Рекомендации по улучшению показателей добычи нефти по ТПП "Котовонефтегаз"

Продолжительность фонтанирования скважин, как известно, в основном определяется величинами рабочего забойного давления, устьевого (буферного) давления, газового фактора, давления насыщения нефти газом, обводненности добываемой продукции, а также диаметра спущенных в скважину лифтовых труб.

Влияние пластового и устьевого давлений на дебит жидкости и обводненность добываемой продукции применительно к условиям евлановско-ливенского горизонта Котовского месторождения представлено на рис.3.3 на примере скв.22, прекратившей фонтанирование при пластовом давлении 269бар (26.9МПа) и обводненности добываемой продукции более 0.6.

Рис.3.3

Выполненные по программе VFPi расчеты показали, что снижение пластового давления с 280бар (28,0МПа) до 270бар (27.0МПа) при объемной обводненности продукции 0.55 и устьевом давлении 40бар (4.0МПа) по этой скважине приводит к снижению дебита жидкости со 140 до 80мі/сут (рис.3.3), после чего при дальнейшем увеличении обводненности с 0.55 до 0.60 и пластовом давлении 270бар дебит жидкости снижается до 20мі/сут, а при обводненности более 0.60 скважина прекращает фонтанирование, что имело место на практике.

Рис.3.4

Более детальный анализ полученных данных показывает возможность продления сроков фонтанирования с помощью регулирования устьевого давления. Так, в данных условиях снижение устьевого давления до 20бар (2МПа) при пластовом давлении 270бар (27МПа) позволяет увеличивать предельную обводненность до 0.78 объемных долей.

На евлановско-ливенском горизонте Котовского месторождения многие скважины длительное время эксплуатировались фонтанным способом при устьевом давлении 8-10МПа и дебите жидкости 100-300т/сут. При снижении устьевого давления до 5МПа и ниже, что явилось следствием утяжеления столба жидкости из-за поступления в скважины пластовой воды, фонтанирование прекращалось, либо скважины переходили на периодический режим фонтанирования. На прекращение и неустойчивый режим фонтанирования повлияло также снижение пластового давления и уменьшение по некоторым скважинам коэффициентов продуктивности.

Обводненность продукции фонтанных скважин длительное время оставалась на низком уровне (2-4%) и только после достижения накопленной добычи жидкости в пластовых условиях 10-11млн.мі (1988-1990гг.), средняя обводненность продукции фонтанных скважин начала резко увеличиваться.

Это связано с тем, что при небольших объемах поступавшей в скважины пластовой воды, она не полностью выносилась на поверхность, частично уходила обратно в пласт, а нефть на отдельных интервалах ствола всплывала через слой воды.

Дальнейшее увеличение количества воды, поступающей из пласта в скважину, приводило к подъему в стволе уровня раздела вода-нефть и приближению его к башмаку лифтовых труб.

Следует отметить, что в фонтанных скважинах может происходить проскальзывание воды вниз и стекание ее по стенкам труб обратно на забой скважины, с образованием в нижней части столба жидкости с более высокой концентрацией воды, чем на устье скважины. Вследствие этого снижается устьевое давление и одновременно из-за утяжеления столба жидкости в стволе увеличивается забойное давление и снижается дебит жидкости. Когда сумма устьевого давления и перепадов давления, обусловленных весом столба и потерями на трение высокообводненной жидкости, становится равной или близкой к пластовому давлению, скважина прекращает фонтанирование или переходит на неустойчивый периодический режим фонтанирования. Продлить период фонтанирования скважин в некоторых случаях возможно за счет снижения рабочего давления на устье, увеличения коэффициента продуктивности, замене лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра. Однако эффективность перечисленных мероприятий не всегда очевидна. Поэтому в каждом конкретном случае необходимо выполнять оценку возможного технологического эффекта от работ по продлению фонтанирования скважин, так как это наиболее эффективный способ добычи нефти.

За последние годы для добычи нефти из скважин на месторождении широко применяют ШСНУ и УЭЦН. Для УЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена - насосных штанг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин и расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин (свыше 4000 м) и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин.

Межремонтный период работы погружных электронасосов (время между подъемами для ремонта) превышает 200 суток, а в отдельных скважинах они работают без подъема 2-3 года.

Центробежные погружные электронасосы могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах. В самое ближайшее время будут применяться винтовые и диафрагменные погружные электронасосы.

3.10 Расчет и выбор оборудования погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) по скважине 69 Котовского месторождения

Наружный диаметр эксплуатационной колонны Д=168мм.

Глубина скважины Н=2800м.

Дебит жидкости Q=140 мі/сут.

Статический уровень Rст=510м.

Коэффициент продуктивности скважины К = 70 мі/сут.

Кинематическая вязкость жидкости n = 2*10-6мІ/c.

Газовый фактор С₁₀ = 103 мі/сут.

Расстояние от устья скважины до сепаратора l = 15 м.

Превышение уровня жидкости над устьем скважины h_r = 2,5м.

Избыточное давление в сепараторе Р_с = 0,1МПа.

Плотность добываемой жидкости Р_ж = 960 кг/мі.

3.10.1 Расчет и выбор насосно-компрессорных труб

Диаметр насосных труб определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине (с учетом соединительных труб) вместе с кабелем и агрегатом. Пропускная способность труб связана с их КПД. Она изменяется от 0,92 до 0,99 и зависит в основном от диаметра и длины. КПД труб, как правило, следует брать не ниже 0,94, так как очень часто ЭЦН применяют для форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин с вязкостью нефти, близкой к вязкости воды, то в целях облегчения расчета используем график зависимости потерь напора на участке 10м.

Для определения диаметра труб необходимо из точки дебита провести вертикаль вверх до пересечения кривых потерь напора в трубах разного диаметра. Затем, исходя из предварительно принятого КПД найти в пересечении указанной вертикали необходимый диаметр труб.

При КПД насосных труб h--= 0,94, пропускная способность 48мм. труб примерно равна 150мі в сутки. Следовательно, исходя из наших данных принимаем трубы с d = 48мм.

3.10.2 Определение необходимого напора ЭЦН

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

Н = h_ст + Dh + h_r + h_c (3.1.).

Где h_ст = 510м. - статический уровень.

Dh = Q/K = 140/70*10^-6 = 2.0 МПа, или 200м.

h_r = 2,5 - разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора.

h_c = 0,1МПа, или 10 м ст. жидкости - избыточный напор в сепараторе.

h_гр = 1,08*10^-4l * ((L + l)*Q²)/d5. (3.2.).

где L - глубина спуска насоса.

L = hg + h,

Где hg - расстояние от устья до динамического уровня.

hg = hст + Dh = 510 + 200 = 710м.

h - глубина погружения насоса под динамический уровень h = 40м., следовательно

L = 710 + 40 = 750м.

Коэффициент гидравлического сопротивления при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб.

Re = Vсрd/ n = 14,7 * 10^-6Q/d n. (3.3).

Где d - внутренний диаметр 48мм. труб d = 0,0403м.

Re = 14,7 * 10^-6*140/0,0403*2*10^-6 = 25533.

Rs - относительная гладкость труб.

Где d - диаметр трубы, мм.

D - шероховатость стенок труб, мм.

Rs = d/2D Rs = 40,3/2 * 0,1 = 202

По полученным значениям Re и Rs находим из графика коэффициент гидравлического сопротивления l = 0,03.

Определим потери напора на трение и местные сопротивления по формуле:

hтр = 108 * 10^-7 * 0,03 * (((750 + 40) * 140) /0,04035) = 375 * 10³ Па.,

или 37,5 м водяного столба.

Необходимый напор насоса в заданных условиях определим как:

H = 510 + 200 + 37,5 + 2,5 + 10 = 760 м столба жидкости.

Подбор насоса и определение необходимого количества ступеней

Соответствующий нормальный ряд ЭЦН предусматривает в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны и дебитов скважин 15 насосов разных типов, а с учетом возможных напоров 105 типоразмеров.

Для получения дебита Q = 140 мі в сутки и напора Hc = 760м. ст. жидкости наиболее подходит насос ЭЦН 5-200-800 с числом ступеней Z = 125 согласно рабочей характеристики при Zr = 0,5 и в пределах устойчивой зоны его работы может развивать подачу D = 140-200мі/сут. и напор соответственно Нн = 800-600м. ст. жидкости. При получении заданного дебита D = 140мі/сут. насос будет создавать напор Нн = 800м. ст. жидкости. Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения подачи насоса при помощи уменьшения числа ступеней насоса. Определим число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора.

Где Нс - напор насоса,

Z - общее число ступеней насоса.

Следовательно, насос ЭЦН 5-200-800 должен иметь Z = 125 - 6 = 119 ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливаются проставки.

Выбор кабеля и двигателя.

Выбираем трехжильный круглый кабель КрБК 3х 25 с площадью сечения 25ммІ и диаметром 32,1мм. На длине насоса и протектора берем трехжильный плоский кабель КрБП 3х 16 с площадью сечения 16ммІ и толщиной 13,1мм. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нем и КПД установки. Потери электроэнергии в кабеле КрБК 3х 25 длиной 100м. определяются по формуле:

Где I - сила тока в электродвигателе в стопоре I = 70А.

R - сопротивление в кабеле, Ом.

Сопротивление в кабеле длиной 100м. можно определить по формуле:

Где P_t - удельное сопротивление кабеля при температуре T_k = 313К.

q - площадь сечения жилы кабеля q = 25ммІ.

Следовательно, сопротивление R по формуле

Потери электроэнергии в кабеле по формуле составляют:

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса и расстоянию от скважины до станции управления.

Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 800м. В этом кабеле с площадью сечения 25ммІ потери мощности составят:

Мощность двигателя, необходимую для работы насоса определим по формуле:

При потере 8,95КВт мощности в круглом кабеле потребная мощность двигателя составит:

Примем электродвигатель ПЭД-40-103 мощностью 40КВт, диаметром 103мм., длиной 5549мм., протектор диаметром 103мм. и длиной 1152мм.

3.10.3 Определение габаритов погружного агрегата

Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра, имея в виду, что погружной агрегат и ближайшие к агрегату трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне, диаметральный зазор для скважины с диаметром колонн до 219мм. принимаем равным 5-10мм.



Где D_эд - наружный диаметр электродвигателя,

D_н - наружный диаметр насоса,

h_н толщина плоского кабеля,

S - толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля

Где d_м - диаметр муфты насосной трубы d =48мм.

d_м = 56мм.

d_к = 32,1 - диаметр круглого кабеля КрБК 3х 25.

Если A_max = D_max, то выше агрегата следует установить 80-100м. насосных труб меньшего диаметра, при котором получим A_max < D_max.

3.10.4 Выбор автотрансформатора

Автотрансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от станции до электродвигателя. Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения во вторичной его обмотке необходимо найти падение напряжения в кабеле, В.

Где r₀ - активное удельное сопротивление кабеля,

x₀ - индуктивное удельное сопротивление кабеля,

x₀ = 0,1Ом/км.

cosj - коэффициент мощности установки,

sinj - коэффициент мощности реактивной

I_c = 70 А - рабочий ток,

L = 800 м или 0,8 км.

Находим потери напряжения в кабеле по формуле

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжения электродвигателя 465 В и потерь напряжения в кабеле. Для электродвигателя ПЭД-40-103 с напряжением во вторичной обмотке автотрансформатора 525. Этому требованию удовлетворяют автотрансформаторы АТС-40/0,5 с пределом регулирования напряжения во вторичной обмотке от номинального (380 В).

3.11 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

По своим физико-химическим свойствам и составу нефть евлановско-ливенского горизонта Котовского месторождения легкая, малосернистая, малосмолистая, парафиновая.

При добыче таких нефтей при определенных режимах эксплуатации месторождения создаются условия для образования достаточно плотных отложений, содержащих до 60% парафина. Зона отложений парафина 200-300 м от устья скважин. Выбор эффективного способа борьбы с отложениями определяется конкретными условиями месторождения: составом и свойствами отложений, местом и интенсивностью их образования, способом эксплуатации.

Для борьбы с отложениями парафина на месторождении проводят профилактические методы: в фонтанных скважинах и оборудованных УЭЦН - механический метод, выкидных линиях - тепловой способ удаления отложений (промывки горячей нефтью, продувки острым паром), в глубиннонасосных скважинах - тепловые и химические методы. Периодичность депарафинизации оборудования достигает 120 суток.

Мероприятия по борьбе с отложениями, парафиниванием систем сбора и транспорта нефти на Котовском месторождении ориентированы на подогрев и химдепарафинирование.

В течение ряда лет трубопроводы сбора нефти очищаются от парафиновых отложений толуол-бензольной фракцией. Манифольды скважин и выкидные линии очищаются от парафина пропаркой с использование передвижных парогенераторных установок (ППУ).

Интенсивность парафиноотложений на внутренних поверхностях трубопроводов и связанная с этим периодичность очисток устанавливается по данным визуального осмотра катушек на трубопроводах.

Выводы по разделу 3

За весь период разработки залежи южного купола в эксплуатации перебывало 75 скважин, плотность сетки скважин составляет 8 га/скв.

По состоянию на 01.01.2008г. действующий добывающий фонд составляет 32 единиц. Из них 10 скважин фонтанные, 11 скважин оборудованы установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) типа ЭЦНМ-5-(50-125)- 1200 и ЭЦН 5-20-1800. Глубина спуска насосов 714-1110м. На 11 скважинах установлены штанговые глубинные насосы (ШГН) типа 7СК-8 НН 2Б-44; 7СК-8 НВ 1Б-(32-44); ПШГН 8-3-5500 НН 2Б-44 и ПШГН 8-3-5500 НН 1Б-(32-44).

На дату анализа более 50% скважин работают с дебитами нефти менее 0.5т/сут. и обеспечивают всего 7% общей добычи. Практически все они работают в периодическом режиме. По фонтанным скважинам, работающим периодически, в режиме накопления, выноса пластовой воды на поверхность не наблюдается. Скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом, имеют обводненность продукции более 95% и оборудованы установками УЭЦН и ШСНУ. Доля нефти, полученная из механизированных скважин, в общем объеме добычи в 2007г. составила 33%, а доля воды - 94%.

Скважины, выбывающие из эксплуатации, рекомендуется переводить в консервацию. Этим обеспечивается возможность до извлечения остаточных запасов нефти при улучшении экономической ситуации.

Для снижения обводненности добываемой продукции, а, следовательно, и продления сроков фонтанирования скважин может быть применен метод создания каверн-накопителей. Этот способ рекомендуется испытать не только в действующих добываюших, но и в простаивающих, прекративших фонтанирование, а также находящихся в консервации скважинах, расположенных на повышенных участках структуры. При создании каверн-накопителей в качестве рабочего агента целесообразно применять водные растворы соляной кислоты с замедлителями реакции (ингибиторами) или нефтекислотную эмульсию.

4. Экономическая часть

4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия

В данном разделе проводится экономическое обоснование технологического мероприятия (гидроимпульсная обработка скважин ПАРМ-ГИНС) по интенсификации процесса разработки Котовского месторождения.

Цель обоснования заключается в установлении экономической целесообразности использования гидроимпульсной обработки скважин ПАРМ-ГИНС на Котовском месторождении.

Сущность экономического обоснования состоит в расчёте показателей экономического эффекта и оценке экономических результатов на основе анализа полной себестоимости товарной добычи 1 тонны нефти (до и после реализации технологического мероприятия) и годового прироста прибыли от снижения производственных издержек на месторождении.

В качестве основной экономической предпосылки применяется величина годового прироста добычи нефти на эксплуатационном объекте в результате реализации технологического мероприятия.

4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта

В качестве результирующего показателя, по которому производится оценка экономической целесообразности внедрения технологического мероприятия, используется величина годового прироста прибыли (ДП) от снижения себестоимости добычи нефти на Котовском эксплуатационном объекте (ЭО).

Формула определения ДП имеет следующий вид:

, (4,1)

где - полная себестоимость 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия, руб.;

- полная себестоимость 1 т нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия, руб.;

- годовой объём добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т.

Значение определяется по формуле:

, (4,2)

где - годовой объём добычи нефти на ЭО до реализации технологического мероприятия, тыс.т;

- годовой прирост добычи нефти в на ЭО результате реализации технологического мероприятия, тыс.т.

4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия.

Перечень исходных данных по рассматриваемому году приводится в таб.4,1и таб.4,2

Калькуляция себестоимости добычи нефти по ТПП "Котовонефтегаз"

Таблица 4,1

№ п/п	Наименование статей затрат	Обозначение	Затраты
			на годовой объём добычи, тыс. руб	на 1 тонну, руб.
1.	Расходы на электроэнергию по извлечению нефти	Зэ	414550	33,46
2.	Расходы по искусственному воздействию на пласт	Зи	40657	32,82
3.	Основная заработная плата производственных рабочих	Зо	17200	13,98
4.	Отчисления на социальные нужды(единый социальный налог)	Нсоц	5456	4,4
5.	Амортизация скважин	Аскв	73381	63,28
6.	Арендная плата за скважины	Апл	442	0,36
7.	Расходы по сбору и транспортировке нефти	Зст	122835	99,16
8.	Расходы по технологической подготовке нефти	Зтп	33593	27,12
9.	Расходы на подготовку и освоение производства	Зпо	95319	76,96
10.	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	Зсэ	13061	10,54
11.	Цеховые расходы	Зц	229582	185,34
12.	Прочие производственные расходы	Зпр	13143103	1421,04
13.	Производственная себестоимость Валовой добычи нефти [затрат(1-12) Товарной добычи нефти [Спр(вал)-Снп Где Снп-себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с ее потерями при подготовке и хранении	Спр(вал) Спр(тов) Снп	1992291 1961127 -31164	1609,38 19608,37 -1,01
14.	Коммерческие расходы	Зк	755	0,62
15.	Управленческие расходы	Зу	273342	224,32
15	Полная себестоимость товарной добычи нефти	Сп	2235225	1834

Таблица 4.2 Сведения о добыче нефти по ТПП "Котовонефтегаз" и эксплуатационному объекту (ЭО) Котовскому месторождения.

№ п/п	Наименование, единицы измерения	ТПП "Котовонефтегаз"	ЭО
		обозн.	величина	обозн.	величина
1.	Годовой объём добычи жидкости, тыс.т	Qж	38710	qж	250,9
2.	Годовой объём добычи нефти, тыс.т	Qн	1238,700	qн	26,2
3.	Действующий фонд скважин, скв.	Ф	403	Фоб	32
4.	Доля условно-постоянных расходов в полной себестоимости добычи нефти (по ТПП "Котовонефтегаз".)	бупр	0,7	-
5.	Годовой прирост добычи нефти по ЭО в результате реализации технологического мероприятия, тыс.т	-	-	Дqн	3,6

4.4 Расчёт показателей экономического эффекта

4.4.1 Расчёт полной себестоимости добычи 1 т нефти по Котовскому (ЭО) до реализации технологического мероприятия

1. Годовой объём добычи нефти на ЭО до реализации технологического мероприятия (q`), тыс.т

q`_н=q_н-Дq_н=26,2-3,6=22,6 (тыс.т) (4,3)

где - годовой объём добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т;

q`_н - годовой прирост добычи нефти на ЭО результате реализации технологического мероприятия, тыс.т.

2. Годовой объем жидкости на ЭО до реализации технологического мероприятия, (q`_ж)тыс.т.

где - годовой объём добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т;

3)Расходы на электроэнергию по извлечению нефти(З_э(об)1, руб.

(4,4)

где - расходы на электроэнергию по извлечению нефти в ТПП "Котовонефтегаз"., (на годовой объём добычи), тыс. руб.;

- годовой объём добычи жидкости по ТПП "Котовонефтегаз", тыс.т

4) Расходы по искусственному воздействию на пласт (), руб.:

(4,5)

где - расходы по искусственному воздействию на пласт по ТПП "Котовонефтегаз" (на годовой объём добычи), тыс. руб.

5.Основная зарплата производственных рабочих (), руб.:

(4,7)

где - основная зарплата производственных рабочих по ТПП "Котовонефтегаз". (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.;

- действующий фонд скважин на Котовском месторождении, скв.;

- действующий фонд скважин по ТПП "Котовонефтегаз"., скв.

6Отчисления на социальные нужды (ЕСН) (), руб.:

(4,8)

где - отчисления на социальные нужды (единый социальный налог) по ТПП "Котовонефтегаз". (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

7. Амортизация скважин (), руб.:

(4,9)

где - амортизация скважин по ТПП "Котовонефтегаз". (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

8. Арендная плата за скважины на ЭО (А_тп(об)1) не учитывается

А_тп(об)1=0 (4,10)

9. Расходы по сбору и транспортировке нефти(З_ст(об)1и расходы по технологической подготовке нефти (З _тп(об)1) по ЭО принимаются равными значениям этих статей на 1 т по ТПП "Котовонефтегаз", руб.:

. (4,11)

Где З_ст(1тн) - расходы по сбору и транспортировке нефти по ТПП "Котовонефтегаз" (на 1 т. нефти), руб;

З_тп(1тн) - расходы по технологической подготовке нефти по ТПП "Котовонефтегаз" (на 1 т. нефти), руб.

10. Расходы на подготовку и освоение производства по ЭО (З_по(об)1) не учитывается.

З_по(об)1=0(руб) (4,12)

11. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (), руб.:

(4,13)

где - расходы на содержание и эксплуатацию оборудования по ТПП "Котовонефтегаз" (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

12. Цеховые расходы (З_ц(об)1), руб.

(4,14)

где З_ц- цеховые расходы по ТПП "Котовонефтегаз" (на годовой объём добычи нефти), тыс. руб.

13. Прочие производственные расходы () принимаются равными значению этой статьи затрат на 1 т нефти по ТПП "Котовонефтегаз", руб.:

(4,15)

14. Производственная себестоимость валовой добычи 1 т нефти (), руб.:

(результатов п.п.3-13.) (4,16)

15. Себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с её потерями (), руб.:

(4,17)

где - себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с потерями при её подготовке, стабилизации и хранении по ТПП "Котовонефтегаз"

16.Производственная себестоимость товарной добычи 1 т нефти (), руб.:

(4,18)

17. Коммерческие расходы по ЭО (З_к(об)1) принимаются равным значениям этой статьи затрат по ТПП "Котовонефтегаз", руб

З_к(об)1=З_к(1тн) (4,19)

Где З_к(1тн)- коммерческие расходы по ТПП "Котовонефтегаз" (на 1 т.нефти), руб.

З_к(об)1=0,62(руб)

18. Управленческие расходы по ЭО (З_у(об)1) не учитывается.

З_у(об)1=0(руб) (4,20)

18. Полная себестоимость товарной добычи нефти 1т. нефти по ЭО (С^об_п(1тн)1),руб.

С^об_п(1тн)1=С^об_{пр(тов)1}+З_к(об)1 (4,21)

С^об_п(1тн)1=3705,6+0,62=3706,22(руб)

4.4.2 Расчёт показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на Котовском месторождении

1. Условно-постоянные расходы в полной себестоимости добычи 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия (), руб.:

(4,22)

где - полная себестоимость добычи 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия (см. формулу 4,21), руб.;

- доля условно-постоянных расходов в полной себестоимости добычи нефти (по ТПП "Котовонефтегаз"), см. табл.4.2.

2. Переменные расходы в полной себестоимости добычи 1 т нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия (), руб.:

 (4,23)

3. Полная себестоимость добычи 1 т нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия (), руб.:

(4,24)

где - изменение затрат по калькуляционным статьям добычи 1 т нефти на ЭО за счёт влияния дополнительных факторов, связанных с реализацией технологического мероприятия ("+" - увеличение; "-" - уменьшение), руб.:

В данном случае ДС^об_ф(1тн)=0

4. Годовой прирост прибыли в результате реализации технологического мероприятия на ЭО (), тыс. руб.:

(4,25)

4.5 Оценка экономических результатов

Для проведения экономической оценки рассматриваемого технологического мероприятия (гидроимпульсной обработки) результаты расчёта сводятся в табл.4.3.

Таблица 4.3 Оценочные показатели экономического эффекта

№ п/п	Наименование	Обозначение	Единица измерения	Значения оценочных показателей
				до реализации мероприятия	после реализации мероприятия
1.	Эксплуатационный объект	-	-	Котовское
2.	Годовой объём добычи нефти на ЭО		тыс.т	22,6	26,2
3.	Полная себестоимость добычи 1 т нефти на ЭО		руб.	3706,22	2912,5
4.	Годовой прирост прибыли		тыс. руб.	-	20795

4.5.1 Расчёт относительных значений оценочных показателей

1. Годовой прирост показателей добычи нефти на Котовском месторождении в результате реализации технологического мероприятия (), %:

(4,26)

2. Снижение полной себестоимости добычи 1 т нефти по Котовскому месторождению после реализации технологического мероприятия (), %:

(4,27)



4.5.2 Экономическая оценка

В результате реализации рассматриваемого технологического мероприятия (Гидроимпульсная обработка) на Котовском месторождение годовой объём добычи увеличился на 16 % и составил величину 26,2 тыс. т ().

Это обеспечило снижение себестоимости добычи нефти на Котовском месторождении с 3706 руб. до 2912 руб. (на 16%) на условно-постоянных расходах и годовой прирост прибыли в размере 20795 тыс. руб.

4.6 Организационно-экономические выводы и рекомендации

Проведённое экономическое обоснование показывает, что реализация данного технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки на Котовском месторождения экономически целесообразен (годовой прирост прибыли составил 20795 тыс. руб.).

Такой прирост дополнительной добычи нефти обусловлен тем, что метод гидроимпульсной обработки был применен своевременно. Это положительно сказалось на продлении срока добычи из скважин, а соответственно на снижение себестоимости и годовую экономию.

5. Охрана труда

5.1 Анализ риска

5.1.1 Описание системы Ч-М-С

Элемент "Человек"

Оператор по добыче нефти и газа на скважинах производит работы смене штуцера, отбора устьевой температуры и проб жидкости, снятию показаний буферного и затрубного давлений, производят обход шлейфов скважин, их депарафинизацию, выявляют разрушения конструкций.

На АГЗУ ведутся работы замеров дебита скважин по жидкости и газу как в автоматическом, так и в ручном режиме, отбору проб, снятию давлений температур, замене оборудования. В аварийных условиях вскрытие штуцерной колодки, замена фонтанного оборудования, не нуждающегося в глушении скважин; устранение прорывов шлейфов скважин, тушение пожаров и ликвидация взрывов.

Мастер несет ответственность за все виды выполняемых работ, производит распределение работающих на объекты работ, проводит инструктаж персонала, ведет контроль за выполнением поставленных распоряжений. В аварийных условиях мастер руководит тушением пожаров и ликвидацией взрывов, устранением прорывов шлейфов и разрушения конструкций.

Элемент "Машина"

Средства труда: фонтанная арматура, трубопроводы, ЭЦН, замерные установки, эстакада скважины, ППУ, обмеднённый ручной инструмент, обмеднённая кувалда, распорные шпильки. Предмет труда: скважина, нефть, газ. Буферное давление на скважине не более 90 МПа, затрубное - не более 90 МПа, после штуцера в шлейфе скважины и в ПГЗУ не более 40 МПа. Устьевая температура до 40°С, температура во время пропарки шлейфа не более 120°С.

Содержание сероводорода в нефти минимальное либо его отсутствие, нефть парафинистая с большим газовым фактором, пластовая вода отсутствует. ПДК: сероводорода - 10 мг/мі; углеводородов - 300 мг/мі; сероводорода в смеси с углеводородами - 3 мг/мі.

Замерно-переключающая установка, а также устья нефтяных эксплуатационных скважин на открытой площадке относятся к классу взрыво- и пожаробезопасности В - 1г.

Элемент "Среда"

Глубина залегания нефтяного пласта находится в пределах - 4800 м.; пластовое давление - 23,5 Мпа; средняя пластовая температура - 76,5°С; средняя вязкость нефти в пластовых условиях - 1МПаС; содержание сероводорода незначительное; газовый фактор - 247 мі/мі.

Температура окружающей среды колеблется от -35°С в зимний период, до +40°С - в летний период. Местность лесостепная. Метеоусловия влияют на устьевую температуру и в незначительной степени на дебит. В пределах месторождения местность представляет собой холмистую равнину. Освещение в замерно-переключающемся блоке и щитовом помещении соответствует нормативному и составляют 25Лк; излучение - в норме; шум - минимальный; вибрация - отсутствует. Замерно-переключающаяся установка имеет принудительную вентиляцию и регулятор давления, щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели. Замерно-переключающая установка, а также устья нефтяных эксплуатационных скважин на открытой площадке относятся к классу взрыво- и пожаробезопасности В - 1г.

5.1.2 Идентификация опасностей: характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения

На работающих может оказать воздействие кинетической энергии - это перемещение частей оборудования при смене, поломке инструмента. (A)

Воздействие потенциальной энергии - падение человека при перемещении (Б), поломка инструмента, падение ключей (В), разрушающиеся конструкции (Ж), взрыв (3).

Воздействие электрической энергии - наличие напряжения (Е).U 380 В

Воздействие химической энергии - повышенная загазованность (Д).

Перемещение частей оборудования происходит при их плановой замене, а также при выходе их из строя. Поломка инструмента возможна в результате чрезмерного усилия, приложенного к нему.

Падение человека с высоты может произойти из-за невнимательности сотрудника, нарушения правил техники безопасности, неисправности лестниц или площадок.

Повышенная загазованность возникает во время порыва нефтяного шлейфа, замены оборудования. Падение частей оборудования при их замене может произойти в случае неправильного захвата или закрепления оборудования.

Наличие напряжения возникает при повреждении электропроводки. Разрушение конструкций может произойти из-за несоблюдения технологического режима, использования оборудования, несоответствующего составу и свойствам среды, в которой оно будет работать. Взрыв может произойти в результате грубейшего нарушения промышленной безопасности во время утечки взрыво-пожароопасных веществ, либо разрушения конструкций.

5.1.3 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия

Наиболее опасными факторами являются (А) и (Ж), обладающие большой энергией для травматизма людей и выхода из строя системы оборудования, вызывающих невозможность ее функционирования.

Катастрофически опасный фактор (3), который приводит к непоправимым потерям людей и нанесением большого ущерба системе.

Таблица 5.1 Частота появления факторов и тяжесть последствий

Факторы	Ожидаемая частота, 1/год	Тяжесть последсвий
	<10-6	10-4-106	10-3 -104	1-10-2	> 1	1	2	3	4
Перемещение частей оборудования при смене (А)
Падение человека при перемещении (Б) или с высоты				+			+
Отлетающие частицы, падение ключей (В),					+	+
Падение частей оборудования при их замене (Г)			+				+
Повышенная загазованность (Д)				+			+
Наличие напряжения (Е)				+		+
Разрушающиеся конструкции (Ж)			+					+
Взрыв (3)				+					+

5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами

Фонтанная эксплуатация

Устья фонтанной скважины оборудованы стандартной арматурой, рабочее давление которой должно соответственно не менее, чем полуторакратному максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом.

Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

Фонтанно-компрессорная арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления, должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры. (Фактор Ж)

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

С целью удобства ведения работ фонтанная арматура оборудуется эстакадой. Площадка эстакады должна иметь настил, выполненный из листовой стали с рифленой поверхностью, перила высотой 125см., с продольными планками на расстоянии 40см. друг от друга, борт высотой не менее 15см. плотно прилегающий к площадке или лестнице. Ширина лестницы должна быть не менее 65см.

При обслуживании арматуры не высоте более 75см. лестницы должны иметь двухсторонние перила высотой 125см. со средней планкой. Расстояние между стойками должно быть не более 2 м. Ступени должны иметь уклон во внутрь 2-5° и расстояние между ними по высоте должно быть не более 25см.

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

Работа на неисправном оборудовании и механизмах, при снятых или неисправных ограждениях, а также пользование неисправными инструментами, приспособлениями и непригодными средствами защиты запрещается.

Устанавливать балансир в требуемое положение следует при помощи электродвигателя и тормоза станка-качалки. При набивке устьевого сальника оператор должен крышку закрепить на полированном штоке специальным зажимом (фактор А).

Канатную и цепную подвеску балансира станка-качалки нужно снимать и надевать специальными приспособлениями только с пола или с лестниц-площадок (фактор Б).

Соединять подвеску с полированным штоком следует специальным приспособлением при остановленном станке-качалке. При перестановке пальцев крипошипно-шатунного механизма шатун необходимо прикрепить к стойке станка-качалки (фактор А).

Перед пуском станка-качалки оператор должен убедиться том, что редуктор станка не заторможен (фактор Ж).

До начала ремонтных работ на скважине, оборудованной ручным, автоматическим или дистанционным управлением станка-качалки, нужно отключить пусковое устройство (фактор А).

Надевать и снимать клиновидные ремни нужно путем передвижения электродвигателя. Выполнять эту работу рычагами запрещается.

Эксплуатация скважин центробежными погружными

Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения.

При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.(фактор З)

Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение. .(фактор Д).

Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах. .(фактор Е).

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.(фактор Е).

Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8 - 10 мм.(ФакторА)

Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли (Фактор Ж)

При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу (фактор Б)

Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5 град. на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

Нефтепроводы при всех видах эксплуатации должны прокладываться из бесшовных труб, соединенных сваркой; после чего должны быть спрессованы на максимальное давление, ожидаемое в коллекторе.(Фактор Д)

Фланцевые и муфтовые соединения допускаются только в местах установки задвижек, вентилей, обратных клапанов и другой арматуры.

Сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 70 МПа и выше, должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением". Сосуды, работающие под давлением должны иметь предохранительный клапан, манометр, уровнемерное стекло или заменяющие его уровнеуказатели и устройства для автоматического спуска жидкости.

Выкид предохранительного клапана должен быть снабжен отводом, направляющим струю газа вверх. Диаметр отвода должен быть не менее диаметра выкида предохранительного клапана. (Фактор Д).

Запрещается установка запорной арматуры на выкидной линии предохранительного клапана. Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними.

Обвязка скважины и аппаратуры, а также АГЗУ, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой; отогрев открытым огнем запрещается (фактор 3).

Перед пропариванием шлейфа паропровод от паровой установки (ППУ) до устья скважины должен быть опрессован на полуторакратное давление от ожидаемого максимального в процессе пропаривания, но не свыше давления, указанного в паспорте ППУ (фактор Ж).

При опрессовке линии запрещается находиться вблизи ее. На паропроводе котла паровой установки должен быть предохранительный клапан. Отвод от предохранительного клапана следует выводить под пол установки (фактор Б).

ППУ должна быть установлена на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины. Выхлопная труба от двигателя ППУ должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и выведена вверх с таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попали в кабину. При пропаривании запрещается нахождение людей у устья скважины и у линии.

Оборудование отбраковывается, если: нет паспорта; видимые повреждения (трещины, вздутия, вмятины); обнаружены свищи; не до конца открывается или закрывается задвижка-кран; в сварочных швах дефектоскопией обнаружены поры или не провар корня шва; скребковая проволока изношена от начального диаметра на 10% и более; наличие на скребковой проволоке перегибов, скруток, переломов; наличие люфта у запорной арматуры; не подрывается предохранительный клапан (фактор Ж).

Манометр считается неисправным, если: нет пломбы; истек срок проверки; стрелка при стравливании давления не возвращается к нулевой отметке шкалы; разбито стекло или другие видимые повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний; если в трубопроводе износ толщины стенки в кавернах более 30%; износ сосудов, работающих под давлением в любой части более одного миллиметра; также производится отбраковка оборудования.

По истечении амортизационного срока оборудование подлежит замене.

Дефектоскопия трубопровода проводится один раз в четыре года; фонтанной арматуры и сосудов работающих под давлением - 1 раз в 8 лет. Тарировка манометров производится не реже чем 1 раз в год.

Оборудование отбраковывается, если во время опрессовки и освидетельствования оно не прошло испытания (фактор Ж).

Перед опрессовкой коммуникации оператор должен тщательно проверить надежность крепления всех узлов трубопроводов, соединений агрегатов с устьевой арматурой скважины, докрепить слабые узлы, не допустить провисания трубопроводов. Места соединения резиновых рукавов с трубопроводами следует надежно закреплять хомутами.

Оборудование АГЗУ и фонтанной арматуры, независимо от рабочего давления, должно быть герметично и смонтировано с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями для данного типа арматуры.

Шпильки при сборке должны выступать выше гаек не менее чем на 1.5 витка резьбы шпильки. При обнаружении утечек из какой-либо части оборудования необходимо принять срочные меры по их ликвидации.

5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение тяжелых и регулярных несчастных случаев, профзаболеваний, аварий

Перед началом работ на АГЗУ за 20 минут до входа включить вентилятор, если он неисправен, то открыть обе двери на 30 минут. Записать параметры работы АГЗУ (фактор Д).

Регулировка предохранительного клапана должна производиться на стенде не реже одного раза в 6 месяцев. После регулировки предохранительный клапан должен быть запломбирован.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на трапах, сепараторах, и других аппаратах, а также на трубопроводах должна периодически проверяться в соответствии с утвержденным графиком под руководством инженерно-технического работника.

Результаты действия предохранительных клапанов продувкой в зимнее время следует производить чаще, не допуская примерзания клапана к седлу. Результаты осмотра должны быть занесены в вахтовый журнал (фактор Ж).

Трубопроводы, сепараторы, должны продуваться через отводные линии с выводом продувочного газа на безопасное расстояние. При их продувке жидкость из них должна выпускаться в емкости (фактор Д).

При продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии следует открывать и закрывать постепенно и плавно.

На скважине снижать давление в затрубном пространстве разрешается только через штуцер, установленный после второй задвижки от крестовины. Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо (после перевода струи на резервуарный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Во время открытия или закрытия задвижек запрещается пользоваться каким-либо вспомогательным инструментом (фактор В).

Регулярно по установленному графику производить обход шлейфов скважин. При обнаружении утечек из какой-либо части фонтанной арматуры, АГЗУ, шлейфа принять срочные меры по их ликвидации (кроме случаев глушения скважины), сообщить мастеру.

При проведении ремонтных работ на АГЗУ перевести продукцию скважин на обводную линию, отсечь необходимый участок или всю групповую установку от скважин и сборного коллектора, стравить давление до атмосферного, кроме случаев замены манометров.

Запрещается находиться напротив работающего во время затяжки или развинчивания оборудования. Допускается наращивание рычага только у специальных монтажных ключей, рассчитанных на работу с увеличенным плечом воздействия (фактор В).

Двери в АГЗУ должны быть постоянно открыты. Загазованность в зоне работ необходимо проверять каждые 15 минут.

По окончании работ проверяется правильность и надежность сборки оборудования. Оборудование опрессовывается на полуторакратное максимально допустимое рабочее давление, перед этим удаляется на безопасное расстояние персонал с места опрессовки (фактор Ж, 3).

Ответственный за проведение огневых и газоопасных работ назначается из числа инженерно-технического персонала цеха, участка, объекта незанятого в данное время ведением технологического процесса, знающею правила безопасности проведения данных работ на взрывоопасных, взрывопо-жароопасных, пожарно-опасных и газоопасных объектах.

Перед началом огневых работ исполнители должны получить инструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении огневых работ на данном объекте. В месте их проведения необходимо взять анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ.

При работах во взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных местах, где возможны утечки горючих газов и паров, необходимо использовать инструмент, не дающий искр.

Во время огневых работ необходимо осуществлять контроль за состоянием воздушной среды. Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются если концентрация горючих паров и газов в пробах, взятых из ремонтируемого участка не превышает предельно допустимой взрывоопасной концентрации (ПДВК) - 5% нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе при отсутствии в трубопроводе жидкой фазы и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту огневых работ. Подходить к месту сварки можно только с разрешения ответственного руководителя работ.

Газоопасные работы, как плановые, так и аварийные, должны выполняться под руководством инженерно-технического работника, назначенного начальником или главным инженером предприятия. При производстве газоопасных работ должна быть обеспечена телефонная или радиосвязь с диспетчером предприятия.

Рабочий, спускающийся в колодец или траншею газопровода или нефтепровода должен надевать шланговый противогаз и спасательный пояс с привязанной к нему сигнально-спасательной веревкой. На поверхности земли, с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, имеющих при себе противогазы. Эти люди должны держать конец веревки от спасательного пояса рабочего, находящегося в колодце или траншее и непрерывно наблюдать за ним.

Воздух в шланговые противогазы должен забираться из не загазованной зоны. Длинна шланга не должна превышать 20 метров. Если радиус загазованности зоны превышает 20 метров, тогда следует применять противогазы с принудительной подачей воздуха (фактор Д).

5.2.3 Обеспечение электро-, пожаро-, и взрывобезопасности

Замерно-переключающая установка и щитовое помещение должны быть заземлены двумя проводниками сечением не менее 48 ммІ каждый. Сопротивление заземления должно составлять не более 4 Ом.

Спутник оборудован вентилятором, а также двумя дверями на случай отказа вентилятора; на дверях имеются воздушные жалюзи, что обеспечивает удаление газа со всего объема помещения. Через каждые 2 часа проводится внешний осмотр оборудования на предмет утечек газа и нефти. Газоанализатором УГ-2 не менее 2-х раз в сутки проводится анализ воздушной среды в замерно-переключающемся блоке, также перед началом и во время работ через каждые 15 минут. Если освещения недостаточно во время работ в темное время суток, непосредственно в месте работ должно применяться освещение во взрывозащищенном исполнении мощностью не более 12 Вольт. Рабочий инструмент должен быть выполнен из таких материалов, чтобы не давал искры. Вокруг скважины и АГЗУ должно устраиваться обвалование согласно нормам противопожарной безопасности. Оборудование АГЗУ и скважин, а также их территорию необходимо немедленно очищать от разлитой нефти, а грунт, кроме того, засыпать сухим песком. Производить уборку территории объектов: от посторонних предметов, а также от травы.

Во время работ техника располагается с наветренной стороны не ближе 25 м. от устья скважины или замерно-переключающегося блока АГЗУ, кроме случаев предусмотренных производственной необходимостью, и оборудуется искрогасителями.

По окончании работ необходимо закрыть шлагбаум территории либо АГЗУ, либо скважины с табличкой: "Внимание! Взрывоопасно! Въезд и вход посторонним запрещен!" Условные обозначения взрывозащиты, предупредительные надписи и знаки заземления должны быть всегда чистыми, четко окрашены красной краской. Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территориях скважин и АГЗУ, а также во время работ по ветру не ближе 150 м.

В случае возникновения аварии действовать согласно плану ликвидации, который составляется мастером бригады. План утверждает начальник цеха и главный инженер НГДУ. В аварийную команду, как правило, входят операторы с промысловой бригады, которая обслуживает данный объект, прошедшие инструктаж и обученные действиям при ликвидации аварий. При тушении пожара применять огнетушители пенные или углекислородные, а также пожарный инвентарь. Применение воды запрещается.

Пример плана ликвидации аварий:

...