Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

При снижении сопротивления изоляции до величины менее 5 МОм или обнаружении повреждений на кабельной линии, а также при появлении осложнений спуск прекращается и бригада вызывает ответственного представителя ЭМЦ, который определяет целесообразность дальнейшего спуска с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

После окончания спуска УЭЦН бригада ТКРС (освоения) замеряет сопротивление изоляции установки до и после герметизации сальникового ввода кабеля, величина которого должна быть не менее 5 МОм. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устьевой арматуры. Кабель прокладывается от устья до станции управления или клеммной коробки (при её наличии). Заполняется эксплуатационный паспорт УЭЦН и вызываются представители ЦБПО ЭПУ и ЦДНГ для контрольного замера сопротивления изоляции установки и пробного запуска УЭЦН.

Если сопротивление изоляции установки окажется менее 5 МОм, то необходимо извлечь одну трубу, разделать сальник, развести жилы, произвести их протирку и вновь проверить сопротивление изоляции. Если изоляция восстановилась, решение о дальнейших действиях принимает инженер-технолог ЭМЦ после согласования с ЦДНГ вопроса по глубине спуска установки и сообщает об этом диспетчеру ЦПКРС (РИТС).

При приёме скважины из ремонта заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН бригадой ТКРС (освоения) передаётся в ЦДНГ.

При утере эксплуатационного паспорта причина выхода УЭЦН из строя не рассматривается, а вина возлагается на службу, утерявшую паспорт. Для сдачи поднятой установки выписывается дубликат паспорта прокатным цехом ЦБПО ЭПУ.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину с соблюдением требований возлагается на мастера бригады ТКРС (освоения), производившей спуск.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтёр ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

§ ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

§ проверить оснащённость скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и на ЗУГе.

Электромонтёр ЭМЦ проверяет сопротивление изоляции системы “кабель-двигатель” (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП - 2,5, ЗП - по номинальному току.

Электромонтёр ЭМЦ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтёром и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за указанное ниже время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается (см. таблицу5.8).

Если за время, указанное в таблице, подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску установки прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа (40 кгс/см²) установка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод её на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на ЗУГе и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Таблица 5.14

Время появления подачи УЭЦН на устье после запуска

Тип УЭЦН	Минимально допустимая производительность м2/cут	Диаметр НКТ, дюйм	Время появления подачи на устье после запуска (минуты) при статическом уровне (м)
			100	200	300	400
Э - 20	14	2,0	21,0	42,0	63,0	83,0
		2,5	31,0	62,0	93,0	124,0
Э - 50	35	2,0	9,0	18,0	27,0	36,0
		2,5	13,0	26,0	39,0	52,0
Э - 80	56	2,0	5,0	10,0	15,0	20,0
		2,5	8,0	16,0	24,0	32,0
Э - 125	87	2,0	3,5	7,0	10,5	14,0
		2,5	5,0	10,0	15,0	20,0
Э - 200	139	2,0	2,0	4,0	6,0	8,0
		2,5	3,0	6,0	9,0	12,0
Э - 250	174	2,0	1,7	3,4	5,1	6,8
		2,5	2,5	5,0	7,5	10,0
Э - 400	258	2,0	1,1	2,2	3,3	4,4
		2,5	1,7	3,4	5,1	6,8
Э - 500	347	2,0	0,9	1,8	2,7	3,6
		2,5	1,3	2,6	3,9	5,2

В случае отказа замерного устройства при выводе установки на режим производительность установки может быть определена по темпу снижения динамического уровня в скважине по формуле:

Q_ЭЦН = 1440 · SК· DН_Д /t,

где: Q_ЭЦН - производительность УЭЦН, м³/сут;

SК - площадь кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ, м² (см. таблицу 5.9).

DН_Д - снижение динамического уровня за промежуток времени между двумя отбивками, м;

t - время откачки между двумя отбивками уровня, минуты;

1440 - число минут в одних сутках.

Таблица 5.15

Площадь кольцевого пространства скважины

Диаметр эксплуатационной колонны (дюйм)	Площадь кольцевого пространства ( м2) при диаметре НКТ (дюйм)
	2"	2,5"	3"
5"	0,01	0,0087	0,00668
6"	0,0148	0,0135	0,01146

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за её подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтёр - за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплуатационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ.

При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если её производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стабилизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25-50% с газосепаратором.

После вывода установки на постоянный режим работы по заявке ЦДНГ электромонтёр совместно с представителем ЦДНГ производит подбор напряжения по методике ЦБПО ЭПУ - ИЭВЦ и окончательную настройку защиты УЭЦН по ЗСП и ЗП с занесением величин в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

Настройка защиты от перегруза (ЗП) производится потенциометром “Настройка” ячейки ЗП.

Ток срабатывания защиты от перегруза устанавливается в блоке управления защиты станции управления и определяется по формуле:

I_УСТ = I_НОМ / K_ТР,

где I_УСТ - ток уставки;

I_НОМ - номинальный ток ПЭД, А;

К_ТР - коэффициент трансформации трансформатора тока Т1 и Т2.

Настройка защиты от недогруза (ЗСП) устанавливается потенциометром “Настройка” ячейки ЗСП.

На приборе в блоке управления и защиты станции управления устанавливается показание в соответствии с таблицей 5.10, где I_РАБ - рабочий ток непосредственно после вывода установки на режим:

Таблица 5.16

Установка ЗСП в зависимости от величины рабочего тока

Рабочий ток Iраб, А	Iраб= Iном	Iраб= 0,9 Iном	Iраб= 0,8 Iном	Iраб=0,7 Iном	Iраб=0,6 Iном
Уставка ЗСП, мА	2,15	2,5	2,4	2,3	2,25

При установке ЗСП по таблице необходимо иметь в виду, что уставки срабатывания защиты менее 2,5 мА устанавливаются при колебании питающего напряжения не более чем на +5% и -10%.

Тумблер автомата повторного включения (АПВ) на ячейке “Пуск минимальной защиты по напряжению (ПМЗВ)” устанавливается в режим без автоматического повторного включения при срабатывании защиты ЗСП.

Режим работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты ЗСП устанавливается по заявке ЦДНГ.

5.6 Расчет и подбор оборудования для скважин, оборудованных УЭЦН

Известно много методик подбора УЭЦН. Реализация любой из методик требует знания достаточно точной информации о приточной характеристике продуктивного пласта и реальной напорно-расходной характеристике УЭЦН. Данное обстоятельство осложняет процесс подбора УЭЦН т.к. не всегда имеются выше приведенные характеристики.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах. Подбор установки для эксплуатации скважины в условиях НГДУ «Федоровскнефть» производится графическим способом по «РУКОВОДСТВУ по подбору установки электроцентробежного» насоса для условий месторождений НГДУ «Федоровскнефть». Руководство устанавливает порядок определения оптимальных значений типоразмера установки электроцентробежного насоса и глубины подвески погружного агрегата на месторождении.

Промысловые данные свидетельствуют, что напорные водяные характеристики снятые на скважине и на стенде не совпадают между собой. Реальная характеристика проходит на 15 - 20% ниже паспортной. В «Руководстве …» для проведения расчетов построены напорные характеристики, проходящие на 20% ниже паспортных. Под напорной характеристикой подразумевается лишь ее рекомендуемая по техническим условиям часть.

Наиболее тяжелые условия работы установки наблюдаются при ее запуске, когда необходимо откачивать жидкость глушения при значительно ухудшенных фильтрационных характеристиках призабойной зоны пласта. По этой причине при подборе установки продуктивность скважины принимается в два раза меньше фактической.

Продуктивность скважины описывается уравнением притока, графическим изображением которого является индикаторная линия в координатах «дебит - динамический уровень». В процессе исследования скважины методом установившихся отборов отбивается статический уровень и 3 значения динамического уровня. На каждом режиме замеряется дебит скважины и затрубное давление. Полученные данные приводятся к затрубному давлению при котором будет производиться подбор установки. Значения приведенных уровней и замеренных дебитов наносятся на график «дебит - динамический уровень», через полученные точки проводится прямая, которая и является индикаторной линией.

Методика заключается в нахождении оптимального режима работы насосного оборудования путем согласования системы «пласт - лифт - установка». За критерий согласования характеристик в данной методике принято допустимое газосодержание на приеме насоса, которое по техническим условиям УЭЦН составляет 25%. В методике используются вертикальные глубины.

Допустимое давление на приеме насоса в соответствии с требованиями «инструкции по запуску и выводу скважины на режим установок ЭЦН» принимается равным 4 МПа. Рассчитываем давление соответствующее 25% газосодержанию продукции скважины.

Строится гидравлическая характеристика скважины, системы скважина - лифт, представляющая собой зависимость потребного напора от дебита при допустимом давлении на приеме насоса.

После определения разницы давления по графику определяется соответстщий напор Н1, Н2, Н3.

Строится второй рабочий график. На этом графике наносятся точки с координатами (20м3, Н1), (40м3, Н2), (60м3, Н3) и через них проводится прямая.На характеристику скважины накладываются напорные характеристики УЭЦН. Точки пересечения гидравлической характеристики скважин с напорными характеристиками насосов являются режимами согласованной работы всей системы «пласт - лифт - УЭЦН» в целом. Из полученных 3 - 4х вариантов, отличающихся дебитом, забойным давлением, типоразмером установки, глубиной подвески агрегата выбирается оптимальный. Критериями выбора того или иного варианта могут быть кривизна скважины, проектный дебит, допустимое забойное давление и другие ограничения.

Исходные данные:

ЦДНГ-1 куст 220 скважина 2326

Д_э - диаметр эксплутационной колонны - 168мм;

Н_ск - глубина скважины - 1800м;

Q_н - дебит нефти - 210м³;

h_ст - статический уровень - 500м;

К - коэффициент продуктивности скважины - 8

_н - плотность нефти - 0,85 г/см³;

- кинематическая вязкость жидкости - 0,02 см²/с;

G₀ - газовый фактор - 20 м³/ м³;

l - расстояние от устья скважины до сепаратора - 1500 м;

h_г - превышение уровня жидкости в сепараторе

над устьем скважины - 8,5 м;

P_с - избыточное давление в сепараторе - 4 кгс/см²;

Выбираем диаметр НКТ.

Диаметр определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине вместе с кабелем и агрегатом.

Диаметр НКТ выбираем по графику (А.М. Юрчук. Расчеты в добыче нефти) Принимаем диаметр НКТ-d_нкт = 60мм.

Определяем необходимый напор УЭЦН.

H_н = h_ст + h + h_тр + h_г + h_с , (5.1)

где h_ст - статический уровень - 500м;

h - дипрессия;

h = , (5.2)

где Q - дебит нефти,

K - коэффициент продуктивности;

h = = 262 м ;

h_д - расстояние от устья до динамического уровня,

h_д = h_ст +h; (5.3)

h_д = 500 + 262 = 762 м

h_тр - напор, теряемый на местное сопротивление,

h_тр = 108 * 10⁴ , (5.4.)

где L - глубина спуска насоса в метрах,

d - диаметр НКТ в мм (внутренний) (По таблице Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти),

l - расстояние от устья скважины до сепаратора,

Q - дебит нефти,

- коэффициент гидравлического сопротивления

- определяется в зависимости от числа Рейнольдса R_e и относительности гладкости труб K_s

R_e = 0,147 , (5.5)

где d - внутренний диаметр НКТ ;

- вязкость жидкости;

Q - дебит нефти.

R_e = 0,147 = 39690

Режим турбулентный, а потому

= = 0, 022

Определяем относительную гладкость труб K_s

K_s = , (5.6)

где d - внутренний диаметр НКТ;

- шероховатость стенок труб (мм). Принимаем 0,1 (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти)

K_s = = 251,5

По полученным данным R_e и K_s из графика (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти) находим = 0,03.

Для определения h_тр необходимо найти общую глубину спуска насоса L.

L = h_д = h , (5.7)

где h - глубина погружения насоса под динамический уровень - h=50м

L = 762+50= 812 м

Находим истинную глубину спуска насоса:

L_ист = = = 896 м.

Определяем потери напора на трение

h_тр = 1,08 * 10⁴ = 105 м.

Определяем напор в сепараторе

h_с = , (5.8)

где P_с - избыточное давление в сепараторе

- плотность нефти

h_с = = 47 м ст. жид.

Необходимый напор насоса в заданных условиях будет равен

Н_н = 500 + 267 +105+8.5+47 = 922 м

Для получения дебита 210м³ сут и напора 827м наиболее подходит центробежный насос УЭЦНМ 5 - 200-800, с числом ступеней Z = 227.

3. Выбираем трехжильный кабель КРБП 3 х 16 сечением 16мм² и толщиной 13,1 мм по таблице (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти).

Общая длина кабеля будет равна глубине спуска насоса L = 896м + расстояние от скважины до станции управления 60 м.

Определяем потери электроэнергии в кабеле длиной 100м

P_к = 3 I ² * R * 10 ^-3 (5.9)

P_к = 1, 117 кВт

Потери электроэнергии по общей длине кабеля составят

1,117 = 10,67 кВт

Выбираем эл. двигатель.

Мощность двигателя определяем по формуле

N_p = , (5.10)

где _н = 0,5 - КПД насоса

N_p = = 33,5 + 10,67 = 44.1кВт

Принимаем электродвигатель ПЭД - 35 - 123 мощностью 35 кВт диаметром 123мм и длиной 5549мм.

Вывод: В этой части дипломного проекта проведен анализ работы скважин, оборудованных ЭЦН. Рассмотрена эксплуатация осложненного фонда. Проведен расчет по подбору оборудования для скважин, оборудованных ЭЦН.

По сравнению с прошлым годом наблюдается снижение неэффективных ремонтов, аварий на скважинах оборудованных ЭЦН, выполнена программы оптимизации режимов работы скважин, что приводит к увеличению прироста добычи нефти. Но остаются ещё не до конца решённые вопросы в эксплуатации частоотключающихся, часторемонтируемых и горизонтальных скважин. Нарушения технологии эксплуатации и проведения ремонтов приводят к аварийным отказам и работе за пределами рекомендуемых режимов, что снижает эффективность работы скважин фонда УЭЦН.

Для повышения надежности и эффективности работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН, разработаны мероприятия по недопущению неэффективных ремонтов и аварий, даны рекомендации по работе с осложненным фондом.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Аннотация мероприятия и анализ научно-технического развития НГДУ “Федоровскнефть”

Основные направления научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

1. Внедрение УЭЦН высокой производительности на скважинах с высоким дебитом.

2.Повышение среднего дебита на новых скважинах за счет улучшения первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, за счет ГРП и за счет бурения горизонтальных скважин.

3. Повышение среднего дебита за счет совершенствования системы регулирования выработки запасов, снижения темпа обводненности, повышение уровня надежности оборудования и межремонтного периода, оптимизация режима работы системы скважина-пласт, систематическая работа с ПЗП, совершенствование работ по текущему и капитальному ремонту скважин.

4. Повышение эффективного использования разведочных запасов нефти, конденсата и соответствующих компонентов за счет использования тепловых и физико-химических ресурсов.

5. Энерго- и ресурсосбережение, обеспечение прогрессивных норм расходов материально-технических ресурсов.

В этой части дипломного проекта проводится экономическое обоснование целесообразности оптимизации УЭЦН на Федоровском месторождении. Поиск оптимальных условий эксплуатации скважин - одна из наиболее распространенных задач в добыче нефти.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы «скважина - установка» при наименьших затратах. Выполнение программы оптимизации режимов работы скважин ведет к увеличению прироста добычи нефти на месторождении, сокращению фонда ЧРФ, увеличению МРП.

6.2 Экономический эффект от внедрения УЭЦН

В предыдущей части дипломного проекта, на основе анализа применяемых на Федоровском месторождении ЭЦН, можно сделать вывод что эти ЭЦН являются одним из методов в решении проблем по увеличению добычи нефти.

В 2003 году произведено 466 оптимизаций скважин (при плане 320), из них на пласте АС5-8 270 скважин (58%), на пласте БС10 196 скважин (42%).

За счет оптимизации режима работы скважин в 2003 году дополнительная добыча нефти составила 441,650 тыс.т., при этом средний дебит увеличился с 255м³/сут, до 168,3м ³/сут. по жидкости и со 21,5 м³/сут. до 36,6 м³/сут. по нефти. Углубился динамический уровень с 326 до 585м.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что не смотря на рост обводненности добывающих скважин после внедрения ЭЦН увеличивается прирост добычи нефти.

6.3 Расчет экономического эффекта от оптимизации УЭЦН

Целью моего дипломного проекта является анализ работы ЭЦН на Федоровском месторождении, в экономической части проекта - расчет от проведения оптимизации (конкретно внедрение ЭЦНМ 5А - 400 - 1000) на 15 скважинах ЦДНГ-1 Федоровского месторождения. Это требует дополнительных затрат.

Поэтому главной задачей экономической части является анализ экономической эффективности мероприятия.

Научно-технический прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТМ.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Год, предшествующий получению технологического эффекта называется расчетным годом.

Экономический эффект считается в виде потока денежной наличности .

Поток денежной наличности ПДН представляет из себя прирост прибыли валовой П + амортизация А - капитальные вложения К.

ПДН определяется за каждый год расчетного периода.

ПДН = П + А - К (6.1)

П = В_р - З_тек - А - Н, (6.2)

где В_р - прирост выручки от реализации

В_р = Q_т*Ц (6.3)

П - валовая прибыль;

З_тек - затраты текущие;

Н - налоги;

Q_т - прирост товарной продукции;

А - амортизационные отчисления;

Ц - цена

Ц = С/с + П + А + НДС, (6.4.)

где С/с - себестоимость продукции; П - прибыль;

НДС - налог на добавленную стоимость.

Прирост добычи:

Q= qn365K_э, (6.5.)

где Q -добыча;

q - суточная добыча;

n - количество скважин;

К_э - коэффициент эксплуатации.

1) Q=qn365K_э (6.6.)

2) Q = q n365K_э (6.7.)

3) Q = qn365 K_э (6.8.)

Прирост товарной добычи:

Q_т = QN_с.н. , (6.9)

где Q - прирост добычи;

N_с.н. - процент, отчисляемый на собственные нужды от валовой добычи,%.

Затраты текущие подсчитываются по следующей формуле:

З_тек=З_мер+З_{доп.доб.}, (6.10)

где З_мер - затраты на мероприятие;

З_{доп.доб.} - затраты на дополнительную добычу.

Затраты на мероприятие - затраты непосредственно связанные с проведением данного мероприятия и включенные в себестоимость.

З_мер = КN_обсл., (6.11)

где К - капитальные вложения;

N_обсл. - затраты на ремонт и обслуживание скважин от их стоимости (в год),%.

З_{доп.доб.}.=Q_тЗ_{ус.-пер.}, (6.12)

где З_{ус.-пер.} -условно переменные затраты.

З_ус.-пер.= с/сd_{ус.-пер.}/100, (6.13)

где d_{ус.-пер.} - удельный вес условно переменных затрат, 41,5%.

Капитальные затраты - единовременные затраты и они не включаются в себестоимость продукции, связаны с финансированием НИР и приобретением основных средств.

К = К_осн.ср.n, (6.14)

где n - число единиц (скважин),

К_осн.ср. - стоимость одного насоса.

Дополнительные амортизационные отчисления

А = КN_а/100, (6.15)

где N_а - норма амортизации основных фондов или износа нематериальных активов, 6.7%.

Остаточная стоимость имущества:

С_ост. = К - А, (6.16)

где К - капитальные вложения;

А - дополнительные амортизационные отчисления.

При расчете налогов (Н) необходимо обязательно рассчитать прирост налога на имущество (Н_им.) и налог на прибыль (Н_пр.).

Н_им.= С_остN_пр./100, (6.17)

где Nим.- ставка налога на имущество, % (равна 2% от остатачной стоимости).

Н_пр. = ПN_пр./100, (6.18)

где П - валовая прибыль;

N_пр. - налог на прибыль (равный 24%).

Расчет чистой прибыли ведется по формуле:

П_ч = П- Н_пр, (6.19)

где П - валовая прибыль;

Н_пр - налог на прибыль, %.

Расчетный период определяется следующим образом:

1. Если мероприятие связано с приобретением и установкой оборудования (основных средств), расчетный период принимается равным сроку службы оборудования.

2. Если мероприятие связано с интенсификацией добычи нефти, расчетный период равен 6 годам.

3. Во всех остальных случаях расчетный период равен 3 годам плюс время, связанное с научными разработками.

Коэффициент дисконтирования:

Для учета фактора времени путем применения коэффициента дисконтирования осуществляется приведение разновременных результатов и затрат к одному моменту времени.

Кд = 1/(1 +r + J)ⁿ , (6.20)

где r - темп изменения ценности денег;

n - номер года, с начала инвестирования;

J - коэффициент инфляции, рассчитывается по индексу цен.

Поток денежной наличности рассчитывается нарастающим итогом до конца расчетного периода (накопленный поток денежной наличности).

НПДН = ПДН (6.21)

ПДН умножается на коэффициент дисконтирования соответствующего года и получается показатель, который называется дисконтированный поток денежной наличности.

ДПДН = ПДН Кд (6.22)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТС = ДПДН (6.23)

ЧТС и ПДН являются показателями, характеризующими выгоду предприятия от проведения мероприятия, причем ПДН соответствует поступлению денежных средств на расчетный счет предприятия. ЧТС представляет собой базу для принятия решения, при ЧТС = 0 - внедрение предприятия.

При обосновании одного варианта проекта для принятия решения достаточно чтобы ЧТС имела знак (+). При обосновании нескольких вариантов, выбор осуществляется по наибольшей величине ЧТС.

Внутренняя норма рентабельности - это такая норма дисконта, при которой ЧТС = 0.

Рассчитывается методом подбора. Она показывает тот предел, за которым применение данного проекта становится невыгодным.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Т_ок). Это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости может быть также определен расчетным путем:

Т_ок = Т_о - (НПДН_о/(НПДН₁ - НПДН₀)) (6.24)

где: Т₀ - количество полных лет, в течение которых наблюдается отрица- тельный НПДН;

НПДН₀ - последнее отрицательное значение накопленного потока, мил. руб.;

НПДН₁ - первое положительное значение потока, млн. руб.

Коэффициент окупаемости капитала показывает, какой доход за расчетный период получается с 1 рубля капитальных вложений.

КОК=ЧТС_{проекта}/ЧТС_{инвестиций} (6.25)

Исходные данные необходимые для расчета были взяты из годовых отчетов планового отдела, за исключением цены на нефть и себестоимости. Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем примерные цифры.

В 2004 году на Федоровском месторождении планируется внедрить 15 ЭЦНМ 5 - 400 - 1000. Расчетный период - 3 года.

Показатели 2004 г.

1).Число скважин, шт. 15

2).Средний дебит одной скважины, т/сут 15,1

3).Коэффициент эксплуатации 0,96

4).Стоимость ЭЦНМ 5 - 400 - 1000 ,тыс.руб. 476

5).Цена на нефть без учета акциза и НДС, руб. 1800

6).Себестоимость нефти, руб. 1002

7).Удельный вес условно-переменных затрат, % 41,5

Дополнительная добыча от оптимизации считается следующим образом:

ДQ₂₀₀₄ = 15 * 15,1 * 320 * 0,966 =70015,68 т;

Расчет НПДН и ЧТС за расчетный период

Расчет на 2003 год.

1).Выручка от реализации нефти:

В_р2004 = 70015,68 * 1800 = 126028,224тыс.руб.;

2).Капитальные затраты:

К = 476 * 15 = 7140 тыс.руб.;

3).Затраты текущие:

З_тек. = 1002*0,415*70015,68 = 21994,620тыс.руб.;

4).Амортизационные отчисления:

А =7140 * 0,067 = 478,380 тыс.руб.;

5).Остаточная стоимость:

С_ост.2005 =7140 - 478,380 = 6661,620 тыс.руб.;

6).Налог на имущество:

Н_им = 7140*0,02 = 142,800 тыс.руб.;

7) Прибыль от реализации:

П_р = 126028,224 - 29114,620 = 96913,604 тыс.руб

8).Налог на прибыль:

Н_пр. = 96913,604 * 0,24 = 23259,7265 тыс.руб.;

9).Поток денежной наличности:

ПДН = 126028,224-29114,620-7140-142,8 - 23259,265= 6371,539 тыс.руб.;

10).Накопленный поток денежной наличности:

НПДН₂₀₀₅ = У ПДН = 66371,539 + 67392,665 = 133764,204 тыс..руб.;

11).Дисконтированный поток денежной наличности:

ДПДН =66371,539 * 0,7832 = 51982,189 тыс.руб.;

12).Чистая текущая стоимость:

ЧТС = 66371,539 * 0,7832 = 51982,189 тыс.руб.

13).Срок окупаемости:

Т_ок = 1 - (-7140/(66371,539- (-7140)) = 0,9 года;

Аналогично ведется расчет и на последующие годы. Результаты расчетов представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Расчет чистой текущей стоимости
Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	126028224	115541991	98289828
Тек. затраты	руб	29114620	26692126	22706588
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	96913604	88849865	75583240
Налог на прибыль	руб	23259265	21323968	18139977
Поток денежн. наличн.	руб	66371539	67392665	57319597
НПДН	руб	66371539	133764204	191083801
Коэф. дисконт.		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	51982189	41338661	27536335
ЧТС	руб	51982189	82050963	91796658

На рис.6.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости по годам оптимизации.

Рисунок 6.1. График ПДН и ЧТС по годам

Оценка проекта

Анализируя данные расчетов и графика заметно, что затраты на оптимизацию уже в первый год, а также поток денежной наличности и чистая текущая стоимость накапливаются с первого года после внедрения новых ЭЦН. Поток денежной наличности 2004 - 2006 годов составил 191083,801тыс.руб. На основании данной работы приходим к выводу, что мероприятие довольно сильно повлияло на основные показатели НГДУ. Дополнительная добыча достигается оптимизацией ЭЦН на Федоровском месторождении. Можно порекомендовать дальнейшую оптимизацию на скважинах Федоровского месторождения.

Расчет чувствительности проекта на риски

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными и рыночными факторами, то возникает необходимость проведения анализа чувствительности каждого варианта проекта.

Расчет чувствительности при оптимизации на Федоровском месторождении представлен в таблицах 6.2-6.9 и был проведен при следующих диапазонах изменения параметров:

· Изменение годовой добычи нефти (-30%; +10%);

· Изменение цены на нефть (-20%; +20%);

· Изменение текущих затрат (-10%; +10%);

· Изменение налогов (-10%; +10%).

Таблица 6.2

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при снижении объема годовой добычи нефти на -30%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	10,57	8,54	7,28
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	49010,976	44933,0	38223,8
Выручка от реализ.	руб	88219757	80879394	68802880
Тек. затраты	руб	20380234	18684488	15894612
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	67839523	62194906	52908268
Налог на прибыль	руб	16281485	14926777	12697984
Поток денежн. наличн.	руб	44275237	47134896	40086619
НПДН	руб	44275237	91410133	131496752
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	34676366	28912545	19257612
ЧТС	руб	34676366	56070976	63171040

Таблица 6.3

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при увеличении объема годовой добычи нефти на +10%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	16,61	13,42	11,44
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	77017,248	70609,0	60066,0
Выручка от реализ.	руб	138631046	127096190	108118811
Тек. затраты	руб	32026082	29361338	24977247
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	106604964	97734852	83141564
Налог на прибыль	руб	25585191	23456364	19953975
Поток денежн. наличн.	руб	73736973	74145255	63063923
НПДН	руб	73736973	147882228	210946151
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	57750797	45480699	30295909
ЧТС	руб	57750797	90710959	101338531

Таблица 6.4

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении цены на нефть на -20%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1440
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	100822579	92433593	78631862
Тек. затраты	руб	29114620	26692126	22706588
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	71707959	65741467	55925274
Налог на прибыль	руб	17209910	15777952	13422066
Поток денежн. наличн.	руб	47215249	49830283	42379543
НПДН	руб	47215249	97045531	139425075
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	36978983	30565895	20359133
ЧТС	руб	36978983	59527729	66979806

Таблица 6.5

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении цены на нефть на +20%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	2160
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	151233869	138650389	117947794
Тек. затраты	руб	29114620	26692126	22706588
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	122119249	111958264	95241205
Налог на прибыль	руб	29308620	26869983	22857889
Поток денежн. наличн.	руб	85527829	84955048	72259651
НПДН	руб	85527829	170482877	242742528
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	66985396	52111426	34713536
ЧТС	руб	66985396	104574197	116613510

Таблица 6.6

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении текущих затрат на -10%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	126028224	115541991	98289828
Тек. затраты	руб	26203158	24022913	20435930
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	99825066	91519078	77853898
Налог на прибыль	руб	23958016	21964579	18684936
Поток денежн. наличн.	руб	68584250	69421267	59045298
НПДН	руб	68584250	138005517	197050815
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	53715185	42583005	28365361
ЧТС	руб	53715185	84652584	94663211

Таблица 6.7

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении текущих затрат на +10%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	126028224	115541991	98289828
Тек. затраты	руб	32026082	29361338	24977247
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	94002142	86180653	73312581
Налог на прибыль	руб	22560514	20683357	17595019
Поток денежн. наличн.	руб	64158828	65364064	55593897
НПДН	руб	64158828	129522891	185116788
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	50249194	40094317	26707308
ЧТС	руб	50249194	79449342	88930105

Таблица 6.8

Результаты расчетов экономической эффективности от оптимизации при изменении налога на прибыль на +10%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	126028224	115541991	98289828
Тек. затраты	руб	29114620	26692126	22706588
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	96913604	88849865	75583240
Налог на прибыль (34%)	руб	32950625	30208954	25698301
Поток денежн. наличн.	руб	56680178	58507679	49761273
НПДН	руб	56680178	115187857	164949131
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	44391916	35888610	23905316
ЧТС	руб	44391916	70656232	79241562

Таблица 6.9

Результаты расчетов экономической эффективности от оптимизации при изменении налога на прибыль на -10%

Год проведения	Ед.изм	2004	2005	2006
Число скважин	шт	15	15	15
Коэффициент экс.		0,966	0,961	0,959
Прирост добычи	т/сут	15,1	12,2	10,4
Стоим. насоса	руб	476000
Цена нефти	руб/тн	1800
Себест. нефти	руб/тн	1002
Уд.вес усл-перем.затрат	%	41,5
Кап.вложения	руб	7140000
Доп.добыча	тн	70015,68	64190,0	54605,5
Выручка от реализ.	руб	126028224	115541991	98289828
Тек. затраты	руб	29114620	26692126	22706588
Амортиз.отчисления	руб	478380	478380	478380
Остаточная стоимость	руб	7140000	6661620	6183240
Налог на имущество	руб	142800	133232,4	123664,8
Прибыль от реализации	руб	96913604	88849865	75583240
Налог на прибыль (14%)	руб	13567905	12438981	10581654
Поток денежн. наличн.	руб	76062899	76277652	64877921
НПДН	руб	76062899	152340551	217218472
Коэф. дисконтирования		0,7832	0,6134	0,4804
ДПДН	руб	59572463	46788712	31167353
ЧТС	руб	59572463	93445694	104351754

На основе проведенных расчетов были получены зависимости чистой текущей стоимости от приведенных факторов риска, полученные зависимости нашли отражение в диаграмме чувствительности данного проекта. Если изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, значит проект не имеет риска. Если значения ЧТС попадают в отрицательную область, то решение об оптимальном варианте, выбранном на основе критериев, необходимо пересмотреть с учетом анализа чувствительности проекта.

Графическое отражение полученных зависимостей чистой текущей стоимости от факторов риска представлено на рис.6.2.

Анализ чувствительности проекта показывает, что при изменении факторов (по заданным процентам) расчетный ЧТС находится в положительной плоскости. Следовательно проект не склонен к риску и является эффективным.

Из результатов проведенных расчетов можно сделать следующие выводы:

· Оптимизация ЭЦН на Федоровском месторождении экономически выгодна;

· проекты по оптимизации лишены риска.

Рис. 6.2. Диаграмма чувствительности проекта

7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

При выполнении каждого вида работ на объектах нефтегазодобывающих предприятий существуют потенциально опасные и вредные производственные факторы, которые можно подразделить на физические, химические, биологические и психофизиологические (ГОСТ 12.0.003-74, ГОСТ 39.022-76, СанПиН 2.2.0.555-96).

К группе физических опасных и вредных производственных факторов следует отнести попадания конечностей во вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов; опасность падения с высоты при обслуживании агрегатов, поднятых над уровнем земли и т. д. При работе на высоте иметь в наличии страховочные пояса. Спецодежда должна соответствовать размеру работника, не должна содержать элементы отделки одежды, которые могут попасть в подвижные детали механизмов. (РД 08-200-98,СН№3041-84)

К группе химически опасных и вредных производственных факторов относят такие как: раздражающее действие на слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей паров кислоты; попадание химреагентов на тело, что может вызвать раздражение, тяжёлые химические ожоги тела. При проведении таких работ необходимо иметь респираторы, шланговые противогазы и прорезиненные рукавицы . (ГОСТ 12.1 007 -76,СНиП 12.03-99)

Психофизиологические опасные и вредные факторы - это физические и нервно-психологические перегрузки. Обслуживание и ремонт оборудования на нефтепромыслах ведётся вручную, что приводит к физическим перегрузкам. Закачка и продавка рабочих жидкостей в скважину ведётся при высоких давлениях, с большим расходом, что вызывает необходимость особого внимания и повышенного напряжения. (ГОСТ 12.0.001.81 ССБТ, ГОСТ 12.2.003-91).

К группе опасных биологических и вредных факторов следует отнести укусы насекомых (мошка, комары, клещи и др.), змей, диких животных; получение открытых ран, через которые можно занести инфекцию внутрь организма. Для этого необходимо иметь специальные средства защиты и специализированную аптечку.(ГОСТ 12.4.010.-75, СанПиН 2.2.4.548-96).

Токсичные и пожароопасные вещества.

На месторождении НГДУ “Федоровскнефть” рабочий персонал сталкивается с вредными веществами, которые могут нанести отрицательное воздействие.

В таблице 7.1 дана характеристика токсичных и пожароопасных свойств применяемых веществ.

Таблица 7.1

Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ

Характеристика	Наименование веществ
	СН4	С2Н6	2СН2 (СН3)	Нефть
Характеристика компонента	Бесцветный газ, без запаха	Бесцветный горючий газ	Бесцветный горючий газ	Горючая смесь
Плотность паров и газов по воздуху	0.5543	1.0488	1.5617	3.5
Температура кипения, Со	-161.58	-88.63	-42.06	30
Температура вспышки, Со	-	-	-	-40 - 17
Температура воспламенения, Со	537	515	466	270 -320
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3	300	300	300	300
Пределы воспламенения смеси с воздухом (нижний и верхний), %	5 -15	2.9 - 15.0	1.4 - 7.8	1.26-6.5
Действие на организм	В больших концентрациях, наркотическим действ.	Обладает наркотическим действ.	В больших концентрациях, наркотическим действ.	Обладает наркотическим действием

Состояние травматизма.

В НГДУ “Федоровскнефть” регистрируются несчастные случаи, бывают и случаи со смертельным исходом. Предприятию это приходится брать во внимание и дополнительно проводить инструктаж по ТБ и ОТ. На предприятии ежегодно проводится проверка знаний у работников по технике безопасности.

Степень риска в НГДУ “Федоровскнефть” рассчитывается по формуле:

R = Cn/Nr, где (7.1)

R - степень риска;

Cn - число несчастных случаев за год;

Nr - число работающих в НГДУ.

В 2002 году по оперативным данным, на месторождениях НГДУ “Федоровскнефть”, зафиксировано два несчастных случая. Число работающих составляет 3867 человек. Отсюда можно определить степень риска:

R = 2/3867 = 0.0005172

То есть НГДУ "Фёдоровскнефть" можно считать предприятием с малой степенью риска.

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

При работе на устье скважины соблюдают требования «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденных Гостехнадзором России 9 апреля 1998г. Согласно “Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности” требования к оборудованию и рабочему инструменту следующие:

Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны соответствовать требованиям «Положения о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям и серийному выпуску нового бурового, нефтегазопромыслового, геологического оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденных Госгортехнадзором России 21.03.94г.

Эксплуатация оборудования, инструмента, контрольно - измерительных приборов должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными в соответствии с ГОСТ 2.601-68. Импортное оборудование и инструмент эксплуатируется в соответствии с технической документацией фирм - поставщиков.

Оборудование должно быть установлено на прочных фундаментах (основаниях), выполненных в соответствии с проектом или требованиями инструкций по монтажу (эксплуатации), обеспечивающих его нормальную работу

Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

На грузоподъемных машинах и механизмах, паровых котлах, сосудах, работающих под давлением, должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования и грузоподъемность.

В крепежных деталях и элементах соединения машин и оборудования должны быть предусмотрены приспособления (контргайки, шплинты, клинья и др.), предотвращающие во время работы самопроизвольное раскрепление и рассоединение.

Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ.

Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного, модернизированного, капитально отремонтированного оборудования осуществляется в соответствии с положением, разработанным предприятием.

Эксплуатация оборудования, не соответствующего по климатическим условиям, осуществляется с учетом требований ГОСТ 2.124-85.

При пуске в работу или остановке оборудования должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей, а также пробок в результате гидратообразования или замерзания жидкостей.

Лебедки, краны и другие грузоподъемные механизмы должны иметь ограничители грузоподъемности, а также надежные тормозные устройства и фиксаторы, не допускающие самопроизвольного движения груза и самого механизма.

В комплекте оборудования, механизмов должны быть предусмотрены специальные приспособления или устройства для замены быстроизнашивающихся и сменных деталей и узлов, обеспечивающие удобство и безопасность работы.

Эксплуатация оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности, а также с превышением рабочих параметров выше паспортных запрещается.

При обнаружении в процессе монтажа, эксплуатации, технического освидетельствования несоответствия оборудования требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации.

Требования к рабочему инструменту:

- запрещается производить работы сломанными ключами.

- рабочий инструмент должен содержаться в чистоте и в исправном состоянии.

- при износе движущихся частей инструмента должен производится их ремонт или выбраковка.

- на каждый грузозахватный инструмент существует срок годности, по истечению которого он должен изыматься.

- по окончанию работ бригада проводит периодическое техническое обслуживание.

- в процессе работы бригада проводит ежедневное техническое обслуживание.

- в помещении с искусственным регулированием температуры оборудование располагают не ближе одного метра от источника тепла.

- правильное и своевременное техническое обслуживание обеспечивает длительную и безотказную работу, повышает срок эксплуатации и исключает преждевременный выход из строя.

Решение о выводе из эксплуатации оборудования, инструмента контрольно - измерительных приборов должно приниматься с учетом показателей физического износа, коррозии или результатов дефектоскопии. Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются разработчиком или предприятием - изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации

7.1.3 Санитарные требования к рабочему персоналу

В НГДУ "Фёдоровскнефть" работают как местные рабочие, так и иногородние, работающие по вахтовому методу. Иногородние рабочие приезжают на вахту железнодорожным транспортом. Во время вахты они проживают в общежитиях посёлка Новофёдоровский и города Сургут. На месторождение и обратно рабочие доставляются вахтовыми автобусами. Въезд на территорию нефтепромысла на личном автотранспорте запрещён.