Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат-групп замерной установки на месторождении Башенколь

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Другое
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

414,82 Кб
Опубликовано:

2014-12-16

Все дипломные работы по другим направлениям

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат-групп замерной установки на месторождении Башенколь

Тема проекта:

Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождения Башенколь

Содержание

Аннотация

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.2 Тектоника

1.3 Нефтеносность

1.4 Состав и свойства нефти в поверхностных условиях

2. Винтовые насосы

2.1 Особенности конструкции винтовых электронасосов

2.2 Автоматизированная групповая замерная установка

2.3 Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти

2.5.1 Теоретический коэффициент концентрации напряжений рассчитывается по формуле

2.5.2 Теоретический коэффициент концентрации напряжений корректируется с учетом ограниченной длины ширины бурта

2.5.3 Относительный градиент напряжений в зоне их максимальной концентрации вычисляется по формуле

2.5.4 Отношение эффективного коэффициента концентрации и масштабного фактора, а также каждый из указанных параметров в отдельности рассчитываются таким образом:

3. Экономическая часть

3.1 Экономические основы конструирования

3.2 Методика определения экономической эффективности

3.3 Расчет годового экономического эффекта от внедрения усовершенствования

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Общие сведения об охране труда

4.2 Планирование мероприятий по охране труда, организация и пропаганда безопасных методов труда

4.3 Аспекты охраны окружающей среды

4.4 Требования к технологии добычи нефти и к оборудованию

Заключение

Список использованной литературы

Аннотация

В представленном дипломном проекте рассмотрены четыре основных раздела:

Геологическая часть

Техническая часть;

Экономическая часть;

Охрана труда и окружающей среды.

В геологической части приводятся литолого-стратиграфическая характеристика, тектоника, нефтеносность, характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность, состав и свойства нефти в поверхностных условиях. В технической части приводятся особенности конструкции винтовых электронасосов, автоматизированная групповая замерная установка, Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов.

В экономической части произведён расчёт годового экономического эффекта от внедрения усовершенствованной конструкции.

В разделе "Охрана труда и окружающей среды" затронуты вопросы планирование мероприятий по охране труда, аспекты охраны окружающей среды и основные требования к технологии добычи нефти и к оборудованию.

Введение

Актуальность темы исследования: Практика эксплуатации добывающих скважин на различных месторождениях позволяет выделить ряд основных параметров при выборе механизированного способа эксплуатации.

В качестве основных показателей при выборе способа эксплуатации для месторождения Блиновское рассмотрены технические, технологические, эксплуатационные и социальные аспекты вопроса. Ввиду отсутствия прямых дифференцированных данных из-за постоянного хаотического изменения цен определить границы технико-экономических показателей применения различного нефтедобывающего оборудования на данный момент затруднительно.

Винтовые насосы с поверхностным приводом эффективны при откачке нефти с высокой парафинистостью и значительном проценте выноса песка. При выборе насоса, если необходимый дебит лежит в верхней половине интервала скоростей, лучше выбрать насос с большой производительностью и установить меньшее число оборотов. При появлении песка и для полного выноса его с забоя скважины, насос рекомендуется спускать до верхних дыр интервала перфорации. Эксплуатацию скважин следует начинать с минимальных оборотов с последующим выводом на оптимальный режим исходя из динамических уровней и намеченных технологических режимов.

Научная новизна и значение дипломного исследования. С целью оптимизации работы скважин и уточнения фактической продуктивности коллектора следует проводить исследования на установившихся режимах, приурочивая их к геолого-техническим мероприятиям. Исследование скважин, оборудованных винтовым насосом, заключается в регистрации уровня и дебита при работе скважин на разных режимах, которые устанавливаются уменьшением и увеличением скорости вращения ротора, т.е. числа оборотов в минуту (снижая и увеличивая производительность насоса).

Практическая значимость результатов работы В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ5А на подачу 16-200м³/сут при напоре 1200-900м, где Т означает - тихоходный. Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях и расходном газосодержании на приме до 0,5.

Современное состояние решаемой научной проблемы. По теме дипломного исследования проведены множество исследований и зарубежными и отечественными учеными.

Цель и задачи исследования. Целью данного дипломного проекта является проектирования выкидных линий от скважины оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождения Башенколь. В дипломной работе была поставлена задача: В геологической части приводит литолого-стратиграфическая характеристику, тектонику, нефтеносность, характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность, состав и свойства нефти в поверхностных условиях. В технической части приводит особенности конструкции винтовых электронасосов, автоматизированная групповая замерная установка, требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов.

Предметом исследования к новой технике относятся впервые реализуемые в народном хозяйстве результаты научных исследований и прикладных разработок, содержащие изобретения и другие научно-технические достижения или более совершенные технологические процессы, средства и предметы труда, используемые в процессе эксплуатации; способы организации труда и производства, обеспечивающие при их использовании повышение технико-экономических показателей, а также решения социальных и ряда других задач хозяйствования.

винтовой электронасос нефть месторождение

Объектом исследования. В административном отношении площадь работ находится на территории Мугалджарского и Темирского районов Актюбинской области (рисунок 1.1).

Непосредственно на площади крупные населенные пункты отсутствуют.

Ближайшая железнодорожная станция Караулкельды (п. Байганин) расположена в 100 км к северо-западу от контрактной территории.

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Кенкияк, Кокжиде и Кумсай. В 15 км к северо-западу от северной границы площади находится нефтяной промысел Кенкияк.

Теоретической и методологической основой исследования являются труды отечественных и зарубежных авторов.

Практическая база написания дипломного проекта основана Поднятие Башенколь в тектоническом отношении расположено в пределах восточной части Прикаспийской впадины в 12,5 км к юго-востоку от нефтяного месторождения Кенкияк.

Связь с областным центром и промыслом Кенкияк осуществляется по асфальтированной дороге. Между поселком Кенкияк и площадью работ проходят только проселочные дороги, проезд по которым в осенний и весенний периоды практически не возможен. Работа на площади возможна только зимой с применением тракторов и вездеходов.

В орографическом отношении описываемая площадь является частью предгорной равнины, расположенной между Мугоджарскими горами и Прикаспийской низменностью.

Морфологически район является слабо всхолмленной равниной, изрезанной долинами рек, балок и оврагов. Площадь работ подразделяется на две части: восточную и западную.

Восточная часть площади закрыта барханными песками песчаного массива Кокжиде. Песчаный массив вытянут с севера на юг почти в меридиональном направлении двух-четырёх километровой полосой. На востоке песчаный массив ограничен долиной реки Эмба, на севере долиной реки Темир, являющейся правым притоком р. Эмбы. Барханы образуют грядово-бугристый рельеф, высота их местами достигает 50 м.

Западная часть площади равнинная, луговая, она является древней долиной реки Темир, изрезана сетью мелких балок и оврагов, впадающих в реку Темир. Абсолютные высотные отметки рельефа колеблются от +93м до +316м.

Климат района резко континентальный с сухим жарким летом и холодной зимой, с резкими суточными и годовыми колебаниями температур. Зимой, в январе и феврале, температура опускается до - 30-40º, летом поднимается до +30º- (+40º). Среднегодовое количество осадков достигает 268 мм, основной максимум выпадения осадков падает на первую половину лета, второй на сентябрь. Снеговой покров лежит с ноября до начала апреля. Глубина промерзания земли в зимний период от 0,8 до 1,2м.

Для района характерны сильные ветры преимущественно северо-восточного и западного направлений со средней скоростью 4-6 м/сек.

Растительность района в связи с суровыми климатическими условиями бедна. Вдоль берегов реки Эмба и ее притоков наблюдаются многочисленные заросли кустарников.

Гидрографическая сеть района представлена рекой Эмба и ее притоками Темир, Байсарысай и др. протекающими с северо-востока на юго-запад. Крутизна берегов до 6м. Воды этих рек непригодны для питья. Они пользуются для технических целей.

Через контрактную территорию в меридиональном направлении проходит нефтепровод Кандыагаш-Кенкияк.

1. Геологическая часть

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

В пределах структуры Башенколь поисково-разведочными скважинами вскрыты отложения от верхнепермских до четвертичных включительно.

Палеозойская группа (Рz)

Отложения палеозойской группы со стратиграфическим и угловым несогласием перекрыты триасовыми или юрскими отложениями.

На Башенкольской площади палеозойские отложения выделяются в объёме нижнего и среднего отделов карбона, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижней перми и верхней перми.

Каменноугольная система (С)

Отложения каменноугольного возраста на площади Башенколь вскрыты двумя параметрическими скважинами (П-5, П-6) и подразделяются на средний и нижний карбон.

Нижний отдел - С₁

Вскрыт в скважине П-6 и представлен визейским и серпуховским ярусами. Вскрытая толщина отложений - 1107м.

Визейский ярус

Отложения визейского яруса представлены терригенно-карбонатными породами - преимущественно песчаниками; аргиллиты, алевролиты и известняки имеют подчиненное значение. Вскрытая толщина отложений - 450м.

Серпуховский ярус

Сложен серпуховский ярус известняками мелкозернистой структуры, прослоями органогенно-детритовыми, неравномерно битуминозными. Нередко известняки переходят в обломочные биогермные доломитизированные известняки и кавернозные доломиты. Толщина отложений серпуховского яруса до 600м (скважина П-6)

Средний отдел - С₂

Осадочный комплекс среднекаменноугольного возраста на исследуемой территории развит повсеместно и включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Объем и мощности стратиграфических подразделений среднего карбона изменяются в широких пределах. В составе среднего карбона выделяются: отложения от краснополянского до каширского горизонта, слагающие верхнюю часть карбонатной толщи КТ-II, подольский горизонт, сложенный терригенными породами и образующий межкарбонатную толщу МКТ (на месторождении Урихтау палеонтологически доказано присутствие карбонатной толщи подольского возраста), мячковский горизонт в составе первой карбонатной толщи КТ-I.

Образования первой и второй карбонатных толщ на площади Башенколь сложены фациями мелководного шельфа. Толщина отложений среднего карбона в скважинах от 28 до 745м

Пермская система - Р

Нижний отдел - Р_I

В составе этого комплекса пород по структурным особенностям выделяются докунгурские и кунгурские отложения. Докунгурские отложения представлены, в основном, терригенными песчано-глинистыми породами сакмарского и артинского ярусов.

Кунгурский ярус сложен каменной солью и сульфатно-терригенными породами.

Сакмарский ярус - Р₁s.

Отложения этого возраста сложены терригенными породами - аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина отложений сакмарского яруса изменяется от 247м (скважина П-6) до 476м (скважина П-5).

Артинский ярус - Р₁ar.

Литологически отложения этого возраста представлены толщей песчаников и алевролитов с прослоями гравелитов и аргиллитов. Толщина осадков артинского яруса - 226м (скважина П-5).

Кунгурский ярус - Р₁к.

Кунгурские отложения вскрыты скважинами 19, 25, 26, 27, 42, 43, П-5 и П-6.

Литологически породы кунгурского яруса представлены галогенной и верхней терригенно-сульфатной толщей.

Галогенная толща сложена каменной солью с редкими маломощными прослоями гипсов, ангидритов, калийных солей, редко терригенных пород. Каменная соль белая, светло-серая, крупнокристаллическая, массивная.

Терригенно-сульфатная толща представлена ангидритами, каменной солью, аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Ангидриты светло-серые, темно-серые с зеленоватым оттенком, мелкокристаллические, с включением глинистого материала. Аргиллиты серые, темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкоплитчатые со следами перемятости. Алевролиты, песчаники серые, темно-серые, полимиктовые, мелко - и среднезернистые с включением кварцевой гальки, известковистые, плитчатые, иногда песчаник переходит в мелко галечный конгломерат.

Толщина кунгурских отложений на Башенколе изменяется в пределах 191м (скважина П-5) - 847м (скважина П-6).

К подошве осадков кунгурского яруса приурочен региональный для всей Прикаспийской впадины опорный отражающий горизонт П₁, по которому вырисовывается структурный план размытой поверхности подсолевого комплекса.

Верхний отдел - Р₂

Верхнепермские отложения на Башенколе вскрыты 14 скважинами.

Литологически породы верхней перми представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.

Аргиллиты темно-бурые, коричневые, алевритистые, плотные, грубослоистые. Песчаники, алевролиты коричневые, светло-серые, разнозернистые, кварцево-полевошпатовые, известковистые. Глины кирпично - и коричневато-красные, алевритистые, плотные, известковистые.

Вскрытая толщина верхнепермских отложений изменяется от 45м до 323м.

Мезозойская группа (Мz)

Мезозойские отложения слагают на площади Башенколь весь комплекс надсолевых отложений. Представлены они триасовой, юрской и меловой системами.

Триасовая система (Т)

Триас на Башенкольской площади выделяется в объёме нижнего отдела, средний отдел повсеместно отсутствует, верхнетриасовые отложения небольшой толщины, по-видимому, имеются в своде структуры Башенколь и выделяются совместно с нижней юрой, поскольку литологически они однородны с нижней юрой. Аналитических данных для их выделения нет.

Нижнетриасовые отложения на площади Башенколь по аналогии с соседними площадями расчленяются на ветлужскую и баскунчакскую серии

Нижний отдел (Т₁)

Ветлужская серия (Т₁v)

Ветлужская серия на площади Башенколь, также как и на соседних, выделяется в объёме соркольской, кокжидинской и акжарской свит.

Соркольская свита лежит с резким угловым и стратиграфическим несогласием на кунгуре и верхней перми.

Литологически соркольская свита представлена переслаиванием глин, песков, песчаников толщиной 3-10м, в сводовой части купола в основании встречается так называемый конгломератовый горизонт, сложенный конгломератом пестроцветным, глинистым, крепким, плотным, состоящим из кварцевой и кремниевой гальки размером от 0,5 до 3см.

Толщина свиты, непостоянна и колеблется от 42 до 113 м, причём максимальная толщина вскрыта в своде купола (скважина 26), толщина увеличена за счет низов свиты. В своде купола Башенколь (скважина 42) свита отсутствует, будучи срезана среднетриасовым размывом.

Кокжидинская свита согласно лежит на соркольской, эта свита ранее выделялась как "пила", так как на каротажных диаграммах она выделяется часто и мелко изрезанными кривыми КС.

Литологически свита сложена мелким и частым переслаиванием песчаников глинистых слабосцементированных и глин песчанистых. Песчаники зеленовато-серые и кирпично-красные, полимиктовые разнозернистые, слабо сцементированные с включением и прослойками глин песчанистых. Встречаются линзы конгломерата, состоящего из галек глины, известняка, кварца на глинистом цементе.

Акжарская свита согласно лежит на кокжидинской. Литологически это песчано-глинистая свита, состоит она из двух преимущественно песчаных горизонтов в кровле и подошве толщиной по 20-30 м, разделённых прослоем глин 20-30 м.

Песок голубовато-серый и вишнёво-красный, средне - и крупнозернистый, полимиктовый, глинистый, с включениями и прослоями глин.

Песчаник голубовато-серый, вишнёво-красный, полимиктовый, разнозернистый, глинистый, известковистый.

Глина кирпично-красная, зелёная, слюдистая, песчанистая, неслоистая комковатая.

Встречаются редкие линзы, прослои конгломерата, состоящего из гальки кварцево-кремнистых пород.

Толщина свиты изменяется в довольно широких пределах - от 0 до 63 м, что объясняется размывом в посленижнетриасовое время, нормальная толщина свиты, не подверженной размыву, составляет 59-63 м.

Баскунчакская серия.

Баскунчакские отложения представлены на Башенкольской площади кумсайской свитой.

Кумсайская свита в большинстве скважин размыта. Литологически это преимущественно глинистая свита и сложена глинами с прослоями песков и песчаников.

Глина коричневая или зелёная, не слоистая, аргиллитоподобная, прослоями песчанистая или алевритистая, слюдистая, встречаются известковые стяжения.

Песчаник зеленовато-серый, коричневый, полимиктовый, мелко-и среднезернистый, глинистый, известковистый.

Песок зелёный и кирпично-красный, полимиктовый, разнозернистый, глинистый.

В кровле свита размыта, в большинстве скважин полностью. Сохранившаяся от размыва толщина свиты меняется от 20 до 62 м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена на площади однородной песчано-глинистой толщей наземно-континентальных угленосных отложений. По спорово-пыльцевым данным в этой толще выделяются нижний и средний отделы.

Нижнеюрский отдел (J₁)

Нижнеюрские отложения с резким эрозионным и угловым несогласием перекрывают кунгур и триас. Литологически нижняя юра состоит из двух пачек: верхняя сложена преимущественно глинами, нижняя - преимущественно песчаная.

Песок серый слюдистый, глинистый, мелкозернистый.

Глина серая, буровато-серая, слюдистая, песчанистая, с включениями растительных остатков и кристаллов пирита, с пропластками бурового угля.

Алеврит серый разнозернистый, сильно пелитовый, пелитовой фракции. Песчаник серый известковистый, кварцево-кремнистый, слюдистый, мелко - и среднезернистый, плотный, с включениями пирита и растительных остатков.

Толщина нижней юры на площади меняется в довольно широких пределах от 16 (скважины 74, BSK-12X) до 103 м (скважина 19), увеличиваясь в своде купола Башенколь.

В своде купола Башенколь, между верхней пачкой глин и песчаным горизонтом вклинивается ещё одна пачка глин, так что толщина нижней юры увеличивается к своду купола не только за счет увеличения толщины нижнего горизонта песков, но и за счет увеличения толщины к своду пачки глин.

Среднеюрский отдел (J₂).

Среднеюрские отложения вскрыты на площади всеми скважинами, литологически это довольно однородная песчано-глинистая толща, состоящая из пачек глин и песков с прослоями песчаников, алевритов, бурых углей.

Песок серый и светло-серый, мелко - и среднезернистый, прослоями глинистый, с включениями растительных остатков.

Глина светло-серая, серая и тёмно-серая, песчанистая, слюдистая, неизвестковистая, слоистая, с включениями, налётами по плоскостям наслоения и тонкими прослойками песка и алеврита с растительным детритом, с мелкими кристаллами пирита.

Песчаник светло-серый и зеленовато-серый полимиктовый мелкозернистый, с карбонатным цементом базального типа пойкилитовой структуры.

Литологически эти песчано-глинистые угленосные континентальные отложения, вполне аналогичные типично среднеюрским, в то время как типично верхнеюрские отложения являются глинистыми, морскими.

Поэтому верхнеюрские отложения не выделены, а пачка глин в кровле отнесена к средней юре.

Толщина средней юры - 70-136 м. Минимальная толщина средней юры вскрыта в своде купола Башенколь (скважина 26), максимальная - в южной части свода купола (скважина 43).

Меловая система (К)

Меловые отложения представлены на площади только нижним отделом, верхнемеловые отложения из разреза выпадают и, непосредственно, на альбских лежат четвертичные осадки.

Нижний отдел (К₁)

Нижний отдел меловой системы выделяется на площади в объёме готеривского, барремского, аптского и альбского ярусов.

Готеривский ярус (К₁g)

Готеривские отложения несогласно перекрывают среднюю юру. Готеривский ярус расчленяется на пелициподовую и песчано-глинистую свиты. Литологически это довольно однородная, преимущественно глинистая толща, сложенная морскими серо-цветными породами. Глины серые, зеленовато-серые иногда слабо известковистые однородные слюдистые, слабопесчанистые не яснослоистые, оскольчатые, с включениями мелких растительных остатков и раковин. Пески и алевриты светло-серые и зеленовато-серые, глинистые. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, кварцево-полевошпатовые, полимиктовые, известковистые, мелко - и тонкозернистые, плотные, иногда встречаются маломощные прослои серых кристаллических, иногда глинистых известняков и мергелей с обильным включением раковин, переходящих в ракушники. Толщина готеривского яруса - 26-63 м.

Барремский ярус (К₁br)

Барремский ярус выделяется на Башенкольской площади в объёме песчаного горизонта в основании пестроцветной свиты, залегает согласно на готериве. Сложен ярус глинами пестроцветными с прослоями песков, песчаников.

Глины серовато-зелёные, коричневые, тёмно-коричневые, кирпично-красные, фиолетовые с разными оттенками, неравномерно алевритистые и песчанистые, слюдистые, участками известковистые, комковатые или оскольчатые, с зеркалами скольжения, с включением известковистых желваков.

Пески и песчаники зелёные, зеленовато-серые и серые, слюдистые, глинистые, мелко - и среднезернистые, полимиктовые с базальным кальцитовым крупнокристаллическим цементом. Толщина горизонта 54-113м

Аптский ярус (К₁ap)

Литологически отложения аптского яруса представлены глинами тёмно-серыми до чёрных, слюдистыми, неравномерно песчанистыми слоистыми, с гнёздами и присыпками по плоскостям наслоения светло-серого алеврита и зелёного кварцево-глауконитового песка, встречаются включения обуглившихся растительных остатков и кристаллы пирита.

В основании разреза хорошо прослеживается песчаный горизонт толщиной около 20м, сложенный песками, песчаниками и алевритами светло-серыми и голубовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, глауконитовыми, мелко - и тонкозернистыми. Песчаники и алевролиты известковистые, сливные.

Толщина аптского горизонта колеблется 12-206м.

Альбский ярус (К₁al)

Альбские отложения без видимого несогласия перекрывают апт. Литологически отложения представлены преимущественно песчаной толщей с прослоями и линзами песчанистых глин.

Пески серые, светло-серые, желтовато-серые, жёлтые, мелко-, средне - и крупнозернистые, кварцево-кремнистые, косослоистые. В песках встречаются включения гальки и песчаников. Песчаники серые и жёлто-бурые, кварцево-кремнистые, известковистые, разнозернистые с включением мелкой кварцевой и кремниевой гальки. Глины серые, темно-серые песчанистые, слюдистые, слоистые и косослоистые, с включением растительного детрита.

Толщина альбского яруса изменяется от 0 до 154 м, сокращение толщин вплоть до полного выпадения альба в своде Башенколя происходит за счет его размыва в кровле.

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения повсеместно перекрывают с поверхности коренные отложения, подразделяются они на два генетических типа: аллювиальные и эоловые.

Аллювиальные отложения (Qal)

Аллювиальные отложения распространены в западной части площади работ в долине реки Темир и представлены глинами, суглинками и песками. Глины серые с коричневатым оттенком, илистые, вязкие.

Суглинки желтовато-серые, бурые комковатые с мелкой галькой. Пески светло-серые и жёлтые, кварцево-кремнистые, глинистые, слюдистые разнозернистые, с включениями гравия и гальки. Толщина аллювия - 4-24 м.

Эоловые отложения - Qэ

Эоловые отложения перекрывают восточную часть площади работ, это пески барханного массива Кокжиде. Пески светло-серые, почти белые кварцево-кремнистые средне и мелкозернистые. Толщина эоловых отложений 2-23,5м.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении соляной купол Башенколь расположен в Кенкиякской седловине восточной бортовой части Прикаспийской впадины.

Соляной купол Башенколь расположен в 7 км к юго-востоку от соляного купола Кенкияк. Башенколь - это небольшое солянокупольное поднятие скрытопрорванного типа, простирающегося в северо-западном направлении, которое на северном окончании образует массив овальной формы с крутыми северо - восточным и западным склонами. Размер соляного тела - 8,0 км. х 5,0км. Кровля соли в своде купола залегает на глубинах 330 - 420м.

Отражающий горизонт VI - соответствует кровле гидрохимических отложений кунгура.

На отложения соленосного этажа со стратиграфическим и угловым несогласиями ложатся комплексы мезозойских и кайнозойских пород, которые имеют небольшие углы наклона и структурный план нижележащих пород.

Свод структуры Башенколь осложнен серией разрывных нарушений, образующих центральный грабен, предграбеновую ступень и крылья структуры.

По результатам интерпретации сейсмических работ МОГТ-2D в пределах площади Башенколь закартирована надсолевая структура, разбитая системой разрывных нарушений. Над бровкой соляного уступа вдоль западного, северного и северо-восточного склонов соли прослеживается основной разлом F, отделяющий ненарушенные крылья структуры от предграбеновой ступени. Второй крупный разлом F₁северо-западного простирания прослеживается субпараллельно первому и ограничивает с запада центральный грабен. На северном крыле расстояние между разломами 1100м, на западном крыле - 700м. На юге оба разлома затухают. С востока центральный грабен ограничен серией коротких разрывных нарушений северо-западного простирания, кулисообразно подставляющих друг друга.

На юго-западе также развита серия параллельно расположенных сбросов. Основным экранирующим элементом для нефтяной залежи является сброс F, выявленный на западном крыле структуры. Из анализа фактического материала бурения, промыслово-геофизических исследований и опробования скважин установлено, что промышленное значение в пределах Башенкольского купола имеют нефтяные залежи в отложениях западного крыла.

По надсолевым отложениям выделены сейсмические отражающие горизонты S, D, D₁ D₁¹ V и III. Ниже приводятся описание тектоники в пределах Западного крыла.

Верхнепермские отложения полностью прорваны соляным массивом и с угловым несогласием залегают на соль.

По отражающему горизонту S верхней перми (P₂-S) на Башенколе отложения верхней перми представляет моноклиналь воздымающуюся на восток и примыкающую к западному крутому склону соли. Падение горизонта S от минус 500 до минус 900 м, амплитуда 400м. Внутри отражающего горизонта по данным бурения выделены условные нефтяные горизонты S₁, S₂, S₃.

Нижнетриасовые отложения соляным массивом приподняты и в своде размыты. В пределах нижнетриасовых отложений выделены 3 отражающих горизонта D, D₁,D₁¹.

По отражающеум горизонту D - по подошве отложений нижнего триаса (Т₁sk) структура западного крыла примыкает к сбросу F₁и имеет размеры 0,9х4,0км, амплитуда структуры 50м.

По отражающеум горизонту D_{1 (}Т₁sk) горизонт по кровле коллектора соркольской свиты отложений нижнего триаса в плане совпадает с нижележащим горизонтом и оконтуривается по изогипсе 400м и имеет размеры 1,1х5,9км, амплитуда структуры 50м.

По отражающеум горизонтуD1^{1 (}Т₁sk) - по кровле соркольской свиты нижнего триаса структурный план и размеры структуры существенно не меняются 1,0х 5,0км., амплитуда 40м.

По отражающеум горизонту V - по подошве нижнеюрских отложений поднятие оконтурено двумя замкнутыми изогипсами 220м и 240м, размеры 1,0х7,0км и 0,6х3,5км, амплитуда структуры 10-20м.

По отражающеум горизонту III - структура представляет собой почти ненарушенную изометричную структуру, оконтуренную по изогипсе минус 100м, в своде образована отрицательная структура. На западном крыле развиты два поднятия, оконтуренные изогипсами минус 125м, размерами 1,8 х5,0км. и 0,75х2,5км., амплитуда 25-125м.

По результатам данных бурения по кровле соркольской свиты нижнетриасовых отложений структура Башенколь сбросами F_1, F и f делится на три блока: грабен, I, II и III блоки. Сброс F₁ ограничивает с запада центральный грабен и экранирует залежь блока III, западное крыло сбросом f делится на два блока I и II. Сброс F осложняет западное крыло и является экраном залежи блока I.

.3 Нефтеносность

Промышленные залежи нефти связаны с нижнетриасовыми отложениями_,перспективные на нефть с верхнепермскими отложениями. На основании интерпретации сейсмических исследований МОГТ 2Д, комплексов ГИС по скважинам, данных корреляции разрезов по скважинам и с учетом принятой в регионе стратификации, выделены 5 нефтеносных горизонтов. В разрезе отложений верхней перми выделены 3 горизонта: P₂s₁, P₂s₂, P₂s₃; нижнего триаса - 2 горизонта: T₁-II и T₁-III.

Описание геолого-промысловой характеристики каждого продуктивного горизонта приводится ниже.

Нижнетриасовый горизонт Т_{1 -}II

Горизонт вскрыт 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х) и 3 структурно-поисковыми скважинами (24, 27, 49). По результатам корреляции горизонт делится на 2 пласта А и Б.

Пласт А. Вскрыт 10 разведочными и 3-мя структурно-поисковыми скважинами. По данным ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 6 скважинах (BSK1Х, BSK4Х, BSK7Х, BSK8Х BSK23 и 49), в 3 скважинах BSK-2Х, BSK-3Х и 24 коллектора водонефтенасыщенные, одна скважина (27) за пределами контура, в остальных скважинах коллектора фациально замещены.

Продуктивность пласта доказана опробованием в 4 скважинах: BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-7Х и BSK-8Х.

Сбросами F, F₁ и f пласт делится на 3 блока. Продуктивными являются I и II блоки. На III блоке коллектора водонасыщены.

Залежь I блока представляет собой полусвод, тектонически экранированный с востока сбросом F₁. Прямой контакт нефть-вода по каротажу не установлен. Среднее значение между нижними отметками нефти и высокой отметкой воды по ГИС минус 354,4м. Принятый ВНК по пласту А минус 354,4м, что также не противоречит данным опробования.

Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде минус 292,5м, высота залежи - 61,9м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,43 х 5,25км.

В пределах блока II пласт А нефтенасыщен по ГИС только в скважине BSK-8Х до минус 367,7м. Вода в скважине не выявлена. Опробованием в скважине получена чистая нефть. Условный контур нефтеносности принят на глубине минус 367,7м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине BSK8Х. Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде - минус 360,2м, высота залежи 7,5м. Запасы пласта А оценены по категории С₂. Площадь нефтеносности 3723тыс. м².

Пласт Б. Вскрыт 10 разведочными и 2-мя структурно-поисковыми скважинами (24, 27). По результатам ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 2 скважинах (BSK - 1Х и BSK-5Х), в 5 скважинах BSK-3Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-25Х и 27 коллектора водонасыщенные, в остальных скважинах коллектора фациально замещены.

При опробовании пласта в скважине BSK-1Х получены незначительные притоки нефти.

Сбросами F, F₁ и f пласт Б делится на 3 блока. Продуктивным является I блок. На других блоках коллектора водонасыщены.

Залежь I блока представляет собой полусвод тектонически-экранированный с востока сбросом F₁. Прямой контакт нефть-вода по каротажу не установлен. ВНК принят по нижней отметке нефти в скважине BSK5Х на глубине минус 358м.

Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде минус 347,9 м, высота залежи - 10,1 м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности - 0,38 х 2,0км. Запасы пласта А оценены по категории С₂. Площадь нефтеносности по горизонту - 902тыс. м².

Нижнетриасовый горизонтT₁-III является основным продуктивным горизонтом. При бурении горизонт вскрыт 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х) и 2 - мя структурно-поисковыми скважинами (24, 27).

По комплексу ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 7 скважинах (1Х, 4Х, 5Х, 7Х, 23Х, 25Х и 25) и в 5 скважинах 2Х, 3Х, 8Х, 12Х, 24 коллектора водоносные.

Продуктивность горизонта доказана опробованием в 7 разведочных скважинах (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х).

В пределах горизонта выделяются три самостоятельные залежи, расположенные на разных блоках, ограниченные тектоническими нарушениями.

В пределах I блока залежь представляет полусвод субмеридонального простирания, ограниченный с востока и юго-востока сбросом F₁ и с запада сбросом f. Горизонт нефтенасыщен по ГИС в 7 (BSK-1Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-23Х, BSK-25Х) скважинах, нефтеводонасыщен 3 скважинах (BSK-2Х, BSK-3Х, 24).

Прямой контакт нефть - вода по каротажу не установлен. ВНК принят на абсолютной отметке минус - 407,5 м, как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС, что подтверждается опробованием.

Абсолютная отметка кровли коллектора в своде минус 342,7м, высота залежи 64,8м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,75х 6,75км.

В пределах II блока в залежь пластовая, тектонически экранированная с северо-востока разрывным нарушением сбросом f. Горизонт нефтеводонасыщен в 2 скважинах BSK8Х и BSK12Х.

ВНК принят на абсолютной глубине минус 401,2 м, по высокой отметке воды по ГИС в скважине BSK8Х, что не противоречит данным опробования.

Абсолютная отметка в своде минус 386,0 м, высота залежи 15,2м., размеры в пределах принятого ВНК 0,65х1,25км.

Залежь III блока пластовая, тектонически экранированная с востока сбросом F. Горизонт нефтенасыщен по ГИС только в скважине 27 до минус 418,6м. Вода в скважине не выявлена. Скважина не опробована.

Условный контур нефтеносности (УКН) принят на отметке минус 418,6м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине 27.

Абсолютная минимальная отметка коллектора в своде минус 404м, высота залежи 14,6м, размеры в пределах принятого контура нефтеносности 0,15х1,2км.

Площади нефтеносности горизонта составляют по категории С₁ 7834тыс. м², по С_{2 -}3268тыс. м².

Верхнепермский горизонт P₂s₁

В процессе разведочного бурения горизонт вскрыт всеми 10 скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них в 2 скважинах (BSK-4Х и BSK-23Х) горизонт нефтеносен, в одной скважине BSK-25Х водоносен. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.

Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока сбросом F₁.

Прямой контакт нефть - вода не установлен. ВНК принят на абсолютной отметке минус 420,5 м., как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС. Опробование в скважинах не проведено.

Минимальная абсолютная отметка в своде минус 392,1 м. (BSK-4Х), высота залежи 27,9м. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,1х4,75 км. Запасы отнесены к категории С₂. Площадь нефтеносности горизонта 1557тыс. м².

Верхнепермский горизонт P₂s₂

Горизонт вскрыт всеми 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них 3 скважины (BSK-1Х, BSK-4Х, BSK-7Х) нефтенасыщены, а 1 скважина (BSK-25Х) водонасыщена. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.

Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока сбросом F₁ и крутым склоном соли.

Прямой контакт нефть-вода не установлен. Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке минус 444,3 м, как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС. Опробование в скважинах не проведено.

Минимальная абсолютная отметка в своде минус 404,1 м, высота залежи 40,2 м. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,1х5,2 км.

Запасы отнесены к категории С₂. Площадь нефтеносности горизонта 2688тыс. м².

Верхнепермский горизонт P₂s₃.

Горизонт вскрыт всеми 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них 2 скважины (BSK1Х, BSK23Х) нефтенасыщены. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.

Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока крутым склоном соли.

Прямой контакт нефть - вода не установлен. Вода в скважине не выявлена. Условный контур нефтеносности (УКН) принят на отметке минус 532,2м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине BSK1Х. Опробование в скважинах не проведено.

Минимальная абсолютная отметка в своде минус 476,5 м, высота залежи - 55,7м, размеры залежи составляют 1,1х 4,63км.

Запасы отнесены к категории С₂. Площадь нефтеносности горизонта - 3872тыс. м².

1.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность

Общие эффективные, нефтенасыщенные толщины определены по комплексу ГИС с учетом результатов исследований кернового материала и данных опробования

Характеристика коллекторских свойств приведена по анализам кернового материала, ГИС и по результатам опробования и гидродинамических исследований.

Ниже приводится характеристика по продуктивным горизонтам и пластам.

Нижнетриасовый горизонтT₁-II, пласт А.

Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов, в разной степени насыщенных нефтью, и глин.

Общая толщина пласта колеблется от 7 м до 19м, при среднем значении 13,4м, эффективная от 0,9м до 8,7м при среднем значении 3,4м, нефтенасыщенная от 0,7м до 8,4м при среднем значении 3,4м.

Пласт состоит от 1 до 3 пропластков-коллекторов, характеризуется расчлененностью в среднем 1,7 и коэффициентом песчанистости 0,301д. ед.

Анализами керна горизонт освещен в одной скважине BSK-3X, по данным которых открытая пористость составляет 0,239 д. ед., насыщенность 0,034 д. ед, проницаемость - 0,350 д. ед. По данным ГИС коэффициент пористости в среднем 0,273д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,649д. ед.

Нижнетриасовый горизонтT₁-II, пласт Б.

Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов в разной степени насыщенных нефтью и глин.

Общая толщина пласта колеблется от 5м до 10м, при среднем значении 7,3м, эффективная от 0,8м до 3,2м при среднем значении 1,8м, нефтенасыщенная от 1,7м до 3,2м при среднем значении 2,4м.

Пласт состоит от 1 до 2 пропластков-коллекторов, характеризуется коэффициентом расчлененности 1,3 и коэффициентом песчанистости 0,259д. ед.

По данным ГИС средневзвешенный коэффициент пористости 0, 209д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,541д. ед.

Нижнетриасовый горизонтT₁-III.

Общая толщина пласта колеблется от 27м до 32м, при среднем значении 30,1м, эффективная от 5,9м до 17,5м при среднем значении - 11,5м, нефтенасыщенная от 4,4м до 16,9м при среднем значении 10,4м.

Горизонт состоит от 2 до 8 песчаных пропластков-коллекторов, отделенных глинистыми разделами, характеризуется средней расчлененностью 4 и коэффициентом песчанистости 0,380 д. ед.

Нефтенасыщенные толщины по площади, как блоков, так и горизонта в целом распределяются неравномерно. Зоны максимальных толщин выделяются в блоке I (в районе скважин BSK-1Х, BSK-2Х).

По керну по представительным образцам открытая пористость в среднем составляет - 0,233 д. ед, нефтенасыщенность 0,123 д. ед., средняя проницаемость 0,309 мкм².

По данным ГИС в среднем коэффициент пористости 0,272 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,672д. ед.

Верхнепермский горизонт P₂s₁.

В строении горизонта участвуют разнозернистые алевролиты, песчаники и аргиллиты, глины и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.

Общая толщина горизонта изменяется от 6,0м до 10м, средняя 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,9 до 2,2 м в среднем 1,7 м, нефтенасыщенная варьирует в пределах от 0,9 м (BSK4Х) до 1,9 (BSK23Х), в среднем 1,4 м.

Горизонт представлен 1 пластом - коллектором, Коэффициент песчанистости равен 0,237д. ед.

Горизонт анализами керна не освещен. По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0, 193 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,584д. ед.

Верхнепермский горизонт P₂s_2.

Литология горизонта представлена аргиллитами, алевролитами, песчаниками, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.

Общая толщина горизонта изменяется от 6м до 10м, средняя 7,4 м. Эффективная толщина изменяется от 1,6 до 3,3 м, в среднем равняясь 2,4 м, нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,6 м. до 3,3 м., в среднем 2,6 м.

Горизонт представлен 1-2 пластами-коллекторами и характеризуется коэффициентом расчлененности 1,5 и коэффициентом песчанистости 0,324д. ед.

Горизонт анализами керна не освещен. По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0,295д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,679д. ед.

Верхнепермский горизонт P₂s₃_.Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.

Общая толщина горизонта изменяется от 3,0м до 12м, средняя 6,3 м. Эффективная толщина изменяется от 1,9 до 3,8 м в среднем 2,9 м, нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,9 м (BSK1Х) до 3,8. (BSK23Х), в среднем равняясь 2,9 м.

Горизонт представлен 1-4 пластами-коллекторами и характеризуется коэффициентом расчлененности 2,5, коэффициентом песчанистости 0,475д. ед.

Горизонт анализами керна не освещен.

По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0,177д. ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,554д. ед.

.4 Состав и свойства нефти в поверхностных условиях

В поверхностных условиях отобраны и проанализированы 8 проб нефти при опробовании скважин в период разведки. Поверхностные пробы отбирались у устьев скважин и приемной емкости после сепарации.

Исследование нефти проводилось в период разведочных работ в Испытательной лаборатории НИИ АО "СНПС - Актобемунайгаз". Исследованы нефти только нижнетриасовых отложений. Нижнепермские горизонты пробами не освещены.

Нижнетриасовый горизонт Т₁II.

Горизонт состоит из 2-х пластов А и Б. Самостоятельно пласты пробами не освещены. Пласт А совместно с горизонтом Т₁-III освещен 3-мя пробами из скважины BSK-2Х, пласт Б также совместно с горизонтом Т₁-III освещен 2-мя пробами из скважины BSK-1Х.

Нижнетриасовый горизонт Т_{1 -}III.

По горизонту имеются 2 пробы нефти, отобранные из скважин BSK-4Х и BSK-7Х блока I и одна проба из скважины BSK-8Х блока II, в которых опробование проведено самостоятельно.

Плотность нефти по скважинам блока I изменяется от 0,875до 0,908г/см³ и в среднем составляет 0,893г/см³, кинематическая вязкость при 20°С варьирует от 39,4 до 122 см²/с, составляя в среднем 78,8 см²/с, при 40°С от 36,3 до 48,6 см²/с в среднем равняясь 50,7 см²/с.

Из группового углеводородного состава определено содержание парафина и серы. Содержание парафина изменяется от 0,39 до 1,55%мас и в среднем составило 0,93%мас, серы колеблется от 0,34 до 1,7%мас и в среднем составило 0,71%мас. По свойствам и составу нефти блока являются тяжелыми, высоковязким, малопарафиновыми и сернистыми. Углеводородный состав нефти не определялся.

Нефть блока II (по пробе из скважины BSK-8Х) по данным лабораторных анализов относится к очень тяжелым (0,922г/см³), высоковязким (99,5 см²/с при 40°С), сернистым (0,7%мас) и парафиновым (1,5%мас).

По данным фракционного состава определен выход фракций с 200°С до 300°С.

2. Винтовые насосы

2.1 Особенности конструкции винтовых электронасосов

Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой погружной электродвигатель (ПЭД), как и для погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН), с частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюсное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин^-1.

Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ПЦЭН.

В комплект установки входят:

автотрансформатор или трансформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД;

станция управления с необходимой автоматикой и защитой;

устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину;

электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к НКТ;

винтовой насос, состоящий из двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя приемными сетками и общим выкидом;

гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока - ПЭД.

Основной рабочий орган винтового насоса (рисунок 2.1) состоит из двух стальных полированных и хромированных однозаходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.

Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.

Любое поперечное сечение стального винта есть правильный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. В любом сечении винта, перпендикулярном к его оси, круговое сечение оказывается смещенным от оси вращения на расстояние е, называемое эксцентриситетом (рисунок 2.2).

Поперечные сечения внутренней полости резиновой обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковые, но повернуты относительно друг друга. Через расстояние, равное шагу, эти сечения совпадают.

Само сечение внутренней полости в любом месте представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения винта, раздвинутые друг от друга на расстояние .

При работе двигателя винт вращается вокруг собственной оси. Одновременно сама ось винта совершает вращательное движение по окружности диаметром .

Гребень спирали винта по всей своей длине находится в непрерывном соприкосновении с резиновой обоймой. Между винтом и обоймой образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра винта на , а высота этой полости в направлении оси винта равна шагу обоймы Т (, где - шаг винта).

Перекачиваемая жидкость заполняет полость между винтом и обоймой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль оси винта на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача винтового насоса будет равна

где - частота вращения вала ПЭДа (примерно 1480 мин^-1); - коэффициент подачи насоса.

Коэффициент подачи насоса учитывает: обратные протечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней полостью обоймы; неполное заполнение полостей за счет наличия газа во всасывающей смеси; усадку нефти при переходе ее от термодинамических условий насоса к условиям на поверхности.

Для того, чтобы верхний и нижний винты имели возможность вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром , они соединены между собой специальными эксцентриковыми муфтами (см. рисунок 2.1). Конец вала, выходящего из верхнего сальника и подшипника узла гидрозащиты, соединяется с нижним винтом также с помощью эксцентриковых муфт 3.

Рисунок 2.1 - Винтовой насос с двумя уравновешенными рабочими органами

Эксцентриковые муфты работают в жидкости, откачиваемой насосом. Насос имеет двухсторонний прием жидкости и общий выкид в пространство между верхним и нижним винтами. Далее жидкость проходит по кольцевому зазору между корпусом металло-резиновой обоймы верхнего винта и кожухом насоса. Затем по специальным косым каналам, минуя приемную сетку верхнего винта, жидкость попадает в головную часть ПВН, в которой имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит шламовую трубу и попадает в НКТ.

Рисунок 2.2 - Сечение резиновой обоймы и винта насоса

На рисунке 2.3 показаны четыре последовательных положения сечения винта в обойме при одном его повороте.

В нижней части насоса, ниже герметизирующего сальника и двухрядного радиально-упорного подшипника размещается пусковая муфта. Она соединяет вал протектора и двигателя с валом насоса только после того, как вал двигателя разовьет число оборотов, соответствующее максимальному крутящему моменту двигателя. Для этого в пусковой муфте имеются выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление при определенной частоте вращения вала.

Такая пусковая муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя. Кроме того, она не позволяет вращаться валу насоса в сторону, противоположному заданному направлению. В этом случае в муфте происходит свободное проворачивание валов без зацепления, чем предупреждается развинчивание деталей наоса и резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих органов предохраняются, таким образом, от перегрева и сухого трения, так как при обратном вращении жидкость из НКТ откачалась бы в кольцевое пространство. Такое обратное вращение может произойти при ошибочной перестановке двух концов электрического кабеля на трансформаторе.

Рисунок 2.3 - Положение сечения винта в обойме при его повороте на один оборот:- исходное положение; II - положение при повороте на 90⁰; III - положение при повороте на 180⁰; IV - положение при повороте на 270⁰; V - положение при повороте на 360⁰;

к - фиксированная точка на поверхности винта (вращение против часовой стрелки)

Четыре эксцентриковые муфты позволяют за счет подвижности шарниров передавать необходимый крутящий момент и одновременно совершать винтам сложное планетарное движение в резиновых обоймах.

Поршеньково-золотниковый предохранительный клапан выполняет следующие функции.

Так как сквозной проток жидкости при неподвижном винте в ПВН невозможен, то при его спуске в скважину на НКТ под уровень жидкости возникает необходимость заполнения НКТ жидкостью из межтрубного пространства. В этом случае поршеньково-золотниковый предохранительный клапан устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством.

При подъеме ПВН из скважины жидкость из НКТ по тем же причинам не может перетечь в межтрубное пространство. Поршеньково-золотниковый клапан в этом случае также устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством и жидкость сливается.

При недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или при содержании в жидкости большого количества газа золотник предохранительного клапана устанавливается так, что часть жидкости из колонны НКТ перетекает через боковой клапан в межтрубное пространство. Когда насос разовьет нормальную подачу, золотник клапана перекроет боковой спусковой клапан и вся жидкость, подаваемая насосом, будет поступать в НКТ.

В противоположность ПЦЭН винтовые насосы, как и все объемные машины, не могут работать при закрытом выкиде. Поэтому при случайном закрытии задвижки на устье ПВН выходит из строя. Для предупреждения подобных явлений золотниковый предохранительный клапан срабатывает и сбрасывает жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Для этого клапан регулируется на строго регламентируемую величину давления, при превышении которой происходит сброс.

Золотниковый предохранительный клапан позволяет откачивать жидкость из скважин с низким динамическим уровнем и не допускает его снижения до приемных сеток насоса, так как в этом случае клапан сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Это приведет к снижению результирующей подачи и срабатыванию релейной защиты на станции управления, отключающей всю установку.

Если по каким-либо причинам установка не отключится, то после накопления жидкости в межтрубном пространстве и повышения ее уровня клапан закроет спусковой канал и установка перейдет на нормальный режим работы с полой подачей жидкости в НКТ. Поскольку слабый приток из пласта сохраняется, то это приведет снова к снижению уровня в межтрубном пространстве, клапан снова сработает и сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Такая вынужденная самопроизвольная периодическая эксплуатация будет продолжаться до тех пор, пока станция управления не отключит установку. Назначением золотникового предохранительного клапана является недопущение сухого трения винта в резиновой обойме и выхода из строя насоса по этой причине.

Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его рабочие органы твердых частиц и окалины со стенок НКТ и стеклянной крошки в случае применения остеклованных или эмалированных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Оседающие твердые частицы накапливаются между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.

Как видно из описания, ПВН - несложная машина с небольшим числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в настоящее время имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. Серийные конструкции рассчитаны в основном на номинальную подачу 40, 80 и 100 м³/сут при диаметрах обсадных колонн 146 и 168 мм.

Благодаря двум винтам с правым и левым направлением их спиралей эти насосы во время работы взаимно гидравлически разгружаются, поэтому их опорные подшипники и пяты не подвергаются большим осевым усилиям. Друг от друга насосы отличаются только размерами винтов и резиновых обойм, благодаря чему достигнута и высокая унификация, и взаимозаменяемость всех деталей и узлов. Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные насосы.К. п. д. насоса достигает 0,8.

Винтовые насосы имеют шифр, подобный шифру центробежных насосов. Например, ЭВНТ5А-100-1000 означает: электровинтовой насос (ЭВН) тихоходный (Т) под колонну 5А с подачей 100 м³/сут, напором 1000 м. Имеются насосы, развивающие напор 1400 м. Насос ЭВНТ5А-100-1000 имеет на воде максимальный к. п. д.0,68-0,7, а при незначительном повышении вязкости жидкости до 0,4 см²/с его максимальный к. п. д. увеличивается до 0,73-0,75.

На рисунке 2.4 показаны рабочие характеристики серийного насоса ЭВНТ5А-100-1000 при его работе на воде (кривые 1) и глицерине (кривые 2) с вязкостью 1,35 см²/с.

Поскольку ПВН является объемной машиной, то его подача гораздо в меньшей степени, чем в ПЭЦН, зависит от напора. Повышение напора увеличивает протечки жидкости через линию контакта гребня винта с внутренней полостью резиновой обоймы, и это несколько снижает подачу. Тем не менее, для ПВН характерна более широкая область рекомендованных режимов при сохранении высоких значений к. п. д. Это позволяет один и тот же ПВН применять для эксплуатации скважин с различными динамическими уровнями.

Рисунок 2.4 - Рабочие характеристики винтового насоса типа ЭВНТА5А-100-1000 при работе на воде и глицерине

Например, для насосов с напором до м и подачами от 40 до 100 м³/сут зона оптимального к. п. д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Продолжительность работы ПВН без подъема в некоторых случаях достигла 16 мес.

Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.

В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ5А на подачу 16-200м³/сут при напоре 1200-900м, где Т означает - тихоходный. Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях и расходном газосодержании на приме до 0,5. Область применения их ограничена температурой до 30-70 градусов С. Слабым звеном установки является резиновая обойма. Тихоходность (частота вращения 1500 мин) по сравнению с частотой вращения (2820 мин) электродвигателя достигается соответствующими соединениями и укладкой статорной обмотки.

Так как установка электровинтового насоса и является наиболее эффективной при работе с вязкой жидкостью, она имеет существенный недостаток: для привода погружного винтового насоса требуются дорогостоящие оборудования, за которыми требуется уход и частое обслуживание - это кабель, погружной электродвигатель, протектор; а также необходимо строительство, монтаж и установка станции управления и трансформатора.

Этих недостатков лишена проектируемая электровинтовая установка (рисунок 2.5), которая приводится в действие колонной вращающихся штанг. Колонна штанг приводится в действие наземным электродвигателем через муфту пусковую. Электродвигатель тихоходный (частота вращения 1500 мин) с повышенным крутящим моментом на выходном валу.

Таким образом, отпадает необходимость в строительстве трансформатора, станции управления, применении кабеля, протектора и погружного двигателя.

Проектируемая штанговая установка с погружным винтовым насосом имеет преимущества и перед обычной ШСНУ.

На колонну штанг, через которую передается вращение винту насоса, действует постоянная нагрузка, тогда как штанги обычных глубинных насосов подвергаются циклической нагрузке, что может привести к усталостному разрушению.

При добыче нефти высокой вязкости обычными насосами трение штанг о жидкость может достигать такой величины, при которой колона штанг не будет опускаться настолько быстро, насколько это необходимо, что будет ограничивать производительность насоса.

Рисунок 2.5 - Схема проектируемой установки верхнеприводного винтового электронасоса

Система привода обычных станков-качалок никогда не может быть полностью сбалансирована. Поэтому значительная часть потребляемой энергии идет на преодоление сил инерции, возникающих в результате изменения направления движения колонны штанг.

Капитальные затраты на проектируемый винтовой насос составляют порядка 50% и менее (до 25%) затрат на приобретение и установку обычных станков-качалок. Эксплуатационные издержки у проектируемого насоса также ниже: затраты энергии - на 60-75% при эксплуатации насосов данного типа с обычными глубинными насосами аналогичной производительности.

Небольшие размеры УВЭН со штанговой колонной выгодно отличает данный тип насосов от крупногабаритных станков-качалок.

Рисунок 2.6 - Приводная головка УЭВН с верхним приводом

Рисунок 2.7 - Редуктор приводной головки

Небольшие размеры и низкий уровень шума ставят проектируемый винтовой насос в выгодное положение с точки зрения их использования в городских условиях (рисунок 2.6-2.7). Компактность насосной установки обеспечивает прекрасную возможность использования этой системы на участках территории с повышенным количеством скважин и на морских нефтяных платформах.

2.2 Автоматизированная групповая замерная установка

Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

Исходя из энергетической характеристики месторождения в период пробной эксплуатации предусматривается применять фонтанный способ. Устьевое оборудование будет стандартным, устье скважин оборудуется колонной головкой ОКК1-21-146х245мм с фонтанной арматурой АФК1 65х21.

Внутрискважинное оборудование - колонна НКТ 73х5,5мм.

В начале пробной эксплуатации скважины предполагается эксплуатировать на естественном режиме фонтанным способом. В случае прекращения фонтанирования в качестве основного способа эксплуатации, предлагается механизированный с винтовыми насосами с поверхностными приводами (ВП). Выбранное оборудование должно обеспечить максимальный отбор жидкости по скважинам, предусмотренный в рекомендуемом варианте.

При фонтанном способе эксплуатации скважины работают на 3-7 мм штуцере со средним дебитом жидкости 45,7 т/сут, при последующей обводненности в среднем 10%.

Скважины для пробной эксплуатации оборудованы одноступенчатыми фонтанными подъемниками, состоящими из труб диаметром 73 мм.

Учитывая физико-химические свойства нефти на месторождении Блиновское при значительном отложении парафина, смол и возможной обводненности, рекомендуется применять винтовые электронасосы. В связи с переходом с фонтанного на насосный способ добычи нефти винтовыми системами, верхняя часть фонтанных арматур демонтировалась и фонтанная арматура совмещалась с приводными головками винтовых насосов.

При механизированном способе эксплуатации рекомендуется применять три вида винтовых насосов ("Мойно", "Гриффин", "Протекс") различных модификаций, которые работают с производительностью 16-60 м³/сут на 1000 оборотов в минуту и мощностью 11 и 15 KW. Возможная глубина спуска насосов на НКТ диаметром 73 мм колеблется от 890 до 1005 м.

Контроль работы ВП будет осуществляться отбивкой динамического уровня и замером затрубного давления, по результатам которых устанавливаются параметры работы установки: дебит при необходимом напоре, крутящий момент, потребляемая мощность и скорость вращения ротора. С целью оптимизации работы скважин и уточнения фактической продуктивности коллектора следует проводить исследования на установившихся режимах, приурочивая их к геолого-техническим мероприятиям. Исследование скважин, оборудованных винтовым насосом, заключается в регистрации уровня и дебита при работе скважин на разных режимах, которые устанавливаются уменьшением и увеличением скорости вращения ротора, т.е. числа оборотов в минуту (снижая и увеличивая производительность насоса).

· Фонтанирование скважин в условиях эксплуатации месторождения является обоснованным и рациональным только в том случае, когда выполняется условие, при котором устьевое давление достаточно для пробной эксплуатации системы сбора и транспорта нефти на промысле и при этом обеспечивается планируемая добыча нефти.

· Предполагается, что система сбора и транспортировки нефти будет предусматривать работу скважин в режиме фонтанирования. Следовательно, эксплуатация скважин должна осуществляться фонтанным способом, непосредственно после их заканчивания.

· Обоснование условий фонтанирования и выбор оптимальных режимов работы скважин должно основываться на результатах гидродинамических исследований.

· Механизированный способ добычи, рекомендуемый для эксплуатации закончивших фонтанировать скважин, с использованием ВП, является эффективным и рациональным в условиях эксплуатации месторождения (пескопроявления, влияние парафина, обводненность и др.), поскольку благодаря конструктивным особенностям поддерживается постоянное (не пульсирующее) всасывание, которое заставляет флюид двигаться в фиксированном объеме, прямо пропорционально скорости вращения ротора.

Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа и при работе подъемника на оптимальном режиме забойные давления обеспечивали бы необходимую депрессию для получения проектного дебита.

Учитывая высокую парафинистость (7,94-26,4%), смолистость (до 13,85%) и небольшое содержание растворенного газа в продукции скважин (4,82-43,9 м³/т), в том числе при отсутствии закачки воды для поддержания пластового давления, на новых проектных скважинах срок рентабельного фонтанирования будет не более года с даты вступления их в эксплуатацию. При этом диаметр подъемника при фонтанном способе эксплуатации должен составлять 73 мм.

По условиям эксплуатации месторождения, для фонтанных скважин выбирается фонтанная арматура тройникового типа АФК1-65х21МПа ГОСТ 13846-84 с рабочим давлением 21 МПа, проходным диаметром ствола и боковых отводов 65 мм с ручным способом управления запорными устройствами (задвижками). Боковые отводы арматуры оборудованы штуцерами для установления необходимых устьевых давлений с целью регулирования дебита скважин.

Из условий эксплуатации месторождения определена компоновка подземного оборудования, которая состоит из фонтанного однорядного подъемника диаметром 73 мм, обоснованного выше и направляющей воронки на конце колонны, для успешного проведения исследовательских работ со спуском прибора на забой, а также для улавливания большей части газа для предотвращения работы скважин с пульсацией. При возможном переводе скважин с фонтанного на механизированный способ добычи, применяемые подъемные трубы (НКТ) можно использовать и в дальнейшем с соответствующим внутрискважинным оборудованием.

Практика эксплуатации добывающих скважин на различных месторождениях позволяет выделить ряд основных параметров при выборе механизированного способа эксплуатации.

Эти же насосы используются в средах с нижеследующими характеристиками:

· Оптимальные решения для установки на мелких и средних глубинах для выкачивания объёмов продукции от 0,1 до 600 т/сут;

· Извлекает продукцию с большей долей песка, чем электрические погружные и скважинные насосы;

· Непрерывность подачи (отсутствие пульсации) благоприятно влияет на вынос песка из пласта;

· Извлекает продукцию с высоким коэффициентом газа в нефти без дополнительных ротационных и неподвижных газовых сепараторов;

· Извлекает тяжёлые вязкие жидкости, не понижая производительности и не повышая потребления энергии;

· Обладают свойством перекачивать коррозийные жидкости без использования внутренних деталей, изготовленных из дорогостоящих сплавов и керамики;

· Повышают общую производительность и снижают потребление энергии;

· Снижают затраты капитала и проектных вложений;

· Сокращают ремонтные расходы уже имеющегося оборудования;

· Сокращают расходы на установку и персонал в связи с уменьшением объёма работ;

· Небольшой надземный привод и низкий уровень шума;

· Широкий выбор эластомера для различного применения;

· Широкий диапазон продукции;

· Привод применим для больших нагрузок на колонну штанг;

· Отсутствие клапанов и, следовательно, отсутствие проблемы газовых "пробок", в отличие от электрических погружных насосов;

· Не оказывают отрицательного влияния на окружающую среду;

· Длительность срока службы.

С ростом обводненности свыше 50% могут возникнуть проблемы, связанные с отложениями солей карбонатного типа (CaCO₃, MgCO₃) в подземном оборудовании и призабойной зоне пласта, а также в печах подогрева при подготовке и перекачке нефти. Поскольку не имеется проанализированных проб пластовых вод месторождения.

Пластовые воды меловых продуктивных горизонтов по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,04 - 1,051 г/см³. Величина минерализации варьирует от 55,23 г/дм³ до 74,27 г/дм³. Воды жесткие, величина общей жесткости изменяется от 149 до 221,74 мг-экв/дм³, горячие (t>30 ^оС), слабощелочные рН = 6,42-7,5. Содержание ионов в водах приведено в таблице 2.3.5.

Пластовые воды фундамента по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,076 г/см³. Минерализация вод фундамента достигает 107 - 110 г/дм³. Воды хлоркальциевого типа. Величина общей жёсткости достигает 894,6 мг-экв/дм³. Воды сильно метаморфизованы. Коэффициент метаморфизации достигает 0,72. Воды щелочные, рН = 8,44, весьма горячие (t = 85,8 ^оС). Лития в пластовых водах фундамента содержится до 4,1 мг/дм³, стронция - до 276,3 мг/дм³, фтора - до 14,5 мг/дм³, бора - до 167,6 мг/дм³. Приток воды из фундамента незначителен.

Режим работы залежей - упруговодонапорный.

Наличие в составе нефти месторождения значительного содержания парафина и смол способствует их отложению на стенках НКТ и осложнениям в добыче.

В ППЭ для предупреждения застывания на надземном и подземном оборудовании добываемой нефти под влиянием парафина рекомендовалась прокладка кабельных электрических линий от ГУ для подключения к ним саморегулирующихся кабелей марки 23FSLe2CT в комплекте с терморегуляторами (до 30 м на скважину). Этими кабелями армируются корпуса колонных головок и фонтанной арматуры под теплоизоляционным покрытием. Подключение кабельной комплектации устья скважины от питающих силовых кабельных линий ГУ производится от щитов управления СУС-22.

Однако, при использовании в зимний период самогреющего кабеля внутри ГУ-1 на технологической линии, желаемый результат не был получен.

Учитывая технико-экономические обоснования, рекомендуется применять следующие методы:

· устьевые нагреватели УН-02 для скважин, расположенных вдали от ГУ;

· для скважин, расположенных вблизи от ГУ - электрические самогреющие кабели;

· для новых проектных добывающих скважин использовать НКТ с гладкими защитными поверхностями.

Рекомендуется применять для предупреждения парафиноотложений ингибиторы - химические вещества, небольшие (0,01 - 0,02%) добавки которых к нефти способны замедлять процесс образования отложений. Удаление уже отложившихся АСПО рекомендуется осуществлять механическим, химическим или тепловым методами.

Применение ингибиторов парафиноотложений осуществляется тремя способами: установкой глубинных дозаторов на хвостовике насоса и дозировочных насосов в затрубное пространство скважины, а также периодической заливкой реагентов в скважину через устройство типа капельницы.

В качестве ингибиторов парафиноотложений рекомендуются реагенты ряда СНПХ (поставщик - Уруссинский опытно-химический завод, Республика Татарстан). Удельный расход 100 г/т добываемой нефти.

Применение ингибиторов парафиноотложений целесообразно на скважинах с дебитом не менее 45 т/сут при обводненности до 10 %.

Применение ингибиторной защиты позволяет только замедлить процесс отложения парафина, но не прекратить полностью. Тем более в составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложений влияние не оказывают. Таким образом, возникает необходимость периодической очистки призабойной зоны пласта и подземного оборудования скважин от АСПО не реже двух раз год. Для удаления АСПО со стенок НКТ необходимо периодически закачивать в затрубное пространство скважин горячую нефть (на основе легких и ароматических углеводородов в присутствии ПАВ), перегретого пара или паро-воздушной смеси. Под действием повышения температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидных линий. Для выработки пара можно использовать передвижные паровые установки ППУА-1200/100, для депарафинизации скважин горячей нефтью - АДПМ.

Для очистки выкидных линий от АСПО рекомендуется периодически запускать резиновые шары (торпеды).

Добиться продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески склонны к разрушению. При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование песчаных пробок в эксплуатационных и лифтовых колоннах скважин, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин обычно используют следующие методы:

· удаление пробки промывкой или желонированием;

· установка на забое скважин специальных средств задержания песка;

· снижение дебитов в целях уменьшения интенсивности выноса песка из пласта в скважину;

· увеличение скорости движения жидкости в трубах, либо применение лифтовых труб меньшего диаметра.

Наиболее простым методом является установка средств механического задержания песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые и намывные гравийные фильтры. При применении этого метода борьбы с пескопроявлениями важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.

Рекомендуя применение гравийных фильтров в виде щелевых с гравийной насыпкой для месторождения можно дать следующие конструктивные размеры щелей и диаметр гравия:

. диаметр щелей принять равным двукратному диаметру 50% отсева песка или 0,5 мм;

2. диаметр гравия принимать равным 8 - 10-кратному диаметру 90% -ного отсева на кривой гранулометрического состава пластового песка (0,25) или 2,0 - 2,5 мм.

Применение щелевых фильтров с гравийной насыпкой не требует специальной конструкции забоя скважин.

Существующие методы борьбы с выносом песка условно подразделяются на:

химические способы (обработка песка в пласте);

механические способы (перекрытие песка на забое).

К химическим методам относят искусственное закрепление рыхлых песков путём ввода в пласт цементирующих веществ или образования их непосредственно в пласте путём окисления нефти.

Механический способ заключается в экранировании скважины от песка путём спуска на забой различного рода фильтров или образование их на месте путём намывки.

На стадии пробной эксплуатации месторождения коррозионная активность добываемой продукции была незначительной. Свидетельством этого является низкая доля компонентов углекислого газа (0,71-1,65%) в добываемой продукции, отсутствие сероводорода и невысокая обводненность. Но в присутствии водонефтяной эмульсии в добываемой продукции коррозийная активность может возрасти.

Как предполагалось ранее, в системе сбора и транспорта нефтяной продукции коррозионные процессы по отношению к стальному оборудованию не проявлялись из-за малой обводненности нефтяной продукции. Это соответствует такому режиму смесей, при котором пластовая вода в эмульсии является внутренней фазой, не смачивает стенки труб и не вызывает коррозии. Такой режим движения продукции может сохраняться по всей длине трубопровода при обводненности не более 30%.

Дальнейший рост обводненности приведет к обращению эмульсии. В этом случае вода станет внешней фазой, и будет постоянно контактировать с металлом, что приведет к появлению внутренней коррозии нефтепровода в виде язв, канавок и других разрушений.

Наиболее опасные последствия вызывает коррозия насосно-компрессорных труб и обсадных колонн.

Нарушения герметичности обсадных колонн связаны с коррозией тела обсадных труб, когда цементное кольцо за колонной часто имеет различные нарушения и не доводится до устья скважины. Внутренняя поверхность обсадных труб подвергается воздействию среды, заполняющей межтрубное пространство.

Если наружной коррозии, обусловленной геолого-техническими факторами подвержены все категории скважин, то внутренней коррозии подвержены, в основном нагнетательные (поглощающие), скважины. Утилизация промысловых вод одна из самых коррозионно-опасных факторов нефтедобычи на месторождении.

Для защиты от коррозии НКТ и внутренней поверхности обсадных колонн, а также эксплуатационных линий скважин существуют несколько видов борьбы. Учитывая рост обводненности на промышленной стадии разработки месторождения следует предусмотреть ингибиторную защиту, как наиболее эффективный способ в условиях добычи нефти. В этом случае используются водорастворимые или вододиспергируемые ингибиторы, которые необходимо вводить непосредственно в отделившуюся пластовую воду.

Методы защиты добывающих и нагнетательных (поглощающих) скважин

При ингибиторной защите надземного оборудования добывающих скважин необходимо будет учитывать конструкцию и способ эксплуатации скважин.

Подачу ингибиторов в добывающие скважины можно осуществлять тремя способами:

. периодической подачей в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами (НКТ);

2. систематической (постоянной) подачей с помощью дозаторных установок;

. периодическим нагнетанием в призабойную зону пласта.

При первом способе между обсадной колонной и трубами (у башмака) следует предусмотреть герметизацию пакерующим устройством (манжетой) с небольшим (3-7 мм) отверстием для выхода ингибитора.

При втором способе вблизи к устьям скважин на территории ПСН следует предусмотреть дозаторный пункт с емкостью для хранения ингибитора. Расчет дозировки ингибитора осуществляется исходя из дебита пластовой воды.

Более высокий эффект достигается при непрерывной подаче ингибиторов в систему. Для приготовления и дозировки ингибриторов коррозии рекомендуется применять современные блочные установки или дозировочные насосы с высокими КПД отечественного производства (СНГ) или же иностранных компаний.

Для обеспечения бесперебойной работы установок подачи ингибиторов рекомендуется на их приемных линиях предусмотреть установку фильтров, а линии подачи реагентов утеплять. Емкости для хранения ингибиторов необходимо оборудовать устройствами для обогрева.

Для защиты от коррозии трубопроводов при обводненности 50% и более предлагается использовать водорастворимые ингибиторы коррозии типа, "ВИСКО - 938" и "Бактериам - 607".

По третьему способу можно рекомендовать периодическую обработку задавливанием ингибитора в пласт. Закачку ингибитора в продуктивный пласт применяют для защиты подземного оборудования, используя призабойную зону скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора. Объем ингибитора для задавки в пласт выбирается с учетом периодичности между обработками, защитной концентрации реагента, времени после действия (количества ингибитора должно хватить для формирования защитной пленки на металле труб на всей их протяженности до устья при данной скорости потока), избытка ингибитора для компенсации необратимой адсорбции на породах пласта.

Большой эффект в снижении скорости коррозии достигается при использовании ингибиторов коррозии слаборастворимых как в нефти так и в водной фазе (водонефтедиспергируемые).

При выборе ингибиторов коррозии и технологии их применения с целью защиты подземного и надземного оборудования нефтяных скважин, можно руководствоваться вышеприведенными данными, либо данными опытно-промысловых испытаний аналогичных близлежащих месторождений или же результатами лабораторных испытаний на модельных средах с подбором необходимой дозировки от компаний-поставщиков.

Другой способ защиты оборудования водяных (поглощающих) скважин - спуск колонн (хвостовика) из коррозионно-стойких материалов или с защитными покрытиями.

Необходимость применения электрохимической защиты (катодная зашита) на нефтепроводных и водопроводных коммуникациях обусловлена агрессивностью грунтов.

Блочная установка типа "Спутник Б-40-14-400" предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, осуществления контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта.

Рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и прочие агрессивные компоненты.

Состоит из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и блока управления.

Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установки.

В замерно-переключающем блоке размещается многоходовой переключатель скважин ПСМ-4, гидравлический привод ГП-1, поршневые отсекающие клапаны КПР-1, устройство для измерения дебита нефти типа "Импульс" с гидроциклонным сепаратором, регулятором давления и турбинным расходомером ТОР-1, газовый счетчик "Агат", датчик влагомера УВН-1, дозирующий насос НД-0,5Р10 для подачи реагента.

В блоке управления размещаются блок местной автоматики и индикации, силовой блок, устройство, фиксирующее количество газа, жидкости и чистой нефти, устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения, суммарные данные измерений, состояние объекта, измерительный блок влагомера, электронный блок и блок питания счетчика нефти, регистратор счетчика газа, блок телемеханики.

Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от - 55 до +55°С и относительной влажности воздуха до 80 %.

Техническая характеристика "Спутника Б-40-14-400" приведена ниже.

Число подключенных скважин 14

Рабочее давление, Мпа 4

Пределы измерения по жидкости, м³/сут 5-400

Пределы измерения по газу, м³/ч до 500

Относительная погрешность измерения, %

по водонефтяной смеси ±2,5

по нефти ±4

по газу ±6

Пропускная способность установки, м³/сут 4000

Суммарная установленная мощность

электроприемников, В, не более 10

Напряжение электрических цепей электроприемников, В 380/220

Температура воздуха в замерно-переключающем блоке

и щитовом помещении,°С 5-50

Габаритные размеры, мм:

замерно-переключающего блока 8350х3200х2710

блока управления 3100х2200х2500

Масса, кг:

замерно-переключающего блока 10000

блока управления 2 000

Установка работает следующим образом (рисунок 2.8).

Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя через обратный клапан 4, задвижку 2, поступает в переключатель скважин 3. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 5 направляется в замерный сепаратор 7 устройства "Импульс", где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 6, поступает в сборный коллектор II.

Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик 12 расходомера "Агат 1П", заслонку 11 и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.

Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления, поддерживаемого заслонкой 11, продавливается через турбинный счетчик нефти 8, регулятор расхода 9 и датчик влагомера 10 в сборный коллектор.

Регулятор расхода 9 и заслонка 11, соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик 8 с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

Рисунок 2.8 - Принципиальная схема установки "Спутник Б-40-14-400" II, III - сборный коллектор

-выкидные линии; 2-задвижка; 3 - переключатель скважин; 4 - обратный клапан; 5, 6 - отсекающий клапан КПР-1; 7 - замерный сепаратор; 8 - счетчик; 9 - регулятор расхода; 10 - датчик влагомера; 11 - заслонка; 12 - датчик расходомера; 13 - блок для реагента

При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины поочередно подключаются к ПСМ. В этом случае продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию 1 и далее в коллектор безводной нефти III, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ и затем в коллектор обводненной нефти II. Дебит каждой из этих скважин измеряется описанным выше способом. Переключение скважин с обводной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется вручную.

На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0,5Р 10/100 с блоком для реагента 13.

Установка "Спутник Б" оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой-манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-Ш, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном KJIP-1, блоком управления и индикации БУИ.

Комплекс приборов обеспечивает:

автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;

контроль за работой скважин по подаче жидкости;

разделительный сбор обводненной и необводненной нефти;

подачу реагента в поток;

автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.

При отклонении давления в сборном коллекторе от допускаемого отсекающие клапаны 5 и 6 по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обесточивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважины останавливаются: фонтанные отсекателями установленными на выкидной линии, механизированные - за счет отключения электропривода.

2.3 Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти

В период пробной эксплуатации сбор и транспорт продукции планируется проводить по лучевой герметизированной напорной системе: пласт - скважина - выкидная линия - пункт сбора нефти (ПСН).

Для проведения первичной подготовки предусматривается:

. автоматизированная групповая замерная установка (АМ40-10-400) - 2ед. и (АМ40-8-400) - 1ед.

2. печи подогрева эмульсии типа ППНП1-3,7-6,3 - 1 ед.

. резервуар для пластовой воды (V-100 м³) - 2 ед.

. резервуар для нефти (V-1000 м³) - 2 ед.

. добавка реагента через дозатор (БР-2,5) - 1ед.

. трехфазный сепаратор (НГСВ) - 1 ед.

. газосепаратор - 1 ед.

. горизонтальный отстойник (ОГ100ПК-1-1) - 1 ед.

. отстойник с патронным фильтром (ОПФ-3000) - 1 ед.

. концевая сепарационная установка (КСУ-25) - 1 ед.

. электродегидратор (ЭГ-100-16СК) - 1 ед.

Подготовка нефти в период пробной эксплуатации рекомендуется производить следующим образом:

Сбор сырой нефти на месторождении со скважин осуществлять по лучевой герметизированной однотрубной системе на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), откуда после замера нефтяная эмульсия по нефтесборному коллектору поступает в трехфазный сепаратор, где происходит предварительное разделение нефти, газа и воды. Отделенную нефть с помощью насоса откачивают через блок подогрева нефти, затем она поступает в горизонтальный отстойник для обезвоживания, далее через электродегидратор для окончательного обезвоживания, поступает в концевую сепараторную установку. Для накопления товарной нефти предусмотрен резервуар РВС-1000 (общим объёмом 2000 м³). С нефтяного резервуара сырая нефть с помощью насосного агрегата через наливной стояк откачивается и транспортируется на автоцистернах.

Разделенный от жидкости газ отводится в газосепаратор, после которого газ подается на печи подогрева нефти. Отделенная вода от трехфазного сепаратора, от горизонтального отстойника, от электродигидратора и от КСУ поступает в отстойник с патронным фильтром (ОПФ-3000), где производится очистка воды от пленки нефти и мех примесей. Нефть, уловленная в отстойнике ОПФ-3000, сбрасывается в подземную емкость ЕПП-40, оборудованную погружным электронасосом, откуда периодически откачивается в общий коллектор перед сепараторами.

Подготовленная пластовая вода из ОПФ-3000 поступает в резервуары пластовой воды РВС-100, оттуда пластовая вода будет использоваться для нагнетания пласт с помощью центробежных насосов.

Для ускорения процесса деэмульсации нефти в поток жидкости перед трехфазным сепаратором вводится деэмульгатор из блока дозирования хим. реагента БР-2,5.

Для защиты насосного и других видов оборудования от механических примесей необходимо установить сетчатые фильтры типа "СДЖ" на выкидных линиях, после АГЗУ и перед трехфазным сепаратором. Выделивший конденсат (шлам) вывозится автотранспортом на полигон.

2.4 Расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов

При выполнении прочностного анализа сначала рассматривается идеальная, т.е. не имеющая отклонений геометрических параметров и концентраторов напряжений штанга. Затем оценивается влияние на прочность ШНВ некоторых из указанных факторов при их значениях, допускаемых ГОСТ 13877-80. после этого рассмотривается вопрос о допустимых значениях геометрических отклонений из условий прочности типовой компоновки колонны насосных штанг.

Для прочности сопротивления разрушению любой конструкции относится:

сохранение первоначальной формы до предельного состояния материала, обусловливающего разрушение конструкции либо при однократном (статическая прочность), либо при циклическом (усталость) нагружении;

предварительная потеря первоначальной формы конструкции при достижении некоторой комбинацией нагрузок критического состояния, обусловливающего потерю устойчивости состояния (или формы) и последующее разрушение.

Обычно в тонких (или тонкостенных) элементах конструкции реализуется второй аспект, т.е. потеря устойчивости происходит намного раньше исчерпания прочностных резервов материала, что является недостатком (часто неизбежным) конструкций.

Вначале с позиций статической прочности и устойчивости рассмотрим вопрос о несущей способности идеальной насосной штанги, находящейся на прямолинейном участке скважины, нагруженной осевой нагрузкой и крутящим моментом .

Условие прочности ШНВ (по критерию текучести) при растяжении и кручении имеет вид:

где - осевая нагрузка, при приложении которой напряжения в штанге достигают предела текучести материала (при условии =0);

- крутящий момент, при приложении которого напряжения в штанге достигают предела текучести (при условии Q = 0).

- площадь поперечного сечения ШНВ;

- полярный момент сопротивления сечения.

В результате вычислений для ШНВ-22 имеем:

F = 380 мм²;

= 148,2 кН;

= 2,09 см³;

= 470,3 НÌм.

Особенность рассматриваемой новой конструкции насосной штанги состоит в том, что потеря устойчивости прямолинейной формы колонны штанг возможна только между опорами (муфтами), т.е. только на длине одной штанги.

При действии на штангу осевой нагрузки Q и крутящего момента условие устойчивости, определяющее критическую комбинацию Q и имеет вид:

где l - длина штанги;

Е - модуль упругости материала;

- осевой момент инерции сечения.

Знаки плюс и минус соответствуют осевой сжимающей и осевой растягивающей нагрузке.

Для случая, когда Q и являются известными величинами, из приведенного условия устойчивости можно найти критическую (соответствующую потере устойчивости) длину штанги:

Из общего условия устойчивости, полагая М_К=0, получаем выражения для критических значений нагрузочных факторов при их одиночном положении: при М_К=0 и осевом сжатии:

при Q=0 и кручении

Для насосной штанги ШНВ-22 имеем: I_И = 1,15ּ10⁴мм; Е = 2,1ּ10⁵ МПа и при l = 4,5 м получаем Q_КР= 1,18 кН; (М_К) _КР = 3372 НÌ м.

Таким образом, из представленных расчетов следует, что для ШНВ-22 при s_Т = 390 МПа и l = 4,5 м фактором, определяющим разрушение при действии осевой сжимающей нагрузки, является устойчивость, при действии крутящего момента - статическая прочность.

Критические значения крутящего момента и осевой сжимающей нагрузки зависят от длины штанги, а именно: чем меньше длина, тем больше значения указанных параметров. При этом (М_К) _КР возрастает пропорционально уменьшению l, Q_КР - пропорционально уменьшению l².

Отсюда следует целесообразность уменьшения длины насосной штанги, поскольку в нижней части колонны ШНВ может оказаться в сжатом состоянии, потеряет устойчивость, примет искривленную форму и вследствие вращения будет подвергаться воздействию переменных (циклических) напряжений. По этой причине может возникнуть опасность усталостного разрушения, что, по-видимому, и является в настоящее время главным фактором массового разрушения насосных штанг при работе с верхнеприводными винтовыми насосами.

Вместе с тем уменьшенная длина штанги приведет к усложнению колонны и, следовательно, к повышению ее стоимости и снижению надежности как более сложной системы с последовательно соединенными звеньями. Кроме того, при любом изменении длины штанги должна обеспечиваться компоновка свечи длиной примерно 9 м. Это обусловлено длиной стеллажей для подземного ремонта скважин и удобством их эксплуатации в процессе выполнения спускоподъемных операции.

На основании вышеизложенного считаем наиболее целесообразным принять длину штанги для работы с верхнеприводными винтовыми насосами l @ 4,5 м. Такая штанга обеспечивает более чем в три раза большую устойчивость колонны по сравнению со стандартной ШН с длиной l @ 8 м и вполне удовлетворяет всем другим указанным выше условиям.

Расчет резьбового соединения сводится к численному интегрированию соответствующей системы дифференциальных уравнений четвертого порядка. Эти уравнения выражают условия равновесия и совместимости деформирования резьб насосной штанги и муфты при осевой растягивающей нагрузке.

Численной интегрирование указанной системы дифференциальных уравнений осуществлялось методом двухсторонней матричной прогонки с использованием специально разработанной для этого ПЭВМ-программы. В результате работы ПЭВМ-программы получаем в табличной форме распределение по длине резьбы усилия t, приходящегося на единицу длины нарезанной поверхности, нормальных усилий в штанге N_ш и муфте N_м, а также распределение взаимных смещений штанги U_ш и муфты U_м в осевом направлении.

Представленный расчет относится в ШНВ-22 из стали 20ХН2М по ГОСТ 43-71 с резьбой Ш22, выполненной по ГОСТ 13877-80, нагруженной допускаемой осевой растягивающей нагрузкой:

где n - коэффициент запаса прочности.

При отсутствии нормативного документа, регламентирующего порядок расчета и нормы прочности для насосных штанг, работающих с винтовыми насосами, величина n = 1,45 принята как для колонны бурильных труб при роторном бурении наклонно направленной скважины в неосложненных условиях. Нагрузка на витки резьбы существенно неравномерна. Наиболее нагруженным является первый виток резьбы со стороны тела штанги. Нагрузка, приходящаяся на этот виток, составляет:

где S - шаг резьбы Ш22, S = 2,54 мм. Средняя нагрузка на виток резьбы равна:

где m - число витков резьбы, m = 10. Таким образом, "перегрузка" первого витка составляет:

К_п1=17,13/10,22=1,676,

где К_п1 - коэффициент перегрузки.

Нагрузка среза витка резьбы приближенно может быть вычислена по формуле:

где d₁ - наружный диаметр резьбы муфты;

D₁ - ширина витка резьбы штанги по линии диаметра в сборе.

Для ШНВ-22

Допускаемая нагрузка на срез при коэффициенте запаса n = 1,45 составит:

Таким образом, допускаемая нагрузка на срез превышает нагрузку на наиболее нагруженный первый виток резьбы, соответствующую допускаемой нагрузке на тело штанги. Следовательно, для ШНВ-22 можно считать, что условия статической прочности резьбового соединения и его соответствия телу штанги выполняются.

Перекос и несоосность крепления соединительного элемента (головки) насосной штанги являются типичными, точнее говоря, неизбежными геометрическими несовершенствами (ГН) или отклонениями параметров, допустимые значения которых нормируются ГОСТ 13877-80.

Как известно, при растяжении штанги указанные геометрические несовершенства вызывают значительные по величине дополнительные изгибные напряжения или концентрацию напряжений и деформаций около соединительных элементов, что обусловливает повышенный усталостный износ насосных штанг на приконцевых участках.

Под перекосом здесь понимается пересечение под углом осей штанги и резьбы соединительного элемента.

Максимальный изгибающий момент (М_И) _мах, возникающий в зоне перекоса осей штанги и соединительного элемента при растяжении штанги усилием Q_p, рассчитывается по формуле:

где a - угол перекоса, рад;

Согласно ГОСТ 13877-80 для ШН-22 при практическом отсутствии несоосности можно принять в качестве допустимого угла перекоса:

a = 1,5/ (200-55) =10,345Ì10^-3рад,

где 200 мм - база измерения;

мм - длина резьбового соединения штанги, включая упорный бурт.

b = 6,505 м^-1, тогда (М_И) = 162,53 НÌм.

Соответствующие изгибающие напряжения составляют:

(s_И) _мах= (М_И) _мах/ W_И; (s_И) _мах=155,5 МПа,

где W_И_-момент сопротивления штанги:

W_И = 2I_И/d; W_И = 1,045 см^3,где d - диаметр штанги.

Растягивающие напряжения при нагрузке

Равны

Коэффициент концентрации запаса статической прочности (по условию текучести) при наличии рассматриваемого перекоса осей штанги и соединительного элемента равен:

Таким образом, ориентируясь при расчете колонны насосных штанг на запас прочности по нормальным растягивающим напряжениям n=1,45, за счет возможного угла перекоса фактически получаем по суммарным (растяжение + изгиб) напряжениям n<1,0. Следовательно, допускаемый по ГОСТ 13877-80 угол перекоса, по существу, нельзя признать обоснованным и допустимым.

Поскольку на данном этапе изменить рассматриваемое положение ГОСТ 13877-80 не представляется возможным, при расчете колонны ШНВ следует ввести соответствующую корректировку величины допускаемой нагрузки на растяжение.

Под несоосностью здесь понимается параллельное смещение осей штанги и резьбы соединительного элемента.

Максимальный изгибающий момент, возникающий в зоне соединения штанги и соединительного элемента при растяжении штанги усилием Q_P, рассчитывается по формуле:

где d - величина несоосности;

b - половина длины резьбового соединения двух штанг в сборе.

Согласно ГОСТ 13877-80 для ШН-22 при практическом отсутствии перекоса можно принять в качестве допустимой несоосность d = 1,5 мм.

=90/2+13=58 мм,

где 90 - длина муфты ШН, мм;

- длина (ширина) упорного бурта, мм.

Далее, как в предыдущем расчете, получаем:

Таким образом, и с точки зрения влияния несоосности, допускаемой по ГОСТ 13877-80, величина этого дефекта не может быть признана обоснованной и допустимой. Вывод, сделанный в разделе "перекос", остается справедливым и для данного случая.

Расчет параметров переходной зоны от тела штанги к соединительному элементу производится на основе уравнений статистической теории подобия усталостного разрушения С.В. Серенсена и В.П. Когаева и методики, разработанной применительно к расчету на усталость бурильных труб.

Расчету подлежат два сечения: слева и справа от переходного бурта. Последовательность расчета следующая.

2.5.1 Òåîðåòè÷åñêèé êîýôôèöèåíò êîíöåíòðàöèè íàïðÿæåíèé ðàññ÷èòûâàåòñÿ ïî ôîðìóëå

ãäå

ãäå D - äèàìåòð áóðòà;

d - äèàìåòð òåëà øòàíãè;

r - ðàäèóñ ãàëòåëüíîãî ïåðåõîäà.

2.5.2 Òåîðåòè÷åñêèé êîýôôèöèåíò êîíöåíòðàöèè íàïðÿæåíèé êîððåêòèðóåòñÿ ñ ó÷åòîì îãðàíè÷åííîé äëèíû øèðèíû áóðòà

ãäå - ïîïðàâî÷íûé êîýôôèöèåíò.

2.5.3 Îòíîñèòåëüíûé ãðàäèåíò íàïðÿæåíèé â çîíå èõ ìàêñèìàëüíîé êîíöåíòðàöèè âû÷èñëÿåòñÿ ïî ôîðìóëå

2.5.4 Îòíîøåíèå ýôôåêòèâíîãî êîýôôèöèåíòà êîíöåíòðàöèè è ìàñøòàáíîãî ôàêòîðà, à òàêæå êàæäûé èç óêàçàííûõ ïàðàìåòðîâ â îòäåëüíîñòè ðàññ÷èòûâàþòñÿ òàêèì îáðàçîì:

ãäå g_s_-ïîñòîÿííàÿ ìàòåðèàëà, õàðàêòåðèçóþùàÿ ÷óâñòâèòåëüíîñòü ê êîíöåíòðàöèè íàïðÿæåíèé.

Êîýôôèöèåíò Ê_s_Ä=s_-1/s_-1Ä, õàðàêòåðèçóþùèé ñíèæåíèå ïðåäåëà âûíîñëèâîñòè äåòàëè (øòàíãè) /s_-1Ä ïî ñðàâíåíèþ ñ ïðåäåëîì âûíîñëèâîñòè îáðàçöà s_-1 çà ñ÷åò âëèÿíèÿ âñåõ ôàêòîðîâ (êîíöåíòðàöèÿ íàïðÿæåíèé, ìàñøòàáíûé ôàêòîð, ÷óâñòâèòåëüíîñòü ìàòåðèàëà, êà÷åñòâî ïîâåðõíîñòè) âû÷èñëÿåòñÿ ïî ôîðìóëàì:

äëÿ çîíû êîíöåíòðàöèè íàïðÿæåíèé

äëÿ òåëà øòàíãè, ãäå b_ï - êîýôôèöèåíò êà÷åñòâà ïîâåðõíîñòè.

Îòíîøåíèå çàïàñîâ ïî ñîïðîòèâëåíèþ óñòàëîñòè ðàññìàòðèâàåìîãî ñå÷åíèÿ â ïåðåõîäíîé çîíå (èíäåêñ "Ï") è òåëà øòàíãè (èíäåêñ "Ø") ðàññ÷èòûâàåòñÿ ïî âûðàæåíèþ:

Ïðèçíàêîì äîñòàòî÷íîé ïðî÷íîñòè ðàññìàòðèâàåìûõ ñå÷åíèé ïî îòíîøåíèþ ê òåëó òðóáû ÿâëÿåòñÿ âûïîëíåíèå óñëîâèÿ n>1.

Äëÿ ñå÷åíèÿ îêîëî áóðòà ñî ñòîðîíû ñîåäèíèòåëüíîãî ýëåìåíòà èìååì:

D = 43 ìì; S = 27 ìì (ñòîðîíà êâàäðàòà); d_ñð = 34,38 ìì (ñðåäíèé äèàìåòð îêðóæíîñòè, ðàâíûé ïî äëèíå ïåðèìåòðó êâàäðàòà); r = 3,0 ìì; l = 6 ìì (äëèíà èëè øèðèíà áóðòà); x_s_l = 0,71; = 3280,5 ìì³; = 1045,4 ìì³; = 0,903; = 0,7 (ïîâåðõíîñòü, íå îáðàáîòàííàÿ ïîñëå ïðîêàòà).

Äëÿ ñå÷åíèÿ îêîëî áóðòà ñî ñòîðîíû øòàíãè (íà÷àëî ãàëòåëüíîãî ïåðåõîäà) ïîëó÷àåì: D = 43 ìì; d_Ø =22 ìì; l_á = 6 ìì; r = 40 ìì; x_s_l = 1; =; =0,903; =0,7.

Òàêèì îáðàçîì, ïî ðàññìîòðåííîìó êðèòåðèþ ìåíåå ïðî÷íûì ÿâëÿåòñÿ ñå÷åíèå ïî íà÷àëó ãàëòåëüíîãî ïåðåõîäà îò òåëà øòàíãè ê áóðòó, íî, òåì íå ìåíåå, ïðî÷íîñòü ýòîãî ñå÷åíèÿ (ñîïðîòèâëåíèå óñòàëîñòè) ïðàêòè÷åñêè ðàâíà ïðî÷íîñòè òåëà øòàíãè.

Èç ïðîâåäåííîãî àíàëèçà ñëåäóåò, ÷òî âûáðàííûå äëÿ ðàáîòû ñ âåðõíåïðèâîäíûìè íàñîñàìè äëèíà íàñîñíûõ øòàíã, ðàâíàÿ 4,5 ì, ðåçüáîâîå ñîåäèíåíèå, ïåðåõîäíûå çîíû îò ãîëîâêè ê òåëó øòàíãè, âûïîëíåííûå ïî ÃÎÑÒ 13877-80, óäîâëåòâîðÿþò óñëîâèÿì ïðî÷íîñòè, ò.å. èõ ïðî÷íîñòü íå íèæå ïðî÷íîñòè òåëà øòàíãè.

Äîïóñêàåìûå âûøåóêàçàííûì ÃÎÑÒîì ïåðåêîñ è íåñîîñíîñòü êðåïëåíèÿ ñîåäèíèòåëüíûõ ýëåìåíòîâ ê òåëó øòàíãè ïðèâîäÿò ê ñóùåñòâåííîìó ñíèæåíèþ ïðî÷íîñòè íàñîñíîé øòàíãè, òî÷íåå ãîâîðÿ - ê óìåíüøåíèþ åå íåñóùåé ñïîñîáíîñòè.

3. Ýêîíîìè÷åñêàÿ ÷àñòü

3.1 Ýêîíîìè÷åñêèå îñíîâû êîíñòðóèðîâàíèÿ

Ðåøàÿ çàäà÷è êîíñòðóèðîâàíèÿ îáîðóäîâàíèÿ, íåëüçÿ îáîéòèñü áåç ýêîíîìè÷åñêîé îöåíêè ïðèíèìàåìûõ ðåøåíèé.

Äëÿ îïðåäåëåíèÿ ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè îáîðóäîâàíèÿ íåîáõîäèìî îöåíèòü åãî êàê îáúåêò ïðîèçâîäñòâà è êàê îáúåêò ýêñïëóàòàöèè. Çà áàçó ñðàâíåíèÿ áåðóò ëó÷øèå îáðàçöû ñóùåñòâóþùåé îòå÷åñòâåííîé è çàðóáåæíîé òåõíèêè ïî èäåíòè÷íûì òåõíîëîãè÷åñêèì ïðîöåññàì. Ãëàâíûå ïàðàìåòðû ñðàâíèâàåìîãî îáîðóäîâàíèÿ äîëæíû ñîâïàäàòü ïî âåëè÷èíå. Òîëüêî ïðè ðàñøèðåíèè îáëàñòè ïðèìåíåíèÿ èçâåñòíûõ ìàøèí äàííîãî íàçíà÷åíèÿ äîïóñêàåòñÿ ðàçëè÷èå ãëàâíûõ ïàðàìåòðîâ ñðàâíèâàåìîãî îáîðóäîâàíèÿ.

Êàê îáúåêò ïðîèçâîäñòâà íîâóþ êîíñòðóêöèþ îöåíèâàþò ïî òðóäîåìêîñòè èçãîòîâëåíèÿ (îáùåé, ñòðóêòóðíîé) è óäåëüíîé ìàòåðèàëîåìêîñòè (îáùåé è ñòðóêòóðíîé ìàòåðèàëîåìêîñòè, êîýôôèöèåíòó èñïîëüçîâàíèÿ ìàòåðèàëà), ìàññå (îáùåé è îòíîñèòåëüíîé), ñåáåñòîèìîñòè ìàøèíû, îïðåäåëÿåìîé íà ïðåäïðîåêòíîé è ïðîåêòíîé ñòàäèÿõ åå ñîçäàíèÿ, à òàêæå ïî öåíàì îáîðóäîâàíèÿ (âåðõíåãî è íèæíåãî ïðåäåëîâ ïëàíîâîé îïòîâîé öåíû, ëèìèòíîé öåíû).

Îáùàÿ òðóäîåìêîñòü èçãîòîâëåíèÿ ïðåäñòàâëÿåò ñîáîé ñóììó çàòðàò òðóäà (ïî íîðìàì âðåìåíè) íà èçãîòîâëåíèå ìàøèíû. Íà ïðåäïðîåêòíîé ñòàäèè îïðåäåëèòü åå ñëîæíî.

Ñòðóêòóðíàÿ òðóäîåìêîñòü - ñóììà çàòðàò òðóäà íà îòäåëüíûõ òåõíîëîãè÷åñêèõ ýòàïàõ (ëèòüå, êóçíå÷íàÿ ïðîäóêöèÿ, ïðè ìåõàíè÷åñêîé, òåðìè÷åñêîé îáðàáîòêå, ñáîðêå è ò.ä.).

Óäåëüíóþ òðóäîåìêîñòü èçãîòîâëåíèÿ îïðåäåëÿþò îòíîøåíèå îáùåé ñóììû òðóäîçàòðàò íà èçãîòîâëåíèå âñåé ìàøèíû ê âåëè÷èíå êàêîãî-ëèáî õàðàêòåðíîãî ïàðàìåòðà. Åñòåñòâåííî, ÷òî òàêîé ìåòîä îïðåäåëåíèÿ òðóäîåìêîñòè íåòî÷åí, òàê êàê îí íå ó÷èòûâàåò ìàññû êîìïëåêòóþùèõ èçäåëèé è ïðî÷èå ôàêòîðû.

Ìàòåðèàëîåìêîñòü â çíà÷èòåëüíîé ìåðå çàâèñèò îò ïðèìåíÿåìîé òåõíîëîãèè ïðîèçâîäñòâà, ìàññû ìàøèíû - îò ñîâåðøåíñòâà åå êîíñòðóêöèè.

Ñíèæåíèÿ ìàññû ìàøèíû è ìåòàëëîåìêîñòè ìîæíî äîñòè÷ü ïðàâèëüíûì ïîäáîðîì ïîïåðå÷íûõ ñå÷åíèé äåòàëåé, îñíîâàííûì íà ñîîòâåòñòâóþùåì ðàñ÷åòå ïðî÷íîñòè è æåñòêîñòè.

Öåíû íà ïðîåêòèðóåìóþ ìàøèíó îïðåäåëÿþò íà îñíîâå äàííûõ ïî áàçîâîé ìàøèíå.

Ïëàíîâàÿ öåíà íàõîäèòñÿ ìåæäó íèæíåé è âåðõíåé ïëàíîâûìè îïòîâûìè öåíàìè è îïðåäåëÿåòñÿ ïî îòðàñëåâîé ñåáåñòîèìîñòè ìàøèíû ñ ó÷åòîì ïðèáûëè.

Ëèìèòíàÿ öåíà ïðèìåðíî ðàâíà 80 % îò òîé öåíû, ïðè êîòîðîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò îò ïðèìåíåíèÿ ïðîåêòèðóåìîé ìàøèíû ñòàíîâèòñÿ ðàâíûì íóëþ. Òàêèì îáðàçîì, ýòî íàèáîëüøàÿ èç äîïóñòèìûõ öåí ïðîåêòèðóåìîãî îáîðóäîâàíèÿ.

Êîýôôèöèåíò ýêñïëóàòàöèîííîé òðóäîåìêîñòè - ýòî îòíîøåíèå îáúåìà òðóäîçàòðàò íà ðåìîíòû îáîðóäîâàíèÿ çà âåñü ñðîê åãî ñëóæáû ê îáùåé òðóäîåìêîñòè âûïóñêà ýòîãî îáîðóäîâàíèÿ.

Êîýôôèöèåíò ýêñïëóàòàöèîííîé ìàòåðèàëîåìêîñòè - ýòî îòíîøåíèå ñóììàðíîé ìàññû ñìåííûõ ÷àñòåé, ðàñõîäóåìûõ ïðè ðåìîíòàõ ìàøèíû çà âåñü ñðîê åå ñëóæáû, ê îáùåé ìàññå ìàøèíû.

Êîýôôèöèåíò ýêñïëóàòàöèîííîé ðåìîíòîåìêîñòè îïðåäåëÿåòñÿ ïî ïîäîáíîìó îòíîøåíèþ ñóììû çàòðàò íà ðåìîíòû ê ñòîèìîñòè ìàøèíû.

Ðåíòàáåëüíîñòü ìàøèíû âûðàæàåòñÿ îòíîøåíèåì ñòîèìîñòè ïðîäóêöèè ìàøèíû ê ñóììå ðàñõîäîâ (çà îäèí è òîò æå ïåðèîä âðåìåíè). Âî âñåõ ñëó÷àÿõ ðåíòàáåëüíîñòü äîëæíû ïðåâûøàòü åäèíèöó.

Ñðîê îêóïàåìîñòè îïðåäåëÿåòñÿ êàê ïåðèîä ñëóæáû ìàøèíû, çà êîòîðîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò îò åå ðàáîòû áóäåò ðàâåí ñòîèìîñòè ìàøèíû.

Â íåôòåäîáûâàþùåé ïðîìûøëåííîñòè âñå çàòðàòû íà ýêñïëóàòàöèþ ìåñòîðîæäåíèé, â òîì ÷èñëå è íà èñïîëüçîâàíèå ìàøèí è îáîðóäîâàíèÿ, îòíîñÿòñÿ íà ñåáåñòîèìîñòü äîáûòîé íåôòè. Ðàñ÷åòû ñðàâíèòåëüíîé ñåáåñòîèìîñòè ïðîäóêöèè íîâîãî è áàçîâîãî îáîðóäîâàíèÿ èíîãäà âûïîëíÿþòñÿ íà ñòàäèè ðàçðàáîòêè êîíñòðóêöèè, à ÷àùå âñåãî ïðè ïðîìûøëåííûõ èñïûòàíèÿõ è âíåäðåíèè íîâûõ êîíñòðóêöèè íà ïðîìûñëàõ.

Ýôôåêòèâíîñòü èñïîëüçîâàíèÿ ïðîåêòèðóåìîãî îáîðóäîâàíèÿ ìîæåò îöåíåíà ñðàâíåíèåì ïðîåêòíîé ñåáåñòîèìîñòè ïðîäóêöèè è ïðèâåäåííûõ çàòðàò ïðè íîâîì è ýòèìè æå, íî ôàêòè÷åñêèìè ïîêàçàòåëÿìè ïðè áàçîâîì îáîðóäîâàíèè. Ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò îïðåäåëÿåòñÿ îáû÷íî çà ãîä óìíîæåíèåì ðàçíîñòè ñåáåñòîèìîñòè ïðîäóêöèè ïðè èñïîëüçîâàíèè áàçîâîãî è ïðîåêòèðóåìîãî îáîðóäîâàíèÿ íà êîëè÷åñòâî ãîäîâîãî âûïóñêà ïðîäóêöèè.

Â áîëüøèíñòâå ñëó÷àåâ ïðè îïðåäåëåíèè ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà, îñîáåííî íà ñòàäèè îïðåäåëåíèÿ îæèäàåìîãî èëè ïëàíîâîãî ýôôåêòà, â ðàñ÷åòàõ ó÷èòûâàþò òîëüêî òå ñòàòüè, êîòîðûå ñóùåñòâåííî èçìåíÿþòñÿ ïðè èñïîëüçîâàíèè íîâîãî îáîðóäîâàíèÿ.

Ïðè ðàçðàáîòêå êîíñòðóêöèè îáîðóäîâàíèÿ íå âñåãäà èñïîëüçóþò ïåðå÷èñëåííûå ýêîíîìè÷åñêèå ïîêàçàòåëè.

3.2 Ìåòîäèêà îïðåäåëåíèÿ ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè

Îñíîâíûì äîêóìåíòîì, ðåãëàìåíòèðóþùèì ïîðÿäîê è ïðàâèëà îöåíêè ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè íîâîé òåõíèêè, ÿâëÿåòñÿ "Ìåòîäèêà îïðåäåëåíèÿ ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè èñïîëüçîâàíèÿ íîâîé òåõíèêè, èçîáðåòåíèé è ðàöèîíàëüíûõ ïðåäëîæåíèé". Ýòà ìåòîäèêà ïðåäíàçíà÷åíà äëÿ:

òåõíèêî-ýêîíîìè÷åñêîãî îáîñíîâàíèÿ âûáîðà ëó÷øèõ âàðèàíòîâ ïðîèçâîäñòâà è èñïîëüçîâàíèÿ íîâîé òåõíèêè (îáîðóäîâàíèå, ìàøèíû, ìåõàíèçìû, ïðèáîðû, èíñòðóìåíòû, ìàòåðèàëû è äð.);

îïðåäåëåíèÿ ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè íîâîé òåõíèêè, èçîáðåòåíèé è ðàö. ïðåäëîæåíèé;

îïðåäåëåíèÿ ðàçìåðà ïðåìèé çà ñîçäàíèå è âíåäðåíèå íîâîé òåõíèêè è âîçíàãðàæäåíèé çà âíåäðåíèå èçîáðåòåíèé è ðàö. ïðåäëîæåíèé;

ñîâåðøåíñòâîâàíèÿ äåéñòâóþùåé ñèñòåìû öåíîîáðàçîâàíèÿ.

Ê íîâîé òåõíèêå îòíîñÿòñÿ âïåðâûå ðåàëèçóåìûå â íàðîäíîì õîçÿéñòâå ðåçóëüòàòû íàó÷íûõ èññëåäîâàíèé è ïðèêëàäíûõ ðàçðàáîòîê, ñîäåðæàùèå èçîáðåòåíèÿ è äðóãèå íàó÷íî-òåõíè÷åñêèå äîñòèæåíèÿ èëè áîëåå ñîâåðøåííûå òåõíîëîãè÷åñêèå ïðîöåññû, ñðåäñòâà è ïðåäìåòû òðóäà, èñïîëüçóåìûå â ïðîöåññå ýêñïëóàòàöèè; ñïîñîáû îðãàíèçàöèè òðóäà è ïðîèçâîäñòâà, îáåñïå÷èâàþùèå ïðè èõ èñïîëüçîâàíèè ïîâûøåíèå òåõíèêî-ýêîíîìè÷åñêèõ ïîêàçàòåëåé, à òàêæå ðåøåíèÿ ñîöèàëüíûõ è ðÿäà äðóãèõ çàäà÷ õîçÿéñòâîâàíèÿ.

Ïðàâèëüíî îïðåäåëèòü ýêîíîìè÷åñêóþ ýôôåêòèâíîñòü ìîæíî òîëüêî ñîèçìåðåíèåì îæèäàåìûõ (èëè ïîëó÷åííûõ) ðåçóëüòàòîâ îò ïëàíèðóåìûõ ìåðîïðèÿòèé ñ íåîáõîäèìûìè äëÿ ýòîãî çàòðàòàìè. Ïðè ýòîì ñëåäóåò ðàçëè÷àòü ïîíÿòèÿ "ýôôåêò" è "ýôôåêòèâíîñòü".

Ýôôåêòîì íàçûâàþò êîíå÷íûé ïðîèçâîäñòâåííûé ðåçóëüòàò - ïîâûøåíèå ïðîèçâîäèòåëüíîñòè òðóäà è ò.ï.

Ýôôåêòèâíîñòü - ýòî îòíîøåíèå âåëè÷èíû ýôôåêòà ê âåëè÷èíå çàòðàò, îáóñëîâèâøèõ åãî ïîëó÷åíèå. Ñëåäîâàòåëüíî, ýôôåêòèâíîñòü - âåëè÷èíà îòíîñèòåëüíàÿ.

Îñíîâíûì êðèòåðèåì íå òîëüêî òåõíè÷åñêîãî, íî è îáùåñòâåííîãî ðàçâèòèÿ ñòðàíû ÿâëÿåòñÿ óðîâåíü ïðîèçâîäèòåëüíîñòè òðóäà, ïîýòîìó è ýêîíîìè÷åñêàÿ ýôôåêòèâíîñòü êàïèòàëüíûõ âëîæåíèé è íîâîé òåõíèêè äîëæíà ðàññìàòðèâàòüñÿ ñ òî÷êè çðåíèÿ äîñòèãàåìîé ïðîèçâîäèòåëüíîñòè è ýêîíîìèè â çàòðàòàõ îáùåñòâåííîãî òðóäà.

Îñíîâíûìè äåíåæíûìè ïîêàçàòåëÿìè äëÿ ðàñ÷åòà ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè ÿâëÿþòñÿ îáùèå êàïèòàëüíûå âëîæåíèÿ è óäåëüíûå âëîæåíèÿ íà åäèíèöó ïðîäóêöèè, ýêñïëóàòàöèîííûå ðàñõîäû è ñåáåñòîèìîñòü åäèíèöû ïðîäóêöèè.

Â êàïèòàëüíûå çàòðàòû âêëþ÷àþòñÿ âñå äåíåæíûå ðàñõîäû íà ñòðîèòåëüñòâî íîâûõ, à òàêæå íà ðàñøèðåíèå, ðåêîíñòðóêöèþ è ìîäåðíèçàöèþ äåéñòâóþùèõ îñíîâíûõ ôîíäîâ. Óäåëüíûìè êàïèòàëüíûìè âëîæåíèÿìè íàçûâàþò êàïèòàëüíûå çàòðàòû, îòíåñåííûå íà åäèíèöó ïðîäóêöèè.

Ê ýêñïëóàòàöèîííûì îòíîñÿòñÿ ðàñõîäû íà çàðàáîòàííóþ ïëàòó ñ íà÷èñëåíèÿìè, òîïëèâî, ýëåêòðîýíåðãèþ, ìàòåðèàëû, àìîðòèçàöèþ è ïðî÷èå.

Ðàñ÷åòû ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè äîëæíû îáÿçàòåëüíî äîïîëíÿòüñÿ àíàëèçîì êà÷åñòâåííûõ è êîëè÷åñòâåííûõ íàòóðàëüíûõ ïîêàçàòåëåé. Ê ÷èñëó íàòóðàëüíûõ ïîêàçàòåëåé îòíîñÿòñÿ ïðîèçâîäèòåëüíîñòü òðóäà, ñòåïåíü èñïîëüçîâàíèÿ îñíîâíûõ ôîíäîâ, íàäåæíîñòü, êà÷åñòâî ïðîäóêöèè, ðàñõîä òîïëèâà, ýíåðãèè è ò.ä.

Îñíîâíûì ïîêàçàòåëåì ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè ÿâëÿåòñÿ ãîäîâîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò, êîòîðûé îïðåäåëÿåòñÿ ñîïîñòàâëåíèåì ïðèâåäåííûõ çàòðàò ïî áàçîâîé è íîâîé òåõíèêå.

Ïðèâåäåííûå çàòðàòû ðàññ÷èòûâàþòñÿ ïî ôîðìóëå:

Ç = Ñ + Å_íÊ (3.1)

ãäå Ç - ïðèâåäåííûå çàòðàòû íà åäèíèöó ïðîäóêöèè (ðàáîòû), òåíãå;

Ñ - ñåáåñòîèìîñòü åäèíèöû ïðîäóêöèè (ðàáîòû), òåíãå;

Å_í - íîðìàòèâíûé êîýôôèöèåíò ýôôåêòèâíîñòè êàïèòàëüíûõ âëîæåíèé;

Ê - êàïèòàëüíûå âëîæåíèÿ â ïðîèçâîäñòâåííûå ôîíäû, òåíãå.

Äëÿ îáåñïå÷åíèÿ àäåêâàòíîãî â ìàñøòàáå âñåãî îáùåñòâåííîãî ïðîèçâîäñòâà ïîäõîäà ê îöåíêå ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè íîâîé òåõíèêè èñïîëüçóåòñÿ åäèíûé äëÿ âñåõ îòðàñëåé õîçÿéñòâà è ïðîìûøëåííîñòè íîðìàòèâíûé êîýôôèöèåíò ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè êàïèòàëüíûõ âëîæåíèé, ðàâíûé 0,15.

Âåëè÷èíà, îáðàòíàÿ êîýôôèöèåíòó ýôôåêòèâíîñòè êàïèòàëüíûõ âëîæåíèé, íàçûâàåòñÿ ñðîêîì îêóïàåìîñòè.

Ñðîê îêóïàåìîñòè - ïåðèîä âðåìåíè, â òå÷åíèå êîòîðîãî äîïîëíèòåëüíûå êàïèòàëüíûå âëîæåíèÿ ïî áîëåå äîðîãîìó âàðèàíòó îêóïÿòñÿ çà ñ÷åò ïîëó÷àåìîé ïðè ýòîì ýêîíîìèè íà ýêñïëóàòàöèîííûõ ðàñõîäàõ.

Ñðîê îêóïàåìîñòè îïðåäåëÿåòñÿ ïî ôîðìóëå:

Ò₀ = (Ê₂ - Ê₁) / (Ñ₁ - Ñ₂), (3.2)

ãäå Ê₁, Ê₂ - êàïèòàëüíûå âëîæåíèÿ äî è ïîñëå âíåäðåíèÿ íîâîé òåõíèêè, òåíãå;

Ñ₁, Ñ₂ - ñåáåñòîèìîñòü åäèíèöû ïðîäóêöèè äî è ïîñëå âíåäðåíèÿ íîâîé òåõíèêè, òåíãå.

Åñëè ñðîê îêóïàåìîñòè íîâîé òåõíèêè âûøå íîðìàòèâíîãî, òî îíà, êàê ïðàâèëî, íå èñïîëüçóåòñÿ, çà èñêëþ÷åíèåì ñëó÷àåâ, êîãäà ýòà íîâàÿ òåõíèêà óëó÷øàåò óñëîâèÿ òðóäà, òåõíèêó áåçîïàñíîñòè, ñàíèòàðíî-ãèãèåíè÷åñêèå óñëîâèÿ è ò.ï.

Â êà÷åñòâå áàçû ñðàâíåíèÿ ïðè ðàñ÷åòàõ ýêîíîìè÷åñêîé ýôôåêòèâíîñòè ïðèíèìàþòñÿ ïîêàçàòåëè ëó÷øåé òåõíèêè, ñïðîåêòèðîâàííîé â ñòðàíå, èìåþùåé íàèìåíüøèå ïðèâåäåííûå çàòðàòû â ðàñ÷åòå íà åäèíèöó ïðîäóêöèè (ðàáîòû), ïðîèçâîäèìîé ñ ïîìîùüþ ýòîé íîâîé òåõíèêè.

Â ñëó÷àÿõ, êîãäà êàïèòàëüíûå âëîæåíèÿ îñóùåñòâëÿþòñÿ â òå÷åíèå ðÿäà ëåò, íåîáõîäèìî ïðè ðàñ÷åòå ó÷èòûâàòü ôàêòîð âðåìåíè.

Ôàêòîð âðåìåíè ó÷èòûâàþò ïðèâåäåíèåì ê îäíîìó ìîìåíòó (íà÷àëó ðàñ÷åòíîãî ãîäà) åäèíîâðåìåííûõ (êàïèòàëüíûõ) è òåêóùèõ (ýêñïëóàòàöèîííûõ) çàòðàò íà ñîçäàíèå è èñïîëüçîâàíèå áàçîâîé è íîâîé òåõíèêè.

Ãîäîâîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò ðàññ÷èòûâàþò ïî ñëåäóþùèì ôîðìóëàì.

Äëÿ íîâûõ òåõíîëîãè÷åñêèõ ïðîöåññîâ, ìåõàíèçàöèè è àâòîìàòèçàöèè ïðîèçâîäñòâà, ñïîñîáîâ îðãàíèçàöèè ïðîèçâîäñòâà è òðóäà:

Ý = (Ç₁ - Ç₂) À₂ = ; (3.3)

Äëÿ ïðîèçâîäñòâà è ïðèìåíåíèÿ íîâûõ ñðåäñòâ òðóäà äîëãîâðåìåííîãî ïðèìåíåíèÿ (ìàøèíû, îáîðóäîâàíèå, ïðèáîðû è ò.ï.):

Ý = , (3.4)

ãäå Ç₁, Ç₂ - ïðèâåäåííûå çàòðàòû íà åäèíèöó ïðîäóêöèè ïî âàðèàíòàì;

À₂ - ãîäîâîé îáúåì ïðîèçâîäñòâà â ðàñ÷åòíîì ãîäó ïî ñðàâíèâàåìîìó âàðèàíòó, íàòóðàëüíûå åäèíèöû;

Â₁, Â₂ - ãîäîâûå îáúåìû ïðîäóêöèè (ðàáîòû), ïðîèçâîäèìûå ïðè èñïîëüçîâàíèè åäèíèöû ñîîòâåòñòâåííî áàçîâîãî è íîâîãî ñðåäñòâà òðóäà, íàò. åäèíèöû;

Ò₁, Ò₂ - ñðîêè ñëóæáû ïî âàðèàíòàì, ëåò;

Ê¹₁, Ê¹₂ - ñîïóòñòâóþùèå êàïèòàëüíûå âëîæåíèÿ ïî âàðèàíòàì â ðàñ÷åòå íà îáúåì ïðîäóêöèè (ðàáîòû), ïðîèçâîäèìîé ñ ïîìîùüþ åäèíèöû íîâîãî ñðåäñòâà òðóäà, òåíãå;

È₁, È₂ - ãîäîâûå ýêñïëóàòàöèîííûå çàòðàòû ïîòðåáèòåëÿ ïî âàðèàíòàì â ðàñ÷åòå íà îáúåì ïðîäóêöèè (ðàáîòû), ïðîèçâîäèìîé ñ ïîìîùüþ åäèíèöû íîâîãî ñðåäñòâà òðóäà, òåíãå.

Ïðè ïðîèçâîäñòâå è èñïîëüçîâàíèè íîâûõ èëè óñîâåðøåíñòâîâàííûõ ïðåäìåòîâ òðóäà (ìàòåðèàëû, äîëîòà, âåùåñòâà, ñûðüå è ò.ï.), à òàêæå ñðåäñòâ òðóäà ñî ñðîêîì ñëóæáû íå áîëå îäíîãî ãîäà ãîäîâîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò ðàññ÷èòûâàåòñÿ ïî ôîðìóëå:

Ý = , (3.5)

ãäå Ó₁, Ó₂ - óäåëüíûå ðàñõîäû ñîîòâåòñòâåííî áàçîâîãî è íîâîãî ïðåäìåòîâ òðóäà â ðàñ÷åòå íà åäèíèöó ïðîäóêöèè (ðàáîòû), âûïóñêàåìîé ïîòðåáèòåëåì, íàòóðàëüíûå åäèíèöû;

È¹₁, È¹₂ - çàòðàòû íà åäèíèöó ïðîäóêöèè (ðàáîòû), âûïóñêàåìîé ïîòðåáèòåëåì, ïî âàðèàíòàì, òåíãå.

Åñëè ïðè èñïîëüçîâàíèè íîâîé òåõíèêè íå òðåáóåòñÿ ñîïóòñòâóþùèõ çàòðàò, òî ôîðìóëû (3.3) - (3.5) ïðèìóò âèä:

Ý = (Ñ₁-Ñ₂) À₂; (3.6)

Ý = ; (3.7)

Ýôôåêòèâíîñòü íîâîé òåõíèêè îòðàæàåòñÿ â ñèñòåìå äåéñòâóþùèõ ðàñ÷åòíûõ ïîêàçàòåëåé ïðåäïðèÿòèé è îáúåäèíåíèé. Ïîýòîìó íàðÿäó ñ îïðåäåëåíèåì ãîäîâîãî ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà ðàññ÷èòûâàþò ïðèðîñò ïðèáûëè ñíèæåíèå ñåáåñòîèìîñòè, ýêîíîìèþ êàïèòàëüíûõ âëîæåíèé è ðîñò ïðîèçâîäèòåëüíîñòè òðóäà, ïîëó÷àåìûå çà ñ÷åò âíåäðåíèÿ íîâîé òåõíèêè.

3.3 Ðàñ÷åò ãîäîâîãî ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà îò âíåäðåíèÿ óñîâåðøåíñòâîâàíèÿ

Ðàñ÷åò ãîäîâîãî ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà îò èñïîëüçîâàíèÿ íîâîãî îáîðóäîâàíèÿ ïðîèçâåäåì ïî ôîðìóëå:

Ñåáåñòîèìîñòü ïðîèçâîäñòâà ïðåäëàãàåìîé êîíñòðóêöèè íîâîãî îáîðóäîâàíèÿ áîëüøå, ÷åì ñåáåñòîèìîñòü áàçîâîé ìîäåëè. Ýòî îáúÿñíÿåòñÿ ñëîæíîé êîíñòðóêöèåé íîâîãî êðàíà, ãàáàðèòàìè è ïð. Òàêèì îáðàçîì,

Ñ₁=150000 òåíãå - ñåáåñòîèìîñòü áàçîâîé ìîäåëè íîâîãî îáîðóäîâàíèÿ;

Ñ₂=200000 òåíãå - ñåáåñòîèìîñòü óñîâåðøåíñòâîâàííîé ìîäåëè.

Äëÿ ðàçðàáîòêè íîâîé êîíñòðóêöèè áûëè èçðàñõîäîâàíû åäèíîâðåìåííûå çàòðàòû íà ÍÈèÎÊÐ â ñóììå 3000 òåíãå. Ñ ó÷åòîì ïðèâåäåíèÿ èõ ïî ôàêòó âðåìåíè îíè ñîñòàâÿò â ðàñ÷åòå íà åäèíèöó íîâîãî ñðåäñòâà òðóäà:

Ê₂==3000 òåíãå,

ãäå 0,1 - íîðìàòèâ ïðèâåäåíèÿ ðàçíîâðåìåííûõ çàòðàò;

- ïåðèîä ðàçíîâðåìåííîñòè (êîëè÷åñòâî ëåò, îòäåëÿþùèå çàòðàòû äàííîãî ãîäà îò íà÷àëà ðàñ÷åòíîãî);

- ðàñ÷åòíûé îáúåì âûïóñêà íîâûõ ëåáåäîê, øò;

Ê₁ â ñâîå âðåìÿ ñîñòàâëÿëè 1800òåíãå.

Ïî ôîðìóëå (3.1) îïðåäåëèì çàòðàòû íà èçãîòîâëåíèå íîâîãî è áàçîâîãî ñðåäñòâ òðóäà:

Ç₁=150270 òåíãå;

Ç₂=200450 òåíãå.

ãäå

Ò_íàë=8760 ÷ - êàëåíäàðíîå âðåìÿ; - âðåìÿ ýêîíîìèè.

Ò_ýê= Ê_ð∙ (Ò_ð1-Ò_ð2) + (Ê_ð1-Ê_ð2) ∙Ò_ð,

Ê_ð=10 - ñðåäíåå êîëè÷åñòâî ðåìîíòîâ àãðåãàòà â ãîä;

Ò_ð1=8 ÷ - ñðåäíåå âðåìÿ äëÿ ìîíòàæíî-äåìîíòàæíûõ ðàáîò ïðè ðåìîíòå àãðåãàòà áàçîâûì êðàíîì;

Ò_ð2=5 ÷ - òî æå âðåìÿ ïðè ðåìîíòå íîâîãî îáîðóäîâàíèÿ;

Ê_ð1=4 - ñðåäíåå êîëè÷åñòâî ðåìîíòîâ îáîðóäîâàíèÿ áàçîâîé ìîäåëè â ãîä;

Ê_ð1=2 - ñðåäíåå êîëè÷åñòâî ðåìîíòîâ îáîðóäîâàíèÿ óñîâåðøåíñòâîâàííîé ìîäåëè;

Ò_ð=12 ÷ - ñðåäíåå âðåìÿ äëÿ ðåìîíòà îáîðóäîâàíèÿ ïðè íîâîé è óñîâåðøåíñòâîâàííîé ìîäåëÿõ.

Ò_ýê=6 ÷àñîâ.

Ð₁=1/Ò₁=1/15=0,06 ãîä^-1;

Ð₁=1/Ò₂=1/18=0,05 ãîä^-1

ãäå Ò₁ è Ò₂ - ñðîêè ñëóæáû ñîîòâåòñòâåííî áàçîâîé è íîâîé ìîäåëè.

Ê_ó÷== (0,06+0,15) / (0,05+0,15) =1,05 - êîýôôèöèåíò ó÷åòà èçìåíåíèÿ ñðîêà ñëóæáû íîâîãî ñðåäñòâà òðóäà ïî ñðàâíåíèþ ñ áàçîâûì.

È₁= (Ê_ð+ Ê_ð1) (Ò_ð+Ò_ð1) ∙n∙Ñ_ð,

È₂= (Ê_ð+ Ê_ð2) (Ò_ð+Ò_ð2) ∙n∙Ñ_ð,

ãäå Ñ_ð=2000 òåíãå - ðàñöåíêà 1 ÷àñà ðàáîòû ðåìîíòíîé áðèãàäû; n=4 ÷åë - ñîñòàâ áðèãàäû.

È₁=58500 òåíãå,

È₂=45500 òåíãå

Â äàííîì ðàñ÷åòå À₂=10 - ïëàíèðóåìûé îáúåì âûïóñêà óñîâåðøåíñòâîâàííîãî îáîðóäîâàíèÿ.

Òàêèì îáðàçîì, ãîäîâîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò îò âíåäðåíèÿ íîâûõ ìîäåëåé óñòàíîâîê ñîñòàâèò

Ý==13272039,3 òåíãå

Â ðàñ÷åòå íà åäèíèöó ñðåäñòâà òðóäà ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò ñîñòàâèò Ý₁=4424013,1 òåíãå.

Âûâîä:

Êîíñòðóêöèÿ ïðåäëàãàåìîãî îáîðóäîâàíèÿ ïîçâîëÿåò ïîâûñèòü íàäåæíîñòü ðàáîòû óñòàíîâêè â öåëîì, óâåëè÷èòü åãî ìåæðåìîíòíûé ïåðèîä. Â ðåçóëüòàòå óìåíüøàåòñÿ âðåìÿ íà ìîíòàæíûå ðàáîòû ïðè ðåìîíòå, ñáîðêå-ðàçáîðêå àãðåãàòà, ñîêðàùàþòñÿ ïðîñòîè îáîðóäîâàíèÿ. Âñå ýòî â êîíå÷íîì èòîãå ïðèâîäèò ê óâåëè÷åíèþ ãîäîâîãî ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà îò âíåäðåíèÿ îáîðóäîâàíèÿ.

Îñíîâíûå ôàêòîðû, ïðèâîäÿùèå ê ðîñòó ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà:

1) ñîêðàùåíèå âðåìåíè íà ìîíòàæíûå ðàáîòû ïðè ðåìîíòå, ñáîðêå-ðàçáîðêå àãðåãàòà, ñîêðàùåíèå ïðîñòîåâ;

2) óâåëè÷åíèå ñðîêà ñëóæáû íîâîé êîíñòðóêöèè;

3) óìåíüøåíèå ãîäîâûõ ýêñïëóàòàöèîííûõ çàòðàò ïîòðåáèòåëÿ.

Ñâîäíàÿ òàáëèöà òåõíèêî-ýêîíîìè÷åñêèõ ïîêàçàòåëåé

¹	Íàèìåíîâàíèå	Îáîçíà÷åíèå	Åä. èçì.	Äî âíåäðåíèÿ	Ïîñëå âíåäðåíèÿ
1	Ñåáåñòîèìîñòü	Ñ	òåíãå	11000000	12000000
2	Ïðèâåäåííûå çàòðàòû	Ç	òåíãå	11030000	12060000
3	Ñðåäíåå âðåìÿ ìîíòàæíî-äåìîíòàæíûõ ðàáîò ïðè ðåìîíòå îáîðóäîâàíèÿ â ãîä	Ò_ð	-	8	5

4	Ñðîê ñëóæáû	Ò	ëåò	2	3,5
5	Äîëè îò÷èñëåíèé îò áàëàíñîâîé ñòîèìîñòè	Ð	ãîä^-1	0,5	0,285714286
6	Ãîäîâûå èçäåðæêè ïîòðåáèòåëÿ	È	òåíãå	58500	45500
7	Íîðìàòèâíûé êîýôôèöèåíò	Å_í	-	0,15
8	Ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò â ðàñ÷åòå íà åäèíèöó ñðåäñòâà òðóäà	Ý₁	òåíãå	-	4424013,115

4. Îõðàíà òðóäà è îêðóæàþùåé ñðåäû

4.1 Îáùèå ñâåäåíèÿ îá îõðàíå òðóäà

Îñíîâíîå íàçíà÷åíèå îõðàíû òðóäà - ñîçäàíèå íà ïðåäïðèÿòèÿõ óñëîâèé, êîòîðûå îáåñïå÷èëè áû ïîëíóþ áåçîïàñíîñòü ïðîèçâîäñòâåííûõ ïðîöåññîâ, èñêëþ÷àþùèõ íåñ÷àñòíûå ñëó÷àè è ïðîôåññèîíàëüíûå çàáîëåâàíèÿ, íàïðàâëåííûå íà âñåìåðíîå îáëåã÷åíèå òðóäà è íàèëó÷øóþ ñàíèòàðíî-ãèãèåíè÷åñêóþ îáñòàíîâêó íà ïðîèçâîäñòâå.

Îõðàíà òðóäà ïîäðàçäåëÿåòñÿ íà òåõíè÷åñêóþ (ìåðîïðèÿòèÿ ïî ïðåäóïðåæäåíèþ íåñ÷àñòíûõ ñëó÷àåâ), ñàíèòàðíóþ (ìåðîïðèÿòèÿ ïî ïðîèçâîäñòâåííîé ñàíèòàðèè è ãèãèåíå òðóäà) è ïðàâîâóþ (òðóäîâîå çàêîíîäàòåëüñòâî). Ýòè ðàçäåëû, õîòÿ è èìåþò ñàìîñòîÿòåëüíîå çíà÷åíèå, òåñíî ñâÿçàíû è äîïîëíÿþò äðóã äðóãà. Ïîýòîìó âñå âîïðîñû îõðàíû òðóäà íà ïðîèçâîäñòâå äîëæíû ðåøàòüñÿ êîìïëåêñíî.

Ñèñòåìàòèçèðîâàíî èçëîæåííûå íîðìû ïî òðóäîâîìó ïðàâó ïðèâîäÿòñÿ â Çàêîíå î òðóäå (ÇOT), â êîòîðîì ïðåäóñìàòðèâàþòñÿ òàêæå ìåðîïðèÿòèÿ, îáåñïå÷èâàþùèå îçäîðîâëåíèå óñëîâèé òðóäà. Çàïðåùàåòñÿ ââîä â äåéñòâèå ïðåäïðèÿòèé áåç ðàçðåøåíèÿ îðãàíîâ íàäçîðà, ïðåäïèñûâàåòñÿ áåñïëàòíàÿ âûäà÷à ðàáî÷èì è ñëóæàùèì, çàíÿòûì íà ðàáîòàõ ñ âðåäíûìè èëè îïàñíûìè óñëîâèÿìè òðóäà, ñïåöîäåæäû, ñïåöîáóâè, ïðåäîõðàíèòåëüíûõ ïðèñïîñîáëåíèé, ñìûâàþùèõ èëè îáåçâðåæèâàþùèõ ñðåäñòâ, à òàêæå ìîëîêà èëè ñïåöèàëüíîãî ïèòàíèÿ. Âìåíÿåòñÿ â îáÿçàííîñòü àäìèíèñòðàöèè ïðîâîäèòü ìåäèöèíñêîå îñâèäåòåëüñòâîâàíèå ïåðñîíàëà, çàíÿòîãî íà ðàáîòàõ ñ" âðåäíûìè, òÿæåëûìè èëè îïàñíûìè óñëîâèÿìè òðóäà. Ðåãëàìåíòèðóåòñÿ òðóä æåíùèí è ïîäðîñòêîâ.

Îðãàíèçàöèÿ ðàáîòû â îáëàñòè îõðàíû òðóäà âîçëàãàåòñÿ íà îòäåëû èëè íà ñòàðøèõ èíæåíåðîâ ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè. Ðóêîâîäèòåëè ïðåäïðèÿòèé è îðãàíèçàöèé îáÿçàíû ñîçäàâàòü ðàáîòíèêàì ñëóæáû îõðàíû òðóäà íàäëåæàùèå óñëîâèÿ äëÿ ðàáîòû: îáåñïå÷èâàòü ñëóæåáíûìè ïîìåùåíèÿìè, àâòîòðàíñïîðòîì äëÿ îáñëåäîâàíèÿ ïðîìûøëåííûõ îáúåêòîâ, ïðèîáðåòàòü íåîáõîäèìóþ ëèòåðàòóðó. Îíè äîëæíû ñèñòåìàòè÷åñêè ïðîâîäèòü îðãàíèçàöèîííî-òåõíè÷åñêèå ìåðîïðèÿòèÿ ïî óëó÷øåíèþ ñîñòîÿíèÿ òåõíèêè áåçîïàñíîñòè è âûïîëíåíèþ ïðèêàçîâ, íàïðàâëåííûõ íà îáåñïå÷åíèå áåçîïàñíîé è áåçàâàðèéíîé ðàáîòû.

Ãëàâíûå (ñòàðøèå) èíæåíåðû èëè äðóãèå ðóêîâîäÿùèå ðàáîòíèêè ïðåäïðèÿòèé è îðãàíèçàöèé, âåäàþùèå âîïðîñàìè áåçîïàñíîñòè, íåñóò îòâåòñòâåííîñòü çà ðàçðàáîòêó îðãàíèçàöèîííî-òåõíè÷åñêèõ ìåðîïðèÿòèé è îñóùåñòâëåíèå ìåòîäè÷åñêîãî ðóêîâîäñòâà ñëóæáîé Îõðàíû òðóäà è òåõíèêè áåçîïàñíîñòè, à òàêæå çà ïðàâèëüíóþ ïîñòàíîâêó îáó÷åíèÿ ðàáî÷èõ è èíæåíåðíî-òåõíè÷åñêèõ ðàáîòíèêîâ áåçîïàñíûì ìåñòàì òðóäà.

Îðãàíèçàöèîííî-õîçÿéñòâåííûå ìåðîïðèÿòèÿ ïî îõðàíå òðóäà è ïðîìûøëåííîé ñàíèòàðèè ïðîâîäÿò ñîîòâåòñòâóþùèå ðóêîâîäèòåëè - íà÷àëüíèêè, óïðàâëÿþùèå, äèðåêòîðà.

Êîíòðîëü íàä ñîáëþäåíèåì è âûïîëíåíèåì ìåðîïðèÿòèé ïî îõðàíå òðóäà íà âñåõ ïðåäïðèÿòèÿõ âîçëàãàþòñÿ íà îðãàíû ãîñóäàðñòâåííîãî è îáùåñòâåííîãî íàäçîðà. Ôóíêöèè ãîñóäàðñòâåííîãî íàäçîðà âûïîëíÿþò òåõíè÷åñêèå èíñïåêöèè ïðîôñîþçîâ, Ãîñãîðòåõíàäçîð, Ãîñóäàðñòâåííàÿ ñàíèòàðíàÿ èíñïåêöèÿ, Ýíåðãîíàäçîð è äð.

Áîëüøóþ ðîëü â äåëå ñîçäàíèÿ íà ïðåäïðèÿòèÿõ çäîðîâûõ è áåçîïàñíûõ óñëîâèé òðóäà èãðàþò êîìèññèè è îáùåñòâåííûå èíñïåêòîðû ïî îõðàíå òðóäà. Êîìèññèÿ ïî îõðàíå òðóäà îáðàçóåòñÿ èç ÷èñëà ÷ëåíîâ ïðîôñîþçà - ðàáî÷èõ, èíæåíåðíî-òåõíè÷åñêèõ ðàáîòíèêîâ è ñëóæàùèõ è âîçãëàâëÿåòñÿ ÷ëåíîì ìåñòíîãî êîìèòåòà ïðåäïðèÿòèÿ, â öåõå - ÷ëåíîì öåõîâîãî êîìèòåòà.

Êîìèññèè äîëæíû îñóùåñòâëÿòü:

êîíòðîëü íàä âûïîëíåíèåì çàêîíîäàòåëüñòâà î òðóäå, ïðàâèë è èíñòðóêöèé ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè è ïðîìûøëåííîé ñàíèòàðèè è íàä ïðîâåäåíèåì ìåðîïðèÿòèé ïî ïðåäóïðåæäåíèþ íåñ÷àñòíûõ ñëó÷àåâ íà ïðîèçâîäñòâå è ïî ñíèæåíèþ çàáîëåâàåìîñòè;

êîíòðîëü îðãàíèçàöèè è êà÷åñòâà èíñòðóêòèðîâàíèÿ è îáó÷åíèÿ ðàáî÷èõ áåçîïàñíûì ïðèåìàì ðàáîòû, à òàêæå ñâîåâðåìåííîãî ñíàáæåíèÿ èõ ñïåöîäåæäîé, ñïåöîáóâüþ è èíäèâèäóàëüíûìè ñðåäñòâàìè çàùèòû.

Êîìèññèè ñîäåéñòâóþò âíåäðåíèþ â ïðîèçâîäñòâî áîëåå ñîâðåìåííîé òåõíîëîãèè, íîâîé òåõíèêè, àâòîìàòèçàöèè è ìåõàíèçàöèè ïðîèçâîäñòâåííûõ ïðîöåññîâ ñ öåëüþ ëèêâèäàöèè òÿæåëûõ ðó÷íûõ ðàáîò.

4.2 Ïëàíèðîâàíèå ìåðîïðèÿòèé ïî îõðàíå òðóäà, îðãàíèçàöèÿ è ïðîïàãàíäà áåçîïàñíûõ ìåòîäîâ òðóäà

Íåôòåãàçîäîáûâàþùèå ïðåäïðèÿòèÿ ïîñòîÿííî îñíàùàþòñÿ íîâîé òåõíèêîé, ìåíÿþòñÿ òåõíîëîãè÷åñêèå è òðóäîâûå ïðîöåññû, âíåäðÿþòñÿ ïåðåäîâûå ìåòîäû òðóäà. Â ñâÿçè ñ ýòèì âîçíèêàåò íåîáõîäèìîñòü ïîñòîÿííîãî îáó÷åíèÿ ðàáî÷èõ áåçîïàñíûì ìåòîäàì ðàáîòû, óìåíèþ îáðàùàòüñÿ ñ íîâûì ïðîèçâîäñòâåííûì îáîðóäîâàíèåì, ïðàâèëüíî è áåçîïàñíî âåñòè íîâûå òåõíîëîãè÷åñêèå ïðîöåññû. Ðàáî÷èå, îñâàèâàþùèå íîâóþ äëÿ íèõ ïðîôåññèþ, äîëæíû ïðîéòè îáó÷åíèå ïî ñïåöèàëüíîñòè â îáúåìå è â ñðîêè, óñòàíîâëåííûå ïðîãðàììàìè.

Õîðîøàÿ ïîñòàíîâêà îáó÷åíèÿ ðàáî÷èõ ïðàâèëàì òåõíèêè áåçîïàñíîñòè è áåçîïàñíûì ìåòîäàì òðóäà çíà÷èòåëüíî ñïîñîáñòâóåò áîðüáå ñ íåñ÷àñòíûìè ñëó÷àÿìè íà ïðåäïðèÿòèÿõ. Óïðàâëåíèþ è îáñëóæèâàíèþ àãðåãàòîâ, ìàøèí è ìåõàíèçìîâ ðàáî÷èå äîëæíû îáó÷àòüñÿ â ó÷åáíûõ çàâåäåíèÿõ ïðîôåññèîíàëüíî-òåõíè÷åñêîãî îáðàçîâàíèÿ èëè íà ñïåöèàëüíûõ êóðñàõ, îðãàíèçóåìûõ ó÷åáíî-êóðñîâûìè êîìáèíàòàìè. Îêîí÷èâøèì êóðñû è ñäàâøèì ýêçàìåíû äàþòñÿ óäîñòîâåðåíèÿ óñòàíîâëåííîé ôîðìû. Ïåðå÷åíü ïðîôåññèé, ïî êîòîðûì îáÿçàòåëüíî êóðñîâîå îáó÷åíèå ñ îòðûâîì îò ïðîèçâîäñòâà, îïðåäåëÿþòñÿ ñïåöèàëüíûì Ïîëîæåíèåì î äîïóñêå ðàáî÷èõ ê óïðàâëåíèþ è îáñëóæèâàíèþ îáîðóäîâàíèÿ.

Íà ïðåäïðèÿòèÿõ ðàáî÷èå ïðîõîäÿò ñîîòâåòñòâóþùèé èíñòðóêòàæ, îáúåì è ñîäåðæàíèå êîòîðîãî è ñðîê ñòàæèðîâêè äëÿ ðàáî÷èõ ïî êàæäîé ïðîôåññèè óñòàíàâëèâàåò ãëàâíûé èíæåíåð îáúåäèíåíèÿ, ïðåäïðèÿòèÿ èëè óïðàâëåíèÿ â çàâèñèìîñòè îò õàðàêòåðà ðàáîòû, íà êîòîðóþ íàïðàâëÿåòñÿ âíîâü ïðèíèìàåìûé èëè ïåðåâîäèòñÿ ðàáî÷èé. Îáúåì èíñòðóêòàæà äîëæåí áûòü íå ìåíåå 10 ÷àñîâ, à ñðîê ñòàæèðîâêè - íå ìåíåå 15 ðàáî÷èõ äíåé. Èíñòðóêòàæåì ïðåäóñìàòðèâàþòñÿ îáùèå âîïðîñè áåçîïàñíîñòè, óñòàíîâëåííûå äëÿ äàííîãî ïðåäïðèÿòèÿ, è ñïåöèàëüíûå âîïðîñû òåõíèêè áåçîïàñíîñòè, ñâÿçàííûå ñ âûïîëíåíèåì îòäåëüíûõ âèäîâ ðàáîò.

Èíñòðóêòàæ ïî îáùèì âîïðîñàì òåõíèêè áåçîïàñíîñòè äîëæíû ïðîâîäèòü èíæåíåð ïî ÒÁ, èëè ëèöî, íà êîòîðîå âîçëîæåíû ýòè îáÿçàííîñòè: ïî ñïåöèàëüíûì âîïðîñàì - ìàñòåð èëè íà÷àëüíèê ïðîèçâîäñòâåííîãî ó÷àñòêà, ïî ïðàâèëàì ïîæàðíîé áåçîïàñíîñòè è äðóãèì ñïåöèàëüíûì âîïðîñàì - ñîîòâåòñòâóþùèå ñïåöèàëèñòû.

Ïðîøåäøèé ïðîèçâîäñòâåííîå îáó÷åíèå (ñòàæèðîâêó) è èíñòðóêòàæ ðàáî÷èé äîïóñêàåòñÿ ê ñàìîñòîÿòåëüíîé ðàáîòå òîëüêî ïîñëå ïðîâåðêè åãî çíàíèé ýìèññèåé ïîä ïðåäñåäàòåëüñòâîì ãëàâíîãî èíæåíåðà ïðåäïðèÿòèÿ ñ ó÷àñòèå ìàñòåðà èëè íà÷àëüíèêà öåõà, ìåõàíèêà, ýíåðãåòèêà, èíæåíåðà ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè.

Âñå ðàáî÷èå íå ðåæå îäíîãî ðàçà â ãîä äîëæíû ïðîõîäèòü ïîâòîðíûé èíñòðóêòàæ ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè è ïîäâåðãàòüñÿ ïðîâåðêå çíàíèé êîìèññèåé, ñîñòàâ êîòîðîé ïðèâåäåí âûøå. Ïðè ââåäåíèè íîâûõ òåõíîëîãè÷åñêèõ ïðîöåññîâ è ìåòîäîâ òðóäà, âíåäðåíèè íîâûõ âèäîâ îáîðóäîâàíèÿ è ìåõàíèçìîâ, à òàêæå ïðè ââåäåíèè â äåéñòâèå íîâûõ ïðàâèë è èíñòðóêöèè ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè ðàáî÷èå äîëæíû ïðîéòè äîïîëíèòåëüíîå îáó÷åíèå è èíñòðóêòàæ. Ðåçóëüòàòû âñåõ âèäîâ èíñòðóêòàæà è ïðîâåðêè çíàíèé ðàáî÷èõ ïðè ïîëîæèòåëüíîé îöåíêå çàíîñÿòñÿ â êàðòîòåêó èíñòðóêòàæà ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè, êîòîðóþ ïîäïèñûâàþò âñå ÷ëåíû êîìèññèè è ñàì èíñòðóêòèðóåìûé

Ñóùåñòâåííîå çíà÷åíèå èìååò ìàññîâàÿ ïðîïàãàíäà îõðàíû òðóäà; ôîðìû åå ðàçíîîáðàçíû.

4.3 Àñïåêòû îõðàíû îêðóæàþùåé ñðåäû

Îõðàíà îêðóæàþùåé ïðèðîäíîé ñðåäû è ðàöèîíàëüíîå èñïîëüçîâàíèå åå ðåñóðñîâ áûëà è îñòàåòñÿ îäíîé èç àêòóàëüíåéøèõ ïðîáëåì ñîâðåìåííîñòè.

Âûäåëÿþò ñëåäóþùèå îñíîâíûå àñïåêòû îõðàíû îêðóæàþùåé ñðåäû: ýêîëîãè÷åñêèé, òåõíèêî-ýêîíîìè÷åñêèé è ñîöèàëüíî-ïîëèòè÷åñêèé.

Ýêîëîãè÷åñêèé àñïåêò ïðèðîäîîõðàíåíèÿ ñîñòîèò â îáåñïå÷åíèè íà Çåìëå áëàãîïðèÿòíûõ áèîëîãè÷åñêèõ óñëîâèé æèçíè ÷åëîâåêà â íàñòîÿùåì è áóäóùåì. Ðåøåíèå êîìïëåêñà çàäà÷ ýòîé ïðîáëåìû ñâîäèòñÿ ê ñîõðàíåíèþ è óëó÷øåíèþ áèîñâÿçåé æèâîòíîãî è ðàñòèòåëüíîãî ìèðà ñ îêðóæàþùåé èõ ïðèðîäîé. Ðîñò ÷èñëåííîñòè ëþäåé, ñîêðàùåíèå ïëîùàäåé ðàñòèòåëüíîãî ïîêðîâà ïëàíåòû è îãðàíè÷åííîñòü ðåçåðâîâ ìíîãèõ, íåîáõîäèìûõ äëÿ ñóùåñòâîâàíèÿ ÷åëîâå÷åñêîãî îáùåñòâà ïðèðîäíûõ áîãàòñòâ ïðèäàþò ýêîëîãè÷åñêîìó àñïåêòó îõðàíû ïðèðîäû ïåðâîñòåïåííóþ ðîëü.

Ñîõðàíåíèå, âîññòàíîâëåíèå è ïðåîáðàçîâàíèå ñðåäû îáèòàíèÿ ëþäåé â íàïðàâëåíèè, íåîáõîäèìîì äëÿ îáåñïå÷åíèÿ æèçíè è ïîòðåáíîñòåé ÷åëîâå÷åñòâà, òðåáóþò ñîçäàíèÿ è ñîâåðøåíñòâîâàíèÿ ñîîòâåòñòâóþùèõ ïðîèçâîäèòåëüíûõ ñèë äëÿ óïðàâëåíèÿ âçàèìîäåéñòâèåì ÷åëîâåêà ñ ïðèðîäîé.

Òåõíèêî-ýêîíîìè÷åñêèé àñïåêò çàêëþ÷àåòñÿ â ðàöèîíàëüíîì âûáîðå òåõíîëîãèè ïðîèçâîäñòâåííûõ ïðîöåññîâ, òåõíè÷åñêèõ ñðåäñòâ, îáåñïå÷èâàþùèõ ïðè íàèìåíüøèõ ýêîíîìè÷åñêèõ çàòðàòàõ ðåàëèçàöèþ íåîáõîäèìûõ ïðèðîäîîõðàííûõ ìåðîïðèÿòèé.

Ñîöèàëüíî-ïîëèòè÷åñêèé àñïåêò. Ðåçóëüòàòû âîçäåéñòâèÿ ÷åëîâåêà íà ïðèðîäó íåîáõîäèìî ðàññìàòðèâàòü íå òîëüêî â ñâåòå ðàçâèòèÿ òåõíè÷åñêîãî ïðîãðåññà è ðîñòà íàñåëåíèÿ, íî è â çàâèñèìîñòè îò ñîöèàëüíûõ óñëîâèé, â êîòîðûõ îíè ïðîÿâëÿþòñÿ; ðàçëè÷íûì îáùåñòâåííî-ýêîíîìè÷åñêèì ñèñòåìàì ñâîéñòâåííû ðàçíûå îòíîøåíèÿ ÷åëîâåêà ñ ïðèðîäíîé ñðåäîé.

Â îáùåì ñìûñëå ïîä ïîíÿòèåì "ïðèðîäà" ïðîíèìàþò Âñåëåííóþ, îäíàêî âî ìíîãèõ ñëó÷àÿõ, â ÷àñòíîñòè ïðè èçó÷åíèè ïðîáëåìû ïðèðîäîîõðàíåíèÿ, ïîëüçóþòñÿ óçêèì, óòèëèòàðíûì ïîíÿòèåì ïðèðîäû, îãðàíè÷èâàÿ åå æèâûì ìèðîì è íåæèâîé ìàòåðèåé íàøåé ïëàíåòû. Æèâàÿ ñîñòàâëÿþùàÿ Çåìëè ïðåäñòàâëåíà ìèðîì ðàñòåíèé, æèâîòíûõ è ìèêðîîðãàíèçìîâ. Íåæèâûì êîìïîíåíòîì ÿâëÿåòñÿ àòìîñôåðà, ãèäðîñôåðà è ëèòîñôåðà.

Îáëàñòü îáèòàíèÿ æèâûõ îðãàíèçìîâ íàçûâàþò "áèîñôåðîé" - ñôåðîé æèçíè. Áèîñôåðà ïðåäñòàâëÿåò ñîáîé îòíîñèòåëüíóþ òîíêóþ îáîëî÷êó æèçíè íà Çåìëå - îíà çàíèìàåò íèæíþþ ÷àñòü àòìîñôåðû, ðàñïðîñòðàíÿþùóþñÿ íà âûñîòó 12-15 êì, âñþ âîäíóþ ñðåäó ïëàíåòû è åå íåäðà äî ãëóáèíû 2-3 êì.

Ìåæäó æèâîé è íåæèâîé ñðåäîé ñóùåñòâóåò âçàèìîñâÿçü, êîòîðàÿ ïðîÿâëÿåòñÿ â ïåðâóþ î÷åðåäü â áèîãåííîé ìèãðàöèè àòîìîâ, ò.å. â êðóãîâîðîòå âåùåñòâ è ïåðåðàñïðåäåëåíèè ýíåðãèè ïðè ó÷àñòèè âñåõ íàñåëÿþùèõ Çåìëþ îðãàíèçìîâ. Æèâûå îðãàíèçìû èçìåíÿþò ñîñòàâ àòìîñôåðû, ãèäðîñôåðû è ëèòîñôåðû, ñïîñîáñòâóþò ïåðåðàñïðåäåëåíèþ õèìè÷åñêèõ ýëåìåíòîâ, íàêîïëåíèþ îðãàíè÷åñêîãî ìàòåðèàëà, îáðàçîâàíèþ ïî÷âåííîãî ñëîÿ è ìåñòîðîæäåíèé ðÿäà ïîëåçíûõ èñêîïàåìûõ. Ñîâîêóïíîñòü â òîì èëè èíîì ó÷àñòêå ïðèðîäíîé ñðåäû æèâûõ è íåæèâûõ êîìïîíåíòîâ, âçàèìîäåéñòâóþùèõ ìåæäó ñîáîé, ïîëó÷èëà íàçâàíèå ýêîíîìè÷åñêîé ñèñòåìû; íàóêà î âçàèìîñâÿçè îðãàíèçìîâ ìåæäó ñîáîé è êîñíîé (íåîðãàíè÷åñêîé) ñðåäîé íàçûâàþò ýêîëîãèåé.

Äëÿ ïðåäóïðåæäåíèÿ ïðàâîíàðóøåíèé â îáëàñòè îõðàíû ïðèðîäû èñïîëüçóåòñÿ ñèñòåìà ïîëèòè÷åñêèõ, ïðàâîâûõ, îðãàíèçàöèîííûõ, ýêîíîìè÷åñêèõ, ìàòåðèàëüíî-òåõíè÷åñêèõ è èäåîëîãè÷åñêèõ ìåðîïðèÿòèé. Ê íèì îòíîñÿòñÿ: ðàçðàáîòêà ïðèðîäîîõðàíèòåëüíîé ïîëèòèêè ãîñóäàðñòâà è óñòàíîâëåíèå ñîîòâåòñòâóþùèõ ôîðì ìåæäóíàðîäíîãî ñîòðóäíè÷åñòâà; ñîâåðøåíñòâîâàíèå ôîðì ìåæäóíàðîäíîãî ïðèðîäîîõðàíèòåëüíîãî çàêîíîäàòåëüñòâà; âûäåëåíèå çíà÷èòåëüíûõ àññèãíîâàíèé íà îõðàíó ïðèðîäû; ñòðîèòåëüñòâî ïðèðîäîîõðàííûõ ñîîðóæåíèé; øèðîêàÿ ïðîïàãàíäà îõðàíû ïðèðîäû, ïðèîáðåòåíèå íîâûõ íàâûêîâ è çíàíèé â îáëàñòè ðàöèîíàëüíîãî èñïîëüçîâàíèÿ ïðèðîäíûõ ðåñóðñîâ.

Îäíèì èç ýëåìåíòîâ óïðàâëåíèÿ îõðàíîé ïðèðîäû ÿâëÿåòñÿ ïðèâëå÷åíèå ê îòâåòñòâåííîñòè íàðóøèòåëåé ïðèðîäîîõðàííîãî çàêîíîäàòåëüñòâà. Ê îòâåòñòâåííîñòè ìîãóò ïðèâëåêàòüñÿ ïðåäïðèÿòèÿ, îðãàíèçàöèè, ó÷ðåæäåíèÿ èõ äîëæíîñòíûå ëèöà è ãðàæäàíå. Ïðàâîíàðóøåíèÿ â îáëàñòè îõðàíû àòìîñôåðû, çåìåëü, íåäð, âîä, æèâîòíîãî è ðàñòèòåëüíîãî ìèðà âëåêóò çà ñîáîé ìàòåðèàëüíóþ, àäìèíèñòðàòèâíóþ, äèñöèïëèíàðíóþ, óãîëîâíóþ îòâåòñòâåííîñòü.

4.4 Òðåáîâàíèÿ ê òåõíîëîãèè äîáû÷è íåôòè è ê îáîðóäîâàíèþ

Áåçîïàñíîñòü òðóäà â áîëüøîé ñòåïåíè çàâèñèò îò ñîâåðøåíñòâà òåõíîëîãèè äîáû÷è íåôòè è óðîâíÿ òåõíè÷åñêîé îñíàùåííîñòè íåôòåãàçîäîáûâàþùåãî ïðåäïðèÿòèÿ. Áîëåå áåçîïàñíûìè ñ÷èòàþòñÿ íåïðåðûâíûå çàêðûòûå ìåõàíèçèðîâàííûå è àâòîìàòèçèðîâàííûå òåõíîëîãè÷åñêèå ïðîöåññû äîáû÷è, ñáîðà è ïåðâè÷íîé îáðàáîòêè ïðîäóêöèè íåôòÿíûõ ñêâàæèí. Íîðìàòèâû ïî òåõíèêå áåçîïàñíîñòè äëÿ íåôòåäîáûâàþùåãî îáîðóäîâàíèÿ ÷åòêî îïðåäåëÿþò åãî íàçíà÷åíèå, óñëîâèÿ èñïîëüçîâàíèÿ, ðàáî÷èå ïàðàìåòðû, ñðîê ñëóæáû, ìåæðåìîíòíûå ïåðèîäû, òðåáîâàíèÿ ê ìåõàíè÷åñêîé ïðî÷íîñòè, ãåðìåòè÷íîñòè, íàäåæíîñòè, îãðàæäåíèþ îïàñíûõ çîí, îñíàùåíèþ ÊÈÏ, ðåãóëÿòîðàìè è àðìàòóðîé, ñòîéêîñòè ê àãðåññèâíîìó è àáðàçèâíîìó âîçäåéñòâèþ, óñòîé÷èâîñòè ê îïðîêèäûâàíèþ, à òàêæå ïðåäåëüíî äîïóñòèìûå òåìïåðàòóðû íàãðåâà èëè îõëàæäåíèþ, óðîâåíü øóìà, àìïëèòóäû âèáðàöèè. Âñå òåõíè÷åñêèå ðåøåíèÿ äîëæíû îáåñïå÷èâàòü íîðìàëüíûå óñëîâèÿ òðóäà, óäîáñòâî, áåçîïàñíîñòü è áåçâðåäíîñòü ìîíòàæà, îáñëóæèâàíèÿ ïðè ýêñïëóàòàöèè è ðåìîíòà. Ïðè êîíñòðóèðîâàíèè îáîðóäîâàíèÿ òðåáîâàíèÿ òåõíèêè áåçîïàñíîñòè ó÷èòûâàþòñÿ íàðÿäó ñ òðåáîâàíèÿìè òåõíîëîãèè è ýêîíîìèêè.

Ýðãîíîìèêà îïðåäåëÿåò ðàöèîíàëüíîå ðàáî÷åå ïîëîæåíèå ðàáîòàþùèõ, ðàáî÷èõ óñëîâèÿ, íåîáõîäèìóþ áûñòðîòó ðåàêöèé âçàèìîäåéñòâèå ÷åëîâåêà ñ ìàøèíàìè, ìåõàíèçìàìè è èíñòðóìåíòîì, êîíñòðóêöèþ è ðàçìåùåíèå îðãàíîâ óïðàâëåíèÿ.

Òåõíè÷åñêàÿ ýñòåòèêà îïðåäåëÿåò ôîðì) è öâåò ïðåäìåòîâ, èíòåðüåð ïðîèçâîäñòâåííûõ ïîìåùåíèé, äîõîä÷èâîñòü è íàãëÿäíîñòü ïðåäóïðåäèòåëüíûõ îêðàñîê, çíàêîâ, íàäïèñåé. Îêðàñêà îãðàæäàþùèõ ïîâåðõíîñòåé ïîìåùåíèé è îáîðóäîâàíèÿ äîëæíà ñîçäàâàòü îïòèìàëüíûé öâåòîâîé êëèìàò íîðìàëüíóþ îñâåùåííîñòü, êîìôîðòíûå òåï íîâûå îùóùåíèÿ ðàáîòàþùèõ. Ýòî äîñòèãàåòñÿ èñïîëüçîâàíèåì ñâåòëûõ, ÿðêèõ êîíòðàñòíûõ, õîëîäíûõ, òåïëûõ èëè íåéòðàëüíûõ òîíîâ öâåòîâîé îòäåëêè â ñîîòâåòñòâèè ñ äåéñòâóþùèìè ñòðîèòåëüíûì íîðìàìè. Íàïðèìåð, îïàñíûå â òðàâìàòè÷åñêîì îòíîøåíèè êàáèíû è îáîéìû öâåòîâûõ ìîñòîâûå êðàíîâ îêðàøèâàþò ÷åðåäóþùèìèñÿ âåðòèêàëüíûìè æåëòûìè è ÷åðíûì ïîëîñàìè, ðåçêî âûäåëÿþùèìèñÿ íà îêðóæàþùåì ôîíå. Òðóáîïðîâîäû äëÿ îõëàæäàþ ùåé âîäû âíóòðè íàñîñíûõ è êîìïðåññîðíûõ îêðàøèâàþò â òåìíî-çåëåíûé öâåò, äëÿ âîçäóõà - â ãîëóáîé, äëÿ ìàñëà - â ñâåòëî êîðè÷íåâûé, äëÿ âîäû, èñïîëüçóåìîé ïðè òóøåíèè ïîæàðîâ, - â îðàíæåâûé. Áàëëîíû äëÿ ñæàòûõ è ñæèæåííûõ ãàçîâ òàêæå èìåþò ñòàíäàðòíûå ïðåäóïðåäèòåëüíûå îêðàñêè íàäïèñè: äëÿ êèñëîðîäà - ãîëóáàÿ (íàäïèñü ÷åðíàÿ), äëÿ àöåòèëåíà - áåëà (íàäïèñü êðàñíàÿ), äëÿ àçîòà - ÷åðíàÿ (íàäïèñü æåëòàÿ), äëÿ ãîðþ÷èõ ñæèæåííûõ ãàçîâ - êðàñíàÿ (íàäïèñü áåëàÿ) è ò.ä.

Âûáîð êîíñòðóêöèîííûõ ìàòåðèàëîâ äåëàåòñÿ ñ ó÷åòîì èõ ìåõàíè÷åñêèõ ñâîéñòâ (ïðåäåëû ïðî÷íîñòè, òåêó÷åñòè, óñòàëîñòè, óäàðíàÿ âÿçêîñòü è äð.). ×åòêî îïðåäåëÿþòñÿ äîïóñêè ïðè èçãîòîâëåíèè ýëåìåíòîâ îáîðóäîâàíèÿ (îâàëüíîñòü, ðàçíîñòåííîñòü, ñìåùåíèå êðîìîê è äð.). Ìåõàíè÷åñêèå ðàñ÷åòû äåëàþòñÿ òîëüêî ïî ïðîâåðåííûì ôîðìóëàì, âêëþ÷åííûì â íîðìàòèâíûå äîêóìåíòû. Îñîáîå âíèìàíèå óäåëÿåòñÿ îáåñïå÷åíèþ òðåáóåìîãî êà÷åñòâà ñâàðêè ìåòàëëîâ, øèðîêî ïðèìåíÿåìîé ïðè èçãîòîâëåíèè è ìîíòàæå ñåïàðàòîðîâ, òðóáîïðîâîäîâ, ðåçåðâóàðîâ. Ðåêîìåíäóþòñÿ òîëüêî ïðîâåðåííûå ïðàêòèêîé ïðîìûøëåííûå ñïîñîáû ñâàðêè. Êîíòðîëü ñâàðíûõ ñîåäèíåíèé ïðîâîäèòñÿ âíåøíèì îñìîòðîì äëÿ âûÿâëåíèÿ òðåùèí, íàïëûâîâ, ïîäðåçîâ, íîçäðåâàòîñòè, ïîðèñòîñòè, ñìåùåíèÿ êðîìîê, îòñòóïëåíèé îò ïðîåêòíûõ ðàçìåðîâ øâà, à òàêæå ìåõàíè÷åñêèìè èñïûòàíèÿìè è ìåòàëëîãðàôè÷åñêèìè èññëåäîâàíèÿìè âûðåçàííûõ îáðàçöîâ, ïðîñâå÷èâàíèåì øâîâ è ãèäðàâëè÷åñêèìè èñïûòàíèÿìè àïïàðàòîâ è òðóáîïðîâîäîâ ïîä äàâëåíèåì, íà 25 - 50% ïðåâûøàþùèì ðàáî÷åå.

Äëÿ èçìåðåíèÿ äàâëåíèÿ ðåêîìåíäóåòñÿ ïðèìåíÿòü ìàíîìåòðû êëàññà òî÷íîñòè íå íèæå 2,5 ñ òàêîé øêàëîé, ÷òîáû ïðè ðàáî÷åì äàâëåíèè ñòðåëêè íàõîäèëèñü â åå ñðåäíåé òðåòè. Íà øêàëå äîëæíà áûòü îòìåòêà (êðàñíàÿ ÷åðòà èëè ïðèïàÿííàÿ ê êîðïóñó ïëàñòèíêà), ñîîòâåòñòâóþùàÿ íàèáîëüøåìó äîïóñêàåìîìó äàâëåíèþ. ×òîáû ïîêàçàíèÿ ìàíîìåòðà áûëè îò÷åòëèâî âèäíû, åãî ñëåäóåò óñòàíàâëèâàòü íà âèäíîì, õîðîøî îñâåùåííîì ìåñòå òàê, ÷òîáû åãî øêàëà íàõîäèëàñü â âåðòèêàëüíîé ïëîñêîñòè ñ íàêëîíîì âïåðåä äî 30'. Íîìèíàëüíûé äèàìåòð ìàíîìåòðà äîëæåí áûòü íå ìåíåå 160 ìì ïðè óñòàíîâêå íà âûñîòå äî 2 - 5 ì.

×òîáû èñêëþ÷èòü îïàñíîå ïîâûøåíèå äàâëåíèÿ â àïïàðàòàõ è ãàçîïðîâîäàõ, ïðèìåíÿþò ãðóçîâûå èëè ïðóæèííûå ïðåäîõðàíèòåëüíûå êëàïàíû, ïðîïóñêíàÿ ñïîñîáíîñòü êîòîðûõ äëÿ ãàçîâ èëè ïàðîâ îïðåäåëÿåòñÿ ïî ôîðìóëå, ðåêîìåíäóåìîé ïðàâèëàìè Ãîñãîðòåõíàäçîðà:

ãäå à - êîýôôèöèåíò ðàñõîäà; F - íàèìåíüøàÿ ïëîùàäü ñå÷åíèÿ ïðîòî÷íîé ÷àñòè êëàïàíà, ìì²; Â - êîýôôèöèåíò, îïðåäåëÿåìûé â çàâèñèìîñòè îò îòíîøåíèÿ ð₂: ð₁ è ïîêàçàòåëÿ àäèàáàòû; ð₁, ð₂ - äàâëåíèå ïåðåä è çà ïðåäîõðàíèòåëüíûì êëàïàíîì, êãñ/ñì²; g_{1 -}ïëîòíîñòü ñðåäû ïðè äàâëåíèè è òåìïåðàòóðå ïåðåä êëàïàíîì, êã/ì³.

Îïàñíûå çîíû âáëèçè äâèæóùèõñÿ ÷àñòåé îáîðóäîâàíèÿ äîëæíû èìåòü ñïëîøíîå, ñåò÷àòîå èëè ïåðèëü÷àòîå îãðàæäåíèå. Ðàçìåðû îòâåðñòèé ñåòîê, ðàñïîëîæåííûõ íà ðàññòîÿíèè 80 ìì îò äâèæóùèõñÿ äåòàëåé, äîëæíû áûòü íå áîëåå 14õ14 ìì, à ïðè ðàññòîÿíèè áîëåå 80 ìì - 30õ30 ìì. Ïåðèëü÷àòûå îãðàæäåíèÿ óñòàíàâëèâàþòñÿ íà ðàññòîÿíèè íå áëèæå 600 ìì îò äâèæóùèõñÿ ÷àñòåé.

Äëÿ îáñëóæèâàíèÿ îáîðóäîâàíèÿ íà âûñîòå áîëåå 750 ìì óñòðàèâàþò ïëîùàäêè è ëåñòíèöû èç ðèôëåíîãî èëè ïðîñå÷íî-âûòÿæíîãî æåëåçà. Øèðèíà ìàðøåâîé ëåñòíèöû äîëæíà áûòü íå ìåíåå 650 ìì, óãîë åå íàêëîíà ê ãîðèçîíòàëüíîé ïîâåðõíîñòè - íå áîëåå 60', âûñîòà ñòóïåíåé - 250 ìì, óêëîí ñòóïåíåé âíóòðü - 2 - 5⁰. Ìàðøåâûå ëåñòíèöû äîëæíû èìåòü ïåðèëà âûñîòîé 1000 ìì, ñðåäíþþ ïëàíêó è íèæíþþ îáøèâêó âûñîòîé 200 ìì. Ïëîùàäêè øèðèíîé íå ìåíåå 700 ìì äîëæíû èìåòü ïåðèëà âûñîòîé 1250 ìì ñî ñðåäíåé ïëàíêîé è íèæíèì áîðòîì âûñîòîé 200 ìì. Äîïóñêàåòñÿ äëÿ íåðåãóëÿðíîãî ïîëüçîâàíèÿ ïðèìåíÿòü ëåñòíèöû-ñòðåìÿíêè øèðèíîé íå ìåíåå 600 ìì ñî ñòóïåíüêàìè ÷åðåç 350 ìì, ñ äóãîâûìè îãðàæäåíèÿìè ÷åðåç 800 ìì, ñ ðàçìåðîì äóã â ñâåòó íå ìåíåå 700 ìì è íå áîëåå 800 ìì.

Îáîðóäîâàíèå, êîíòðîëèðóåìîå èíñïåêöèåé Êîòëîíàäçîðà, ìîæåò áûòü èçãîòîâëåíî òîëüêî ïî ñïåöèàëüíîìó ðàçðåøåíèþ è ïîä åå êîíòðîëåì. Îíî ðåãèñòðèðóåòñÿ è ïîäâåðãàåòñÿ òåõíè÷åñêèì îñâèäåòåëüñòâîâàíèÿì (îñìîòðû, èñïûòàíèÿ).

Õàðàêòåðèñòèêà îáîðóäîâàíèÿ óêàçûâàåòñÿ â ïàñïîðòàõ. Åãî ñîñòîÿíèå ïåðèîäè÷åñêè ïðîâåðÿåòñÿ ðàçëè÷íûìè òåõíè÷åñêèìè èñïûòàíèÿìè (îïðåññîâêà, ïðîâåðêà íàïðÿæåíèé, äåôåêòîñêîïèÿ è äð.).

Îòâåòñòâåííîé îïåðàöèåé ÿâëÿåòñÿ îñâîåíèå íåôòÿíûõ ñêâàæèí. Ñ öåëüþ îáåñïå÷åíèÿ áåçîïàñíîñòè ñêâàæèíû îñâàèâàþò ïî óòâåðæäåííîìó ïëàíó è òîëüêî ïîñëå òîãî, êàê çàêîí÷àò óñòàíîâêó îáîðóäîâàíèÿ íà óñòüå. Ðàáîòû ïî ïåðôîðàöèè âûïîëíÿþòñÿ ïðè ñòðîãîì ñîáëþäåíèè ïðàâèë áåçîïàñíîñòè. Ýòè ðàáîòû íåëüçÿ ïðîèçâîäèòü âî âðåìÿ ãðîçû, ïóðãè, áóðàíà, ñèëüíîãî òóìàíà, ïðè î÷åíü íèçêîé òåìïåðàòóðå. Èõ âûïîëíÿþò òîëüêî â äíåâíîå âðåìÿ ïî óòâåðæäåííîìó òåõíè÷åñêîìó ïðîåêòó. Ïåðåä ïåðôîðèðîâàíèåì íà óñòüå ñêâàæèíû óñòàíàâëèâàþò ïðîòèâîâûáðîñíóþ çàäâèæêó, êîòîðóþ òùàòåëüíî ïðîâåðÿþò è îïðåññîâûâàþò. Øòóðâàë çàäâèæêè ñ óêàçàòåëÿìè ïîëîæåíèÿ çàïîðíîãî îðãàíà âûâîäèòñÿ íå ìåíåå ÷åì íà 10 ì îò ñêâàæèíû â ñòîðîíó îò âûêèäíûõ ëèíèé è îãðàæäàåòñÿ ùèòîì ñ íàâåñîì

Ñ áîëüøîé îñòîðîæíîñòüþ ïðîâîäèòñÿ ñâàáèðîâàííèå íåôòÿíûõ ñêâàæèí. Ïðè ýòîé îïåðàöèè îòêëþ÷àþòñÿ ýëåêòðîëèíèè, ïîäâåäåííûå ê ñêâàæèíå. Ïîäúåìíèê óñòàíàâëèâàþò ñ íàâåòðåííîé ñòîðîíû íà ðàññòîÿíèè íå ìåíåå 25 ì îò óñòüÿ. Ïðè ïîÿâëåíèè ïðèçíàêîâ ôîíòàíèðîâàíèÿ ñâàá èç ñêâàæèíû äîëæåí áûòü íåìåäëåííî ïîäíÿò.

Óñòüå ôîíòàííûõ è êîìïðåññîðíûõ ñêâàæèí îáîðóäóåòñÿ ñòàíäàðòíîé àðìàòóðîé, ðàáî÷åå äàâëåíèå êîòîðîé äîëæíî ñîîòâåòñòâîâàòü îæèäàåìîìó ìàêñèìàëüíîìó ýêñïëóàòàöèîííîìó äàâëåíèþ. Äî è ïîñëå óñòàíîâêè àðìàòóðó íåîáõîäèìî îïðåññîâûâàòü ïîä ïðîáíûì äàâëåíèåì. Àðìàòóðà äîëæíà ìîíòèðîâàòüñÿ ñ ïîëíûì êîìïëåêòîì øïèëåê, áîëòîâ è íà óïëîòíåíèÿõ, ïðåäóñìîòðåííûõ òåõíè÷åñêèìè óñëîâèÿìè íà ïîñòàâêó àðìàòóðû. Äëÿ îáñëóæèâàíèÿ âîçâûøàþùåéñÿ àðìàòóðû ñîîðóæàþò ïëîùàäêè ñ ëåñòíèöàìè è ïåðèëàìè. Åñëè ïðè áóðíûõ íåôòåãàçîïðîÿâëåíèÿõ âîçíèêàåò îïàñíàÿ âèáðàöèÿ àðìàòóðû, òî åå óêðåïëÿþò àíêåðíûìè áîëòàìè ñ îòòÿæêàìè.

Ñíèæàòü çàòðóáíîå äàâëåíèå ãàçà ðàçðåøàåòñÿ òîëüêî ïðè ïîìîùè øòóöåðà ÷åðåç âòîðóþ îò êðåñòîâèêà çàäâèæêó ïðè îòêðûòîé ïåðâîé. Ïåðåä ñìåíîé øòóöåðà íåîáõîäèìî ïîñëå ïåðåâîäà ñòðóè íà ðåçåðâíûé âûêèä ïóòåì ïåðåêëþ÷åíèÿ ñîîòâåòñòâóþùèõ çàäâèæåê ñíèçèòü äàâëåíèå çà øòóöåðîì äî àòìîñôåðíîãî ïðè ïîìîùè âåíòèëÿ íà ëèíèè.

Äëÿ îáëåã÷åíèÿ ñíÿòèÿ è óñòàíîâêè ôîíòàííîé àðìàòóðû ïðèìåíÿåòñÿ ïðèñïîñîáëåíèå ÂÍÈÈÒÁ.

Ïðè êîìïðåññîðíîé ýêñïëóàòàöèè íåôòÿíûõ ñêâàæèí ñåðüåçíîå âíèìàíèå óäåëÿåòñÿ îáåñïå÷åíèþ áåçîïàñíîãî îáñëóæèâàíèÿ êîìïðåññîðíûõ óñòàíîâîê è ãàçî - èëè âîçäóõîðàñïðåäåëèòåëüíûõ áóäîê. Êîìïðåññîðû äîëæíû áûòü ñíàáæåíû ìàíîìåòðàìè, îáðàòíûìè è ïðåäîõðàíèòåëüíûìè êëàïàíàìè, àâòîìàòè÷åñêèìè îòêëþ÷àþùèìè óñòðîéñòâàìè è ñèãíàëèçàöèåé. Íà íèõ ðàñïðîñòðàíÿþòñÿ îáùèå ïðàâèëà óñòðîéñòâà è áåçîïàñíîé ýêñïëóàòàöèè ïðîìûøëåííûõ êîìïðåññîðíûõ óñòàíîâîê. Íà ãàçîâûõ è âîçäóøíûõ ëèíèÿõ óñòàíàâëèâàþò ñåïàðàòîðû, ìàñëîîòäåëèòåëå, õîëîäèëüíèêè, ôèëüòðû. Ñìîíòèðîâàííûå òðóáîïðîâîäû ïîäâåðãàþòñÿ ãèäðàâëè÷åñêîé îïðåññîâêå íà ïîëóòîðàêðàòíîå ðàáî÷åå äàâëåíèå.

Êîìïðåññîðû â êîìïðåññîðíîì öåõå óñòàíàâëèâàþò íà ïðî÷íûõ ôóíäàìåíòàõ, ðàññòîÿíèå ìåæäó êîòîðûìè äîëæíî áûòü íå ìåíåå 15 ì. Âñå äâèæóùèåñÿ ÷àñòè îãðàæäàþòñÿ. Ïðè âîäÿíîì îõëàæäåíèè êîìïðåññîðîâ ïåðåïàä òåìïåðàòóðû âîäû íå äîëæåí ïðåâûøàòü 15'Ñ. Äëÿ ñìàçêè êîìïðåññîðîâ íóæíî èñïîëüçîâàòü ÷èñòîå ñòàíäàðòíîå êîìïðåññîðíîå ìàñëî ñ òåìïåðàòóðîé âñïûøêè íå ìåíåå 240'Ñ. Âîçäóøíûå êîììóíèêàöèè äîëæíû î÷èùàòüñÿ îò ìàñëÿíûõ îòëîæåíèé ïðîìûâêîé âîäíûì ðàñòâîðîì ñóëüôàíîëà ÷åðåç êàæäûå äâà ìåñÿöà ðàáîòû êîìïðåññîðà.

Ñîäåðæàíèå âîçäóõà â ãàçîâîçäóøíîé ñìåñè, ïîñòóïàþùåé íà ïðèåì êîìïðåññîðà, íå äîëæíî ïðåâûøàòü 60% îáúåìí. ïðè äàâëåíèè 5 ÌÏà, 35% - ïðè 10 ÌÏà, 30% - ïðè 20 ÌÏà, 20% - ïðè 35 ÌÏà.

Îñíîâíîé îïàñíîñòüþ â ãàçîðàñïðåäåëèòåëüíûõ áóäêàõ ÿâëÿåòñÿ âîçìîæíîñòü ñêîïëåíèÿ âíóòðè èõ íåôòÿíîãî ãàçà. Ýòà îïàñíîñòü óñòðàíÿåòñÿ ïîääåðæàíèåì ãåðìåòè÷íîñòè îáîðóäîâàíèÿ è âåíòèëÿöèåé ïîìåùåíèé. Áóäêè íåîáõîäèìî íà çèìó óòåïëÿòü, ÷òîáû èñêëþ÷èòü çàìåðçàíèå êîíäåíñàòà â áàòàðåÿõ. Íà ðàñïðåäåëèòåëüíûõ ëèíèÿõ â ïîíèæåííûõ òî÷êàõ ÷åðåç êàæäûå 100 - 200 ì óñòàíàâëèâàþò âëàãîîòäåëèòåëè (êîíäåíñàöèîííûå ãîðøêè). Çàìåðçøèå ëèíèè îòîãðåâàþò òîëüêî ãîðÿ÷åé âîäîé èëè ïàðîì.

Ïðè ãëóáèííî-íàñîñíîì ñïîñîáå ýêñïëóàòàöèè íåôòÿíûõ ñêâàæèí ïî ñðàâíåíèþ ñ äðóãèìè ñïîñîáàìè îòìå÷åíî íàèáîëüøåå ÷èñëî íåñ÷àñòíûõ ñëó÷àåâ. Ýòî îáóñëîâëåíî íàëè÷èåì äâèæóùèõñÿ è òîêîâåäóùèõ ÷àñòåé ñòàíêà-êà÷àëêè, íåîáõîäèìîñòüþ ñìàçêè, îáñëóæèâàíèÿ, ÷àñòîé ñìåíû è ðåìîíòà óçëîâ è äåòàëåé. Îïàñíîñòè óñòðàíÿþòñÿ ïðè íàäåæíîì îãðàæäåíèè âñåõ äâèæóùèõñÿ ÷àñòåé è ïðîâåäåíèè ñìàçêè, íàëàäêè, è ðåìîíòà îáîðóäîâàíèÿ ïðè ïîëíîé îñòàíîâêå ñòàíêà-êà÷àëêè.

Âî ÂÍÈÈÒÁ ðàçðàáîòàíî òðè âàðèàíòà òèïîâûõ îãðàæäåíèé øàòóííî-êðèâîøèïíîãî ìåõàíèçìà è êëèíîðåìåííîé ïåðåäà÷è ñòàíêîâ-êà÷àëîê íîðìàëüíîãî ðÿäà:

) â âèäå êîìïëåêòà èç äåâÿòè ïëîñêèõ ùèòîâ, ñîåäèíÿåìûõ áîëòàìè;

) îãðàæäåíèå ñâàðíîé êîíñòðóêöèè èç äâóõ ðåøåò÷àòûõ êîðûòîîáðàçíûõ ùèòîâ, ïðèêðåïëÿåìûõ ê ðàìå áîëòàìè;

) èçãîòîâëÿåìîå â ïîëåâûõ óñëîâèÿõ îãðàæäåíèå èç îòðàáîòàííûõ òðóá è øòàíã.

Îãðàæäåíèå êëèíîðåìåííîé ïåðåäà÷è ïðåäñòàâëÿåò ñîáîé êîæóõ èç ëèñòîâîé ñòàëè òîëùèíîé 4 ìì äëÿ ëîáîâîé ñòåíêè è 3 ìì äëÿ áîêîâîé.

Äëÿ óñòðàíåíèÿ îïàñíîñòè ïàäåíèÿ ñ âûñîòû ïðè âûïîëíåíèè ðàáîò ïî ñíÿòèþ êàíàòíîé ïîäâåñêè è íàäåâàíèþ åå âî ÂÍÈÈÒÁ ðàçðàáîòàíà êîíñòðóêöèÿ ñòàöèîíàðíîé îäíîñòîðîííåé ïëîùàäêè. Öåíòðàëèçîâàííàÿ ñìàçêà ñòàíêà ãàðàíòèðóåò áåçîïàñíîå âûïîëíåíèå ýòîé îïåðàöèè.

Íîðìàëüíàÿ ðàáîòà ñòàíêà îáåñïå÷èâàåòñÿ íàäåæíûì óðàâíîâåøèâàíèåì áàëàíñèðà ðîòîðíûìè ïðîòèâîâåñàìè, óñòàíîâêà è ñíÿòèå êîòîðûõ ÿâëÿþòñÿ òðóäîåìêîé è îïàñíîé ðàáîòîé. Ýòà ðàáîòà äîëæíà áûòü ìåõàíèçèðîâàíà. Ïðèìåíåíèå ïîâîðîòíîé ãîëîâêè áàëàíñèðà âìåñòî îòêèäíîé ÿâëÿåòñÿ áîëåå áåçîïàñíûì òåõíè÷åñêèì ðåøåíèåì.

Ïðè ýêñïëóàòàöèè ñêâàæèí ïîãðóæíûìè öåíòðîáåæíûìè ýëåêòðîíàñîñàìè îïàñíûìè îïåðàöèÿìè ÿâëÿþòñÿ íàìîòêà è ðàçìîòêà êàáåëÿ, ñïóñê è. ïîäúåì ïîãðóæíîãî àãðåãàòà, ïîãðóçêà, âûãðóçêà è òðàíñïîðòèðîâêà îáîðóäîâàíèÿ. Âñå ýòè ðàáîòû äîëæíû áûòü ìåõàíèçèðîâàíû. Äëÿ îïåðàöèé ñ êàáåëåì ïðåäíàçíà÷åíî óñòðîéñòâî, ñîñòîÿùåå èç ïðèâîäà è áàðàáàíà íà ñàíÿõ. Ïåðåâîçÿò îáîðóäîâàíèå íà ñïåöèàëüíî îñíàùåííîì øàññè àâòîìàøèíû ÇÈË-151.

Ìíîãî ýôôåêòèâíûõ ïðèñïîñîáëåíèé, øèðîêîå èñïîëüçîâàíèå êîòîðûõ ïîâûøàåò óðîâåíü áåçîïàñíîñòè òðóäà, ðàçðàáîòàíî ðàöèîíàëèçàòîðàìè ÍÃÄÓ. Ê íèì îòíîñÿòñÿ ïðèñïîñîáëåíèÿ è óñòðîéñòâà äëÿ ñìåíû øòóöåðîâ, âûïðåññîâêè ïàëüöåâ êðèâîøèïîâ ñòàíêîâ-êà÷àëêè, ñáðîñà ãàçà èç çàòðóáíîãî ïðîñòðàíñòâà, òðàíñïîðòèðîâêè ñòàíêîâ-êà÷àëîê, ïîäúåìà ãîëîâêè áàëàíñèðà ñî øòàíãàìè ïðè îáðûâå øàòóíà, ïåðåäâèæåíèÿ ðîòîðíûõ ãðóçîâ ñòàíêà-êà÷àëêè, ïðîôèëàêòè÷åñêîãî îñìîòðà ñòàíêîâ-êà÷àëîê.

Î÷èñòêà òðóá îò îòëîæåíèé ïàðàôèíà ïðîâîäèòñÿ ñ ïîìîùüþ ïàðîïåðåäâèæíûõ óñòàíîâîê (ÏÏÓ), ðàñïîëàãàåìûõ íà ðàññòîÿíèè íå ìåíåå 25 ì îò óñòüÿ ñêâàæèí. Èõ íåëüçÿ ðàçìåùàòü ïîä âîçäóøíûìè ýëåêòðîëèíèÿìè. Âûõëîïíàÿ òðóáà îò äâèãàòåëÿ ÏÏÓ ñíàáæàåòñÿ ãëóøèòåëåì ñ èñêðîãàñèòåëåì è âûâîäèòñÿ íà âûñîòó íå ìåíåå 2 ì îò ïëàòôîðìû àãðåãàòà. Íà ïàðîïðîâîäå, ïðåäâàðèòåëüíî îïðåññîâàííîì íà äàâëåíèå, â 1,5 ðàçà ïðåâûøàþùåå ìàêñèìàëüíîå ðàáî÷åå, îáÿçàòåëüíî óñòàíàâëèâàåòñÿ ïðåäîõðàíèòåëüíûé êëàïàí.

Ïðè ÷èñòêå ïàðàôèíîâûõ ïðîáîê â ñêâàæèíàõ ñêðåáêè ñïóñêàþòñÿ è ïîäíèìàþòñÿ ÷åðåç ëóáðèêàòîðû ñ îòòÿæíûìè ðîëèêàìè äëÿ ïðîâîëîêè.

Êèñëîòíàÿ îáðàáîòêà ñêâàæèí äîëæíà îñóùåñòâëÿòüñÿ ñïåöèàëüíî ïîäãîòîâëåííîé áðèãàäîé ïîä ðóêîâîäñòâîì ìàñòåðà. Ñòàöèîíàðíûå åìêîñòè äëÿ õðàíåíèÿ ñîëÿíîé êèñëîòû äîëæíû èìåòü ïðîòèâîêîððîçèîííîå ïîêðûòèå è ñíàáæàòüñÿ ïåðåêà÷åííûìè ñðåäñòâàìè äëÿ ñëèâà è íàëèâà êèñëîòû. Áóòûëè ñ êèñëîòîé íåîáõîäèìî õðàíèòü, ïåðåâîçèòü è ïåðåíîñèòü â ïëåòåíûõ êîðçèíàõ èëè äåðåâÿííûõ ÿùèêàõ ñ ðó÷êàìè. Äëÿ âûëèâàíèÿ êèñëîòû èç áóòûëåé â ìåðíèê îáîðóäóåòñÿ óäîáíàÿ äëÿ äâóõ ðàáî÷èõ ïëîùàäêà ñ òðàïîì è ïåðèëàìè. Íåðàçáàâëåííóþ êèñëîòó ñëåäóåò âûëèâàòü â âîäó, à íå íàîáîðîò. Íà êðûøêå ìåðèíêà äîëæíî áûòü íå ìåíåå äâóõ îòâåðñòèé ñ êîçûðüêàìè è ðåøåòêàìè: îäíî äëÿ çàëèâà êèñëîòû, äðóãîå, äëÿ îòâîäà åå ïàðîâ. Íà ìåñòå ðàáîòû ñ êèñëîòîé äîëæåí áûòü íåîáõîäèìûé çàïàñ âîäû. Ïîñëå îêîí÷àíèÿ ðàáîò ïî çàêà÷êå êèñëîòû â ïëàñò âñå îáîðóäîâàíèå è êîììóíèêàöèè ñëåäóåò òùàòåëüíî ïðîìûòü âîäîé.

Ãèäðàâëè÷åñêèé ðàçðûâ ïëàñòîâ òàêæå ïðîâîäèòñÿ ñïåöèàëüíî ïîäãîòîâëåííîé áðèãàäîé. Åñëè äàâëåíèå ðàçðûâà ïðåâûøàåò äîïóñòèìîå äëÿ ýêñïëóàòàöèîííîé êîëîííû, òî ñëåäóåò ïðèìåíÿòü çàùèòíûé ïàêåð. Ìåñòî óñòàíîâêè àãðåãàòîâ äëÿ ãèäðîðàçðûâà äîëæíî áûòü ïîäãîòîâëåíî. Àãðåãàòû óñòàíàâëèâàþò íà ðàññòîÿíèè íå ìåíåå 10 ì îò óñòüÿ ñêâàæèíû òàê, ÷òîáû èõ êàáèíû íå áûëè îáðàùåíû ê ñêâàæèíå.

Êàæäûé àãðåãàò ñîåäèíÿåòñÿ ñ öåìåíòèðîâî÷íîé ãîëîâêîé òðóáàìè èëè øëàíãàìè âûñîêîãî äàâëåíèÿ ñ îáðàòíûìè êëàïàíàìè.

Íà íàñîñàõ äîëæíû áûòü ìàíîìåòðû è òàðèðîâàííûå ïðåäîõðàíèòåëüíûå óñòðîéñòâà ñ âûêèäàìè ïîä àãðåãàò. Ê öåìåíòèðîâî÷íîé ãîëîâêå ïðèñîåäèíÿþòñÿ óêàçûâàþùèé è ðåãèñòðèðóþùèé ìàíîìåòðû, âûíåñåííûå ïðè ïîìîùè èìïóëüñíûõ òðóáîê íà áåçîïàñíîå ðàññòîÿíèå. Ïðîäàâî÷íûå òðóáîïðîâîäû ïðåäâàðèòåëüíî îïðåññîâûâàþò íà ïîëóòîðàêðàòíîå äàâëåíèå îò ìàêñèìàëüíî âîçìîæíîãî ïðè ãèäðîðàçðûâå.

Âûõëîïíûå òðóáû àãðåãàòîâ ñíàáæàþòñÿ ãëóøèòåëÿìè, èñêðîãàñèòåëÿìè è íåéòðàëèçàòîðàìè ÿäîâèòûõ ãàçîâ. Âî âðåìÿ çàêà÷êè è ïðîäàâêè æèäêîñòè ïðèñóòñòâèå ëþäåé âáëèçè óñòüÿ ñêâàæèíû è òðóáîïðîâîäîâ çàïðåùàåòñÿ. Ïóñê àãðåãàòîâ ðàçðåøàåòñÿ òîëüêî ïîñëå óäàëåíèÿ âñåõ íåçàíÿòûõ ëþäåé çà ïðåäåëû îïàñíîé çîíû. Ïåðåä îòñîåäèíåíèåì òðóáîïðîâîäîâ ñëåäóåò çàêðûòü êðàíû íà öåìåíòèðîâî÷íîé ãîëîâêå è ñíèçèòü äàâëåíèå â òðóáàõ äî àòìîñôåðíîãî. Îñòàòêè æèäêîñòè ðàçðûâà è íåôòè ñëèâàþò â ïðîìêàíàëèçàöèþ, íåôòåëîâóøêó èëè ñáîðíóþ åìêîñòü.

Áåçîïàñíàÿ ýêñïëóàòàöèÿ îáîðóäîâàíèÿ äëÿ ñáîðà, ïîäãîòîâêè, õðàíåíèÿ è òðàíñïîðòèðîâêè íåôòè è ãàçà îáåñïå÷èâàåòñÿ ñòðîãèì âûïîëíåíèåì òåõíè÷åñêèõ óñëîâèé, ñòðîèòåëüíûõ íîðì è ïðàâèë è ïðîåêòíûõ ðåøåíèé, õîðîøèì êà÷åñòâîì ñòðîèòåëüíî-ìîíòàæíûõ ðàáîò, ïîääåðæàíèåì íåîáõîäèìîé ãåðìåòè÷íîñòè îáîðóäîâàíèÿ è òðóáîïðîâîäîâ, ïðåäóïðåæäåíèåì êîððîçèè, ñâîåâðåìåííûì óñòðàíåíèåì óòå÷åê, ñîáëþäåíèåì ñðîêîâ ðåìîíòîâ è òåõíè÷åñêèõ îñâèäåòåëüñòâîâàíèé, ïîñòîÿííûì íàäçîðîì çà èñïðàâíîñòüþ îáîðóäîâàíèÿ.

Çàêëþ÷åíèå

Äèïëîìíûé ïðîåêò âêëþ÷àåò íåñêîëüêî ðàçäåëîâ: ãåîëîãè÷åñêàÿ ÷àñòü, òåõíè÷åñêàÿ ÷àñòü, ýêîíîìè÷åñêàÿ ÷àñòü, ðàçäåë îõðàíû òðóäà è îêðóæàþùåé ñðåäû.

Â ãåîëîãè÷åñêîé ÷àñòè ïðèâîäÿòñÿ ëèòîëîãî-ñòðàòèãðàôè÷åñêàÿ õàðàêòåðèñòèêà, òåêòîíèêà, íåôòåíîñíîñòü, õàðàêòåðèñòèêà òîëùèí, êîëëåêòîðñêèõ ñâîéñòâ ïðîäóêòèâíûõ ãîðèçîíòîâ è èõ íåîäíîðîäíîñòü, ñîñòàâ è ñâîéñòâà íåôòè â ïîâåðõíîñòíûõ óñëîâèÿõ. Â òåõíè÷åñêîé ÷àñòè ïðèâîäÿòñÿ îñîáåííîñòè êîíñòðóêöèè âèíòîâûõ ýëåêòðîíàñîñîâ, àâòîìàòèçèðîâàííàÿ ãðóïïîâàÿ çàìåðíàÿ óñòàíîâêà, Òðåáîâàíèÿ è ðåêîìåíäàöèè ê ñèñòåìå ñáîðà, òðàíñïîðòà è ïîäãîòîâêè íåôòè è ðàñ÷åò øòàíã âåðõíåïðèâîäíûõ âèíòîâûõ íàñîñîâ.

Â äèïëîìíîì ïðîåêòå ïðåäëàãàþ ñâîþ óñîâåðøåíñòâîâàííóþ êîíñòðóêöèþ ãèäðîäèíàìè÷åñêîãî ãåíåðàòîðà, ïðèíöèï åãî ðàáîòû è ò.ï., èìåþùóþ íîâèçíó, óëó÷øàþùóþ òåõíèêî-ýêîíîìè÷åñêóþ õàðàêòåðèñòèêó áàçîâîé ìîäåëè. Ïðè ýòîì ïðåäëàãàåìàÿ êîíñòðóêöèÿ îöåíèâàåòñÿ ñ òåõíè÷åñêîé, òåõíîëîãè÷åñêîé, ýêîíîìè÷åñêîé òî÷êè çðåíèÿ. Êîíå÷íûì ðåçóëüòàòîì ÿâëÿåòñÿ îïðåäåëåíèÿ ãîäîâîãî ýêîíîìè÷åñêîãî ýôôåêòà, êîòîðûé äîëæåí áûòü âûøå. Êîíñòðóêöèÿ óñîâåðøåíñòâîâàííîé âèíòîâîãî íàñîñà ïîçâîëÿåò óâåëè÷èòü ðåñóðñ. Â ðåçóëüòàòå ñîêðàùàþòñÿ ïðîñòîè, ñâÿçàííûå ñ ðåìîíòîì.

Â ýêîíîìè÷åñêîé ÷àñòè äàåòñÿ îöåíêà óñîâåðøåíñòâîâàííîé êîíñòðóêöèè ñ ýêîíîìè÷åñêîé òî÷êè çðåíèÿ. Ðàññ÷èòûâàåòñÿ ãîäîâîé ýêîíîìè÷åñêèé ýôôåêò, äàåòñÿ ñðàâíèòåëüíàÿ õàðàêòåðèñòèêà ÒÝÏ.

Â çàêëþ÷èòåëüíîì ðàçäåëå ïðèâîäèòñÿ îñíîâíûå àñïåêòû îõðàíû òðóäà è îêðóæàþùåé ñðåäû.

Ñïèñîê èñïîëüçîâàííîé ëèòåðàòóðû

1. ×åêàëþê Ý.Á. Òåðìîäèíàìèêà íåôòÿíîãî ïëàñòà.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1965.

. Àìáàðöóìÿí À.Ï., Êðþ÷êèíà Ñ.Á., Íèêèòèí Ï.È. Âòîðè÷íûå ìåòîäû äîáû÷è íåôòè.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1965.

. Àìåëèí È.Ä. Îïûò èññëåäîâàíèÿ ñêâàæèí ñ öåëüþ îïðåäåëåíèÿ ïàðàìåòðîâ íåôòÿíûõ ïëàñòîâ.Ì., ÃÎÑÈÍÒÈ, 1962.

. Àìèðîâ À.Ä. Äîáû÷à íåôòè. Áàêó, Àçãèç, 1963.

. Àìèÿí Â.À. Ïîâûøåíèå ïðîèçâîäèòåëüíîñòè ñêâàæèí.Ì., Ãîñòîï - òåõèçäàò, 1961.

. Àìèÿí Â.À., Ì ó ð à â ü å â Â.Ì. Òåõíè÷åñêèé ïðîãðåññ â äîáû÷å íåôòè.Ì., Ãîñòîïòåõèçäàò, 1962.

. Áàáàëÿí Ã.À. Ïðèìåíåíèå ïîâåðõíîñòíî-àêòèâíûõ âåùåñòâ â íåôòÿíîé ïðîìûøëåííîñòè.Ì., ÂÍÈÈÎÝÍÃ, 1966.

. Áàëàêèðîâ Þ.À. Îïûò ñîâåðøåíñòâîâàíèÿ ìåòîäîâ èññëåäîâàíèÿ ñêâàæèí è ïëàñòîâ. Áàêó, Àçåðíåôòíåøð, 1963.

. Áåëîâ È.Ã. Èññëåäîâàíèå ðàáîòû ãëóáèííûõ íàñîñîâ äèíàìîãðàôîì. Ì.,) Ãîñòîïòåõèçäàò, 1960.

. Áîãäàíîâ À.À. Ïîãðóæíûå öåíòðîáåæíûå ýëåêòðîíàñîñû äëÿ äîáû÷è íåôòè.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1968.

. Áóçèíîâ Ñ.Í., Ó ì ð è õ è í È.Ä. Èññëåäîâàíèå ïëàñòîâ è ñêâàæèí ïðè óïðóãîì ðåæèìå ôèëüòðàöèè.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1964.

. Åðîíèí Â.À. è äð. Ýêñïëóàòàöèÿ ñèñòåìû çàâîäíåíèÿ ïëàñòîâ.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1967.

. Æóêîâ À.È., ×åðíîâ Á.Ñ., Á àç ëîâ Ì.Í. Ýêñïëóàòàöèÿ íåôòÿíûõ ìåñòîðîæäåíèé.Ì., Ãîñòîïòåõèçäàò, 1961.

. Èîàêèì Ã. Äîáû÷à íåôòè è ãàçà.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1966.

. Êàçàê À.Ñ. Ïîãðóæíûå ïîðøíåâûå áåñøòàíãîâûå íàñîñû ñ ãèäðîïðèâîäîì.Ì., Ãîñòîïòåõèçäàò, 1961.

. Êàðàïåòîâ Ê.À., Áàëàêèðîâ Þ.À., Êðîëü Â.Ñ. Ðàöèîíàëüíàÿ ýêñïëóàòàöèÿ ìàëîäåáèòíûõ íåôòÿíûõ ñêâàæèí.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1966.

. Êîâàëåíê î Ê.È. Íîâûå ìåòîäû ðàçðàáîòêè è íåôòåîòäà÷è ïëàñòîâ.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1964.

. Êîëãàíîâ Â.È., Ñóðãó÷åâ Ì.Ë., Ñàçîíîâ Ï.Ô. Îáâîäíåíèå íåôòÿíûõ ñêâàæèí è ïëàñòîâ.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1965.

. Êðàôò Á.Ñ., Õîêèí ñ Ì.Ô. Ïðèêëàäíîé êóðñ òåõíîëîãèè äîáû÷è íåôòè.Ì., Ãîñòîïòåõèçäàò, 1963.

. Êðûëîâ À.Â. Îäíîâèíòîâûå íàñîñû.Ì., Ãîñòîïòåõèçäàò, 1962. ~1. Ëàâðóøêî Ï.Í. Ïîäçåìíûé ðåìîíò íåôòÿíûõ ñêâàæèí. Ì.,

Ãîñòîïòåõèçäàò, 1961.

. Ëàâðóøêî Ï.Í., Ìóðàâüåâ Â.Ì. Ýêñïëóàòàöèÿ íåôòÿíûõ è ãàçîâûõ ñêâàæèí.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1964.

. Ëîã èíîâ Á.Ã., Áëàæåâ è÷ Â.À. Ãèäðàâëè÷åñêèé ðàçðûâ ïëàñòîâ.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1966.

. Ëîãèíîâ Á.Ã., Ìàëûøåâ Ë.Ã., Ãàðèôóëëèí Ø.Ñ. Ðóêîâîäñòâî ïî êèñëîòíûì îáðàáîòêàì ñêâàæèí.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1965. '

. Ìåëèêáåêîâ À.Ñ. Òåîðèÿ è ïðàêòèêà ãèäðàâëè÷åñêîãî ðàçðûâà.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1967.

. Ìóðàâüåâ È.Ì., À áä ó ëè í Ô.Ñ. Îñâîåíèå è èññëåäîâàíèå íàãíåòàòåëüíûõ ñêâàæèí.Ì., Ãîñòîïòåõèçäàò, 1963.

. Ìóðàâüåâ È.Ì. è äð. Ðàçðàáîòêà è ýêñïëóàòàöèÿ íåôòÿíûõ è ãàçîâûõ ìåñòîðîæäåíèé. Èçä.3-å.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1970.

. Ìóðàâüå â È.Ì., Ìèùåíêî È.Ò. Íàñîñíàÿ ýêñïëóàòàöèÿ ñêâàæèí çà ðóáåæîì.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1967.

. Ìóðàâüåâ Â.Ì., Ñ å ð å ä à Í.Ã. Îñíîâû íåôòÿíîãî è ãàçîâîãî äåëà.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1967. /

. Îràíîâ Ê.À. Îñíîâû òåïëîâîãî âîçäåéñòâèÿ íà ïëàñò.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1967.

. Îðêèè Ê.Ã., Þð÷óê À.Ì. Ðàñ÷åòû â òåõíîëîãèè è òåõíèêå äîáû÷è íåôòè.Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1967.

. Ïðîê È.Þ. Ñîâåðøåíñòâîâàíèå òåõíèêè ýêñïëóàòàöèè íåôòÿíûõ ñêâàæèí. Ì., èçä-âî "Íåäðà", 1968.

Ðàçìåùåíî íà Allbest.ru