.2.2- Огнетушители находящихся на ДНС-УПСВ-9