Реконструкция насосного цеха установки предварительного сброса воды «Малая Уса»: комплексное инженерное обоснование с применением инновационных технологий и системного управления рисками

Эффективность и безопасность объектов нефтегазовой отрасли напрямую зависят от состояния их инфраструктуры. На установках предварительного сброса воды (УПСВ), таких как «Малая Уса», критически важную роль играют насосные цеха, отвечающие за перекачку водонефтяной эмульсии и пластовой воды. Износ оборудования, устаревшие технологии и постоянно возрастающие эксплуатационные затраты делают реконструкцию подобных объектов не просто желательной, а жизненно необходимой мерой. Ежегодная экономия топливно-энергетических ресурсов в нефтегазовом секторе, достигаемая за счет инвестиций в ресурсосберегающие и природоохранные технологии, может составлять до 0,1 млн тонн условного топлива при инвестициях в 1 млрд рублей, что свидетельствует о колоссальном экономическом потенциале модернизации.

Настоящая дипломная работа посвящена разработке комплексного проекта реконструкции насосного цеха УПСВ «Малая Уса». В ней будут подробно проанализированы современные технологические решения, обоснован выбор оптимального оборудования, представлены исчерпывающие меры по обеспечению промышленной, пожарной и экологической безопасности, а также проведено всестороннее технико-экономическое обоснование проекта. Цель работы — не только предложить технически реализуемый проект, но и доказать его экономическую целесообразность, экологическую ответственность и соответствие строжайшим стандартам безопасности. Это исследование имеет высокую научную и практическую значимость, поскольку оно демонстрирует интегрированный подход к модернизации критически важного инфраструктурного объекта нефтегазовой отрасли, обеспечивая основу для принятия обоснованных управленческих и инженерных решений.

Обзор современных технологий и методов повышения эффективности насосных цехов

В эпоху стремительного технологического прогресса поддержание конкурентоспособности и устойчивости нефтегазовых предприятий невозможно без внедрения инновационных подходов к оптимизации производственных процессов. Насосные цеха, являясь сердцем многих технологических цепочек, находятся в авангарде этой трансформации, а сегодняшние технологии предлагают широкий спектр решений, способных кардинально улучшить как экономические, так и экологические показатели работы оборудования, переосмысливая традиционные методы эксплуатации.

Энергосберегающие технологии и материалы

Современные материалы и конструктивные решения играют ключевую роль в повышении эффективности насосного оборудования. В частности, внедрение полимерных композитных материалов для ремонта и защиты внутренних поверхностей насосов открывает новые горизонты. Эти материалы не только снижают вес оборудования, но и уменьшают трение в проточной части, что, по данным исследований, может повысить КПД насосов на 3–8% для нового оборудования и до 20% для уже эксплуатируемого. Это приводит к существенному сокращению потребления электроэнергии, а значит, и к снижению операционных затрат.

Помимо композитов, для снижения трения и износа активно применяются антифрикционные твердосмазочные покрытия. Среди них выделяются составы на основе дисульфида молибдена, графита, политетрафторэтилена (ПТФЭ) и дисульфида вольфрама (WS₂). Эти покрытия создают устойчивый разделительный слой, предотвращая прямой контакт металлических поверхностей и тем самым увеличивая ресурс узлов, снижая потери энергии на трение и уменьшая потребность в частых ремонтах, что напрямую влияет на сокращение простоев и затрат на обслуживание.

Внедрение высокоэффективных насосов, разработанных с применением компьютерного моделирования гидродинамики, позволяет создавать рабочие колеса и корпуса с минимальным уровнем гидравлических потерь. Это достигается, например, за счет оптимизации формы криволинейных лопаток, что снижает турбулентность потока жидкости и может привести к уменьшению энергозатрат до 10%. В совокупности с другими технологиями, такие насосы способны сократить общие энергозатраты на перекачку до 40%. Повышение КПД одного насоса мощностью 30 кВт с 50% до 80% может обеспечить экономию до 540 000 рублей в год только за счет снижения потребления электроэнергии, что делает инвестиции в модернизацию оборудования крайне выгодными.

Особое внимание уделяется герметичным насосам с магнитной муфтой. Эти агрегаты полностью исключают протечки перекачиваемого продукта и его контакт с окружающей средой. Это не только повышает безопасность при работе с агрессивными, пожаро- и взрывоопасными жидкостями, но и способствует экологической чистоте, снижая углеродный след предприятия. Потенциальная экономия электроэнергии для одного насоса мощностью 10 кВт, работающего 8000 часов в год, может достигать 80 000 кВт·ч, за счет более эффективной работы и отсутствия потерь продукта, что является значимым фактором для снижения операционных расходов.

Интеллектуальные системы управления и мониторинга

Революцию в управлении насосными цехами привносят интеллектуальные системы. Частотно-регулируемые приводы (ЧРП) позволяют динамически подстраивать скорость вращения двигателя под текущие потребности процесса, снижая энергопотребление в среднем на 20-30%. Это критически важно для объектов с переменной нагрузкой, где традиционные насосы работали бы с избыточной мощностью, а следовательно, неэффективно. Параллельно с ЧРП используются системы ПИД-регулирования (пропорционально-интегрально-дифференциального), обеспечивающие точный контроль параметров давления, расхода и уровня жидкости, что минимизирует потери и оптимизирует работу всей системы, снижая риск аварий и простоев.

Интеграция систем на основе машинного обучения и искусственного интеллекта (ИИ) поднимает прогностическое обслуживание на новый уровень. Алгоритмы ИИ анализируют огромные объемы данных, собираемых датчиками (давление, температура, вибрации, уровень жидкости), и предсказывают возможные неполадки до их возникновения. Это позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций до 70% и обеспечивает экономию электроэнергии до 25% в год за счет своевременного обслуживания и предотвращения простоев, что в свою очередь, значительно увеличивает надежность и стабильность производства. Нейросетевое моделирование, например, успешно применяется для прогнозирования вертикальной вибрации электроцентробежных насосов.

Цифровизация процессов и развитие промышленного интернета вещей (IIoT) сделали возможным удаленное управление насосными системами через облачные сервисы (например, D.Connect) или GSM RTU терминалы. Это обеспечивает мониторинг и оповещения в реальном времени, повышает оперативность реакции на изменения и позволяет удаленно устранять неполадки, что минимизирует необходимость в выезде персонала и сокращает время реагирования на инциденты. Для тепловых насосов, например, удаленное управление в экономичном режиме может снизить затраты на отопление до 50%.

Оптимизация гидравлических систем и конструктивных узлов

Оптимальное проектирование гидравлических систем является фундаментальным условием для достижения максимальной эффективности и долговечности насосного оборудования. Компьютерное моделирование и анализ гидродинамики потока позволяют минимизировать гидравлические сопротивления и, что критически важно, предотвратить кавитацию. Кавитация – это основной враг насосов, вызывающий эрозионное разрушение рабочих колес, валов и внутренних поверхностей корпуса из-за схлопывания пузырьков газа, что приводит к снижению производительности, повышенным вибрациям, шуму и преждевременному выходу оборудования из строя. Тщательный гидравлический расчет и проектирование проточной части с учетом всех динамических процессов позволяют избежать этого явления, значительно продлевая срок службы агрегатов.

Модернизация конструктивных узлов также играет значимую роль. В частности, применение торцевых уплотнений, соответствующих стандарту API 682, обеспечивает повышенную надежность и герметичность, что особенно важно при работе с агрессивными и токсичными средами. Эти уплотнения спроектированы таким образом, чтобы выдерживать высокие давления и температуры, а также минимизировать утечки, обеспечивая безопасность и предотвращая потери продукта.

Кроме того, внедрение упругих пластинчатых муфт, соответствующих стандартам ISO/СБ 13709/API 610, существенно повышает надежность и ресурс насосных агрегатов. Такие муфты не требуют регулярного технического обслуживания, обладают высоким ресурсом и эффективно снижают нагрузки на опоры соединяемых машин. Это, в свою очередь, увеличивает наработку подшипниковых узлов и торцевых уплотнений, снижая общую стоимость жизненного цикла оборудования и обеспечивая стабильную работу насосного цеха. Системный анализ всего жизненного цикла насоса позволяет комплексно оценить все затраты от приобретения до утилизации и принять наиболее эффективные решения.

Критерии выбора насосного оборудования для УПСВ «Малая Уса» и анализ свойств перекачиваемых сред

Выбор насосного оборудования для УПСВ «Малая Уса» – это сложный инженерный процесс, требующий глубокого понимания как технологических требований, так и специфики перекачиваемых сред. От правильности этого выбора напрямую зависят безопасность, эффективность и экономическая целесообразность всего проекта реконструкции.

Технологические и эксплуатационные параметры

Прежде всего, необходимо четко определить ключевые технологические и эксплуатационные критерии. Для УПСВ «Малая Уса» это будут:

• Производительность: Требуемый объем перекачиваемой водонефтяной эмульсии и пластовой воды в м³/ч. Этот параметр определяется суммарным притоком продукции скважин и требуемой мощностью установки.
• Рабочее давление: Требуемый напор насоса для преодоления гидравлического сопротивления трубопроводов и создания необходимого давления на выходе из цеха (МПа).
• Степень обводнённости нефтяной эмульсии: Процентное содержание воды в нефти на входе и выходе из насосного цеха. Этот показатель влияет на вязкость и плотность перекачиваемой среды.
• Процент содержания нефти и механических примесей: Наличие абразивных частиц требует применения насосов с повышенной износостойкостью и специальных уплотнений.
• Объём установки и способ нагрева эмульсии: Эти факторы определяют температурные режимы, влияющие на вязкость и выбор материалов.

Отдельного внимания заслуживает анализ физико-химических свойств пластовой воды, которая является ключевым компонентом водонефтяной эмульсии. К таким свойствам относятся:

• Минерализация: Суммарная массовая концентрация растворённых солей (хлориды, сульфаты, карбонаты натрия, кальция, магния). Высокая минерализация способствует образованию отложений и усиливает коррозию.
• Тип солей: Различные соли по-разному влияют на коррозионную активность и склонность к образованию осадков.
• Жёсткость: Временная (карбонатная) и постоянная (некарбонатная) жёсткость определяют склонность воды к образованию накипи.
• pH: Показатель кислотности или щелочности среды, критически влияющий на скорость коррозионных процессов.
• Плотность и вязкость: Эти параметры напрямую влияют на гидравлические расчеты и выбор мощности насоса.

Например, пластовая вода с высоким содержанием сульфатов может приводить к образованию сульфатных отложений, а низкий pH (кислая среда) — к усиленной коррозии металлического оборудования. Все эти аспекты должны быть учтены при выборе насосов, их конструктивных особенностей и материалов, иначе риски преждевременного износа и аварий многократно возрастают.

Типы насосного оборудования и приводов

В насосных блоках УПСВ исторически применяются различные типы насосов, однако наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС (центробежные насосы секционные). Их популярность обусловлена высокой производительностью и напором при относительно компактных габаритах, а также возможностью регулирования параметров за счет изменения рабочих колёс. Современные ЦНС насосы могут обеспечивать подачу от 1 до 1000 м³/ч и напор от 10 до 2300 м при КПД до 83%. Это делает их оптимальным выбором для задач перекачки больших объемов жидкости на значительные расстояния или высоты.

Для перекачки высоковязких жидкостей и сильно загрязнённых сред, особенно в условиях сурового климата, где присутствует риск замерзания или образования парафиновых отложений, применяются винтовые (шнековые) насосы. Их ключевое отличие – низкие скорости работы, что минимизирует абразивный износ и продлевает срок службы в сложных условиях. Плунжерные насосы, в свою очередь, незаменимы там, где требуется очень высокое давление при относительно небольшой производительности.

Что касается приводов насосов, в нефтегазовой промышленности используются термические, электрические, механические, гидравлические и пневматические варианты. Электрические приводы наиболее распространены благодаря удобству эксплуатации, высокой точности регулирования и широкой доступности электросетей. Однако в отдаленных районах, где подвод электричества затруднен или дорог, экономически целесообразным может быть применение пневматических приводов, работающих на природном газе. Такой подход позволяет экономить электроэнергию, снижать затраты на ее подводку, упрощает конструкцию системы и повышает пожарную безопасность, поскольку отсутствует риск искрообразования.

Конструктивные особенности и выбор материалов

Агрессивность перекачиваемых сред в УПСВ, обусловленная наличием пластовой воды с высокой минерализацией, сероводорода и других коррозионно-активных компонентов, предъявляет особые требования к материалам проточной части насосов. Для обеспечения долговечности и надежности проточная часть должна изготавливаться из коррозионностойких материалов. К ним относятся титан и различные марки нержавеющей стали, такие как 08Х18Н10 (аналог AISI 304), 08Х17Н13М2 (аналог AISI 316) и 12Х18Н10Т (аналог AISI 321), которые обеспечивают хорошую устойчивость к общей и межкристаллитной коррозии. В условиях повышенной агрессивности, высоких температур и концентраций солей могут применяться специальные сплавы, такие как Hastelloy (C-276, C-22), Inconel, а также тантал или высокоэффективные полимерные материалы, например, PVDF (поливинилиденфторид) и PTFE (политетрафторэтилен) для концентрированных кислот и щелочей.

Торцевые уплотнения, являющиеся критически важным элементом для предотвращения утечек, также должны быть устойчивы к агрессивным средам и твердым включениям. Согласно ГОСТ 32600-2013 (для насосов) и ГОСТ 31839-2012 (для уплотнений), выбор материалов для пар трения основывается на химической стойкости и механической прочности. Чаще всего используются:

• Карбид кремния (SiC): Обладает высокой твердостью, износостойкостью и химической инертностью.
• Карбид вольфрама (WC): Отличается высокой прочностью и устойчивостью к абразивному износу.
• Оксид алюминия (Al₂O₃): Хорошая коррозионная стойкость и твердость.
• Графит: Применяется в комбинации с другими материалами, обеспечивает низкий коэффициент трения.
• Нержавеющая сталь и фторопласт: Используются для второстепенных элементов уплотнений и для сред с умеренной агрессивностью.

Для эластомерных элементов уплотнений, таких как кольца и манжеты, выбор также зависит от температурного режима и химического состава перекачиваемой жидкости: NBR (бутадиен-нитрильный каучук) до 100°C, EPDM (этилен-пропиленовый каучук) до 150°C и VITON (фторкаучук) до 180°C.

Электродвигатели насосов, работающих на опасных производственных объектах, обязательно оснащаются датчиками температуры подшипников для своевременного выявления перегрева и предотвращения аварий. Кроме того, они должны быть выполнены во взрывозащищённом исполнении в соответствии с требованиями промышленной безопасности. Для предотвращения обратного движения жидкости и защиты насосов от гидроударов на нагнетательном трубопроводе устанавливаются обратные клапаны и задвижки с электроприводом, обеспечивающие дистанционное управление и автоматизацию технологического процесса.

Промышленная, пожарная и экологическая безопасность проекта реконструкции

Реконструкция насосного цеха на УПСВ «Малая Уса» – это проект, требующий предельного внимания к вопросам безопасности. Нефтегазовая отрасль по своей природе является опасной, и любой проект модернизации должен быть интегрирован в строгую систему нормативных требований и лучших практик, охватывающих промышленную, пожарную и экологическую безопасность.

Требования промышленной безопасности

Фундаментом обеспечения промышленной безопасности служат Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 534. Этот документ регламентирует весь жизненный цикл опасных производственных объектов (ОПО): от проектирования и строительства до эксплуатации и ликвидации.

Важнейшим аспектом является комплексная диагностика насосно-компрессорного оборудования. Она включает в себя несколько этапов:

• Вибродиагностика: Позволяет выявить дисбаланс, расцентровку, дефекты подшипников, зубчатых передач и другие механические неисправности. Используются стандарты ГОСТ ИСО 10816 и ГОСТ 32106-2013, а также методы спектрального, огибающего, кепстрального и вейвлет-анализа.
• Тепловизионный контроль: Обнаруживает перегревы подшипников, электродвигателей, мест контакта электрооборудования. Нормативная температура подшипников не должна превышать 60°C, а двигателя — 85°C.
• Анализ масла: Оценивает состояние смазочного материала, износ узлов трения и наличие загрязнений.
• Ультразвуковой контроль: Применяется для выявления дефектов в сварных соединениях и металле.

Все работы повышенной опасности, такие как газоопасные, огневые и ремонтные, должны выполняться строго по наряду-допуску, а на каждом ОПО должно быть утверждено Положение о порядке допуска и организации безопасного производства работ. Это обеспечивает четкую регламентацию и контроль, минимизируя человеческий фактор и предотвращая аварии.

Трубопроводы систем сбора и транспортировки нефти и газа после замены участков, реконструкции или аварий подвергаются обязательным испытаниям на прочность и герметичность. Испытательное давление обычно превосходит рабочее в 1,2–1,5 раза, а время выдержки под ним составляет не менее 10–30 минут, а для газопроводов может достигать 24 часов. Осмотр проводится после снижения давления до рабочего, а для стальных трубопроводов при пневматических испытаниях — до 0,3 МПа (3 кгс/см²).

Кроме того, насосные агрегаты должны иметь паспорт организации-изготовителя с полной информацией о ремонтах и сроке службы. Для предотвращения обратного хода перекачиваемых веществ на нагнетательном трубопроводе обязательно устанавливается обратный клапан. Движущиеся части насосного оборудования, такие как муфты и валы, должны быть снабжены металлическими защитными ограждениями в соответствии с ГОСТ 12.2.044 и ГОСТ 12.2.061. Поверхности оборудования и трубопроводов, температура которых превышает 45°C, подлежат ограждению или покрытию несгораемой теплоизоляцией для предотвращения ожогов персонала. Расстояние между выступающими частями соседних насосов и между насосами и стенами помещения должно быть не менее 1 м, а между рядами насосов — не менее 2 м. Кнопки и переключатели должны иметь взрывозащищённое и влагонепроницаемое исполнение, с утопленной кнопкой «ПУСК» и грибовидной кнопкой «СТОП».

Пожарная безопасность

Пожарная безопасность насосных станций регулируется Федеральным законом № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». Насосные станции пожаротушения, как правило, относятся к I категории надёжности по электроснабжению и водоснабжению (согласно СНиП 2.04.02-84).

Помещения насосных станций должны быть оснащены приточно-вытяжной вентиляцией для поддержания безопасной концентрации газов и паров, а также системой аварийной вентиляции, сблокированной с автоматическим газоанализатором. Особое внимание уделяется системам автоматического пожаротушения. В насосных станциях, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, применяются установки пенного пожаротушения (воздушно-механическая пена), газовые системы или порошковые установки для тушения твердых веществ, жидкостей и электрооборудования. В помещениях насосных станций категорически запрещается пользоваться открытым огнём, чтобы предотвратить любые возможные источники возгорания.

Помещения насосных станций пожаротушения должны быть отделены противопожарными преградами с пределом огнестойкости REI 45 (или REI 120 для производственных зданий) и иметь отдельный выход наружу. На входе в машинный зал насосной станции обязательно устанавливается световое табло «Насосная станция», информирующее о ее назначении.

Экологическая безопасность

Экологическая безопасность в нефтегазовой отрасли – это комплекс мер по минимизации негативного воздействия на окружающую среду на всех стадиях производства: разведки, бурения, добычи, переработки и транспортировки. Проект реконструкции насосного цеха должен предусматривать активные меры по защите экологии, поскольку последствия пренебрежения этими аспектами могут быть катастрофическими.

Основными источниками и видами негативного воздействия являются:

• Загрязнение атмосферного воздуха: Выбросы метана (мощного парникового газа), сероводорода, оксидов азота и серы, а также летучих органических соединений, таких как бензол, фенол, толуол.
• Загрязнение водных объектов: Сточные воды, содержащие нефтепродукты, фенолы, тяжелые металлы, а также разливы нефти и нефтепродуктов.
• Загрязнение почв: Нефтепродукты, буровые шламы, тяжелые металлы, что приводит к утрате биоразнообразия и деградации экосистем.

Для минимизации этих воздействий предусматриваются следующие меры:

• Снижение загрязнения воздуха: Установки утилизации попутного нефтяного газа (позволяющие утилизировать до 90% ПНГ), современные технологии очистки выбросов от серы и сернистых соединений.
• Защита водных ресурсов: Многоступенчатая очистка сточных вод (механическая, физико-химическая, биологическая), системы сбора и переработки нефтесодержащих отходов, закачка промысловых вод в поглощающие пласты, а также методы биоремедиации с использованием микроорганизмов.
• Предотвращение разливов нефти: Внедрение систем обнаружения утечек (дистанционное зондирование, спутниковая съемка, беспилотные летательные аппараты (БПЛА), георадары), использование двухстенных резервуаров, применение противофильтрационных экранов, а также наличие боновых заграждений и сорбентов для оперативной локализации и ликвидации возможных разливов.

Конструкция всех элементов, особенно связанных с хранением и транспортировкой нефтепродуктов, должна обеспечивать минимальное техногенное воздействие. Например, подземные хранилища должны предусматривать многобарьерную защиту, включающую герметичные облицовки, гидроизоляционные слои и системы мониторинга для обнаружения возможных утечек и предотвращения загрязнения грунтовых вод. Применение антикоррозионных покрытий для металлоконструкций и алюминиевых понтонов в резервуарах также снижает испарение нефти, что способствует улучшению экологической обстановки.

Технико-экономическое обоснование проекта реконструкции насосного цеха

Любой масштабный инженерный проект, включая реконструкцию насосного цеха УПСВ «Малая Уса», требует тщательного технико-экономического обоснования (ТЭО). Это комплексный анализ, который позволяет оценить целесообразность инвестиций, предвидеть потенциальные выгоды и риски, а также доказать эффективность предложенных технических решений.

Методология и показатели экономической эффективности

Технико-экономическое обоснование представляет собой комплект расчетно-аналитических документов, детально описывающих проект с акцентом на производственно-технические аспекты. ТЭО является обязательным, особенно если проект предполагает государственное финансирование или может иметь значительное воздействие на окружающую среду.

Структура ТЭО обычно включает:

• Исходные данные и условия: Объем производства, характеристики сырья и продукции.
• Мощность предприятия и номенклатура продукции: Ожидаемые показатели после реконструкции.
• Обеспечение ресурсами: Потребности в энергии, воде, материалах.
• Место размещения: Оценка инфраструктуры и логистики.
• Основные технические и строительные решения: Подробное описание предложенных технологий.
• Оценка воздействия на окружающую среду: Экологическая экспертиза.
• Кадровая и социальная политика: Потребность в персонале, условия труда.
• График осуществления проекта: Сроки выполнения работ.

Экономическая эффективность проекта оценивается на протяжении всего расчетного периода, который разбивается на временные шаги. Важнейшим инструментом является анализ денежного потока (ДП), определяемого как сумма чистой прибыли (ЧП) и амортизации (А):

ДП = ЧП + А

Показатели экономической эффективности делятся на две основные группы:

• Статистические показатели:
  • Коэффициент рентабельности инвестиций (ROI): Отражает, во сколько раз прибыль превысит вложения.
  • Срок окупаемости (PP): Время, за которое суммарный доход покроет все первоначальные затраты. Рассчитывается как начальные капиталовложения (K_инв) / среднегодовая прибыль (П) или экономия издержек.
  • Коэффициент эффективности инвестиций (ARR): Годовой процент дохода от вложенных средств.
• Динамические показатели (учитывают изменение стоимости денег во времени, дисконтирование):
  • Дисконтированный срок окупаемости (DPP): Аналогичен PP, но учитывает инфляцию и изменение стоимости денег с помощью ставки дисконтирования.
  • Чистый дисконтированный доход (NPV): Если NPV > 0, проект считается прибыльным; если NPV < 0, проект убыточен; если NPV = 0, проект безубыточен.
  • Индекс рентабельности инвестиций (PI): Показывает доход на единицу вложенных средств; чем больше значение, тем выше отдача.
  • Внутренняя норма доходности (IRR): Ставка дисконта, при которой экономический эффект (NPV) равен нулю. Проект принимается, если IRR ≥ требуемая ставка доходности.

При реконструкции действующих предприятий оценка эффективности проводится инкрементальным методом, то есть по приростным величинам денежных потоков. Это означает, что анализируется разница потоков затрат и поступлений в двух сценариях: «с проектом» и «без проекта», что позволяет объективно оценить добавленную стоимость.

Расчет инвестиционных и эксплуатационных затрат

Детальный расчет затрат является основой для ТЭО.
Инвестиционные затраты включают:

• Закупочная стоимость оборудования: Непосредственная цена насосов, двигателей, систем управления и вспомогательных устройств.
• Расходы на проектирование: Могут составлять от 5% до 10% от общей стоимости проекта.
• Вспомогательное оборудование: Трубопроводы, арматура, КИПиА, фундаменты, электрооборудование, до 15% от стоимости насосной установки.
• Монтаж и пусконаладочные работы: Значительная доля затрат, зависящая от сложности и объема работ.
• Обучение персонала: Затраты на подготовку операторов и обслуживающего персонала для работы с новым оборудованием.

Эксплуатационные затраты составляют наибольшую долю в общей стоимости жизненного цикла оборудования:

• Расходы на электроэнергию: Могут достигать 60-80% от общих эксплуатационных затрат для насосного оборудования. Это основной источник экономии при внедрении энергоэффективных технологий.
• Рабочие жидкости и расходные материалы: Масла, смазки, фильтры, уплотнения.
• Заработная плата: Персонал, обслуживающий насосный цех.
• Техническое обслуживание и ремонт (ТОиР): Включают плановые и внеплановые ремонты, до 10-15% от общих эксплуатационных затрат.
• Простои и потери производства: Могут быть колоссальными. Для крупного предприятия стоимость часа простоя может достигать 1 млн долларов США или 5 млн рублей в день, включая недополученную прибыль, затраты на аварийный ремонт, оплату труда во время простоя, обеспечение договорных обязательств и репутационные потери.

Расчет амортизационных отчислений для нефтегазовой отрасли обычно составляет 7-10% в год, но для стимулирования модернизации возможно применение ускоренной амортизации до 25% годовых.

Оценка эффективности и чувствительности проекта

После детализированного расчета всех затрат и ожидаемых доходов проводится комплексная оценка эффективности. Она включает:

• Расчет срока окупаемости (PP): Показывает, за какой период инвестиции будут возвращены за счет дополнительной прибыли или экономии.
• Расчет чистого дисконтированного дохода (NPV): Определяет абсолютную прибыльность проекта с учетом временной стоимости денег.
• Расчет внутренней нормы доходности (IRR): Сравнивает проект с альтернативными инвестициями, показывая максимальную ставку, при которой проект остается безубыточным.

Важнейшей частью ТЭО является анализ чувствительности проекта. Он позволяет оценить, как изменение ключевых параметров (например, стоимости нефти, цен на электроэнергию, инвестиционных затрат или срока реализации) повлияет на показатели эффективности (NPV, IRR). Это дает возможность выявить наиболее рискованные факторы и разработать меры по их минимизации. Для выполнения расчетов ТЭО используются специализированные программы, такие как Microsoft Excel, инвестиционные калькуляторы, COMFAR, Project Expert и «ТЭО-Инвест».

Методы производства работ и организация строительства при реконструкции

Реконструкция действующего промышленного объекта, такого как насосный цех УПСВ «Малая Уса», требует особого подхода к организации и методам производства работ. Главная задача – минимизировать воздействие на текущие технологические процессы и обеспечить безопасность персонала и оборудования.

Организация работ и проектная документация

Реконструкция промышленных объектов может быть осуществлена как с полной остановкой производства, так и без нее. Последний вариант, хоть и более сложный, часто предпочтителен для непрерывных производств, так как позволяет избежать значительных потерь от простоя. Для этого применяется зональная технология реконструкции, при которой территория предприятия делится на рабочие зоны. Это позволяет проводить ремонтные работы в одной части цеха, пока остальные участки продолжают функционировать, тем самым поддерживая непрерывность производственного цикла.

Ключевую роль в организации работ играет разработка детальной проектной документации:

• Проект Производства Работ (ППР): Это основной документ, детально описывающий методы реконструкции, последовательность выполнения операций, количество смен, очередность и сроки, а также меры безопасности. ППР разрабатывается на основе Плана Организации Строительства.
• План Организации Строительства (ПОС): Разрабатывается с учетом существующей технологии производства, режима работы предприятия, стеснённых условий ведения работ и повышенной опасности объекта. Он определяет общую стратегию реконструкции, распределение ресурсов и логистику.

Эти документы должны быть максимально детализированы и учитывать специфику действующего объекта, его инженерные коммуникации и технологические потоки, чтобы исключить риски аварий и сбоев.

Демонтажные и монтажные работы

Демонтажные работы начинаются задолго до фактического сноса. Первым шагом является получение технического задания и проведение предпроектного обследования для выявления скрытых дефектов и возможностей для модернизации. Затем разрабатывается проектная документация, и только после этого приступают к подготовке площадки и демонтируемого оборудования. Демонтаж инженерного оборудования включает:

• Отключение коммуникаций: Воды, электричества, газа, пара.
• Слив рабочих сред: Воды из систем отопления, масла из гидросистем.
• Демонтаж вспомогательных устройств: Счетчиков, слаботочных систем.
• Аккуратное снятие оборудования: Санитарно-технических изделий, радиаторов.
• Демонтаж трубопроводов: Из стальных труб разъединение производится в местах резьбовых соединений или путем резки, а из чугунных – расчеканкой раструбов или контролируемым разрушением.

Монтаж насосных агрегатов – это ответственный процесс, требующий строгого соблюдения нормативов. Перед монтажом оборудование проходит расконсервацию, а монтажная площадка подготавливается с учетом размещения грузоподъемных приспособлений. Все работы выполняются в соответствии со СНиП III-Г.10.3-69 «Насосы. Правила производства и приемки монтажных работ» и ГОСТ EN 809-2017 «Насосы и агрегаты насосные для перекачивания жидкостей. Общие требования безопасности».

Особое внимание уделяется центровке валов насосных агрегатов и электродвигателей. Для горизонтальных насосных агрегатов центровка электродвигателя к насосу или редуктору является критически важной. Она должна обеспечивать минимальное радиальное и угловое биение. Например, для агрегатов с частотой вращения 3000 об/мин допустимое радиальное смещение составляет до 0,04 мм, а угловое рассогласование – до 0,08 мм/м. Для 1500 об/мин эти значения могут быть до 0,08 мм и 0,15 мм/м соответственно. Стандарт API 610 требует еще более жестких допусков: радиальное смещение 0,025 мм, угловое 0,05 мм/м. Центровка достигается с использованием высокоточных лазерных систем, что минимизирует вибрации, снижает нагрузки на подшипники и уплотнения, продлевая срок службы оборудования. При этом учитывается термическое расширение и прогиб валов в рабочих условиях, что гарантирует длительную и бесперебойную работу.

Монтаж установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в скважинах производится путем последовательного спуска агрегата (электродвигателя, протектора, насоса) на насосно-компрессорных трубах, крепления электрического кабеля к трубам и установки сливного и обратного клапанов.

Земляные и сварочные работы

Земляные работы на действующем объекте несут повышенные риски и должны быть организованы с максимальной безопасностью. Организационно-технологическая документация (ППР, технологические карты) должна детально описывать:

• Безопасную крутизну откосов: Зависит от типа грунта и глубины выемки.
• Конструкцию крепления стенок: Горизонтальное, вертикальное, шпунтовое, анкерное, подкосное, щитовое – выбор определяется типом грунта (например, в связных грунтах с вертикальными стенками без крепления допускается выемка глубиной не более 3 м), гидрогеологическими условиями и продолжительностью работ.
• Выбор типов машин: Обоснование использования экскаваторов, бульдозеров и другой спецтехники.
• Дополнительные меры контроля: Устойчивость откосов, водоотведение.
• Ситуационный план и стройгенплан: С нанесением существующих и проектируемых коммуникаций.
• Временные площадки: Для складирования грунтов (на расстоянии не менее 0,5 м от бровки выемки).
• Мероприятия по охране труда и окружающей среды.

Сварочные работы на опасных производственных объектах строго регламентируются Федеральными нормами и правилами «Требования к производству сварочных работ на опасных производственных объектах» (Приказ Ростехнадзора от 11.12.2020 № 528). К выполнению таких работ допускаются только аттестованные сварщики. Приступающие к сварке впервые, после перерыва или при использовании новых материалов/оборудования, обязаны выполнить пробные стыки. Эти стыки подвергаются внешнему осмотру, механическим испытаниям по ГОСТ 6996-66 и неразрушающему контролю (ультразвуковой, радиографический, капиллярный, магнитопорошковый). Контроль качества сварных соединений и приёмка смонтированных трубопроводов осуществляются в соответствии с действующими нормами и правилами, включая СП 406.1325800.2018 для магистральных и промысловых трубопроводов.

Управление рисками проекта реконструкции насосного цеха

Реконструкция насосного цеха УПСВ «Малая Уса» – это крупный инвестиционный проект, сопряженный с множеством рисков. В нефтегазовой отрасли, характеризующейся капиталоёмкостью, высокой степенью неопределенности и изменчивостью внешних условий, эффективное управление рисками становится критически важным для успешной реализации проекта и достижения поставленных целей. Отсутствие системного подхода к управлению рисками может привести к срыву сроков, перерасходу бюджета и даже к аварийным ситуациям.

Идентификация и классификация рисков

Управление рисками начинается с их идентификации и классификации. Для проекта реконструкции можно выделить следующие основные категории рисков:

• Финансовые риски:
  • Ценовые риски: Волатильность цен на нефть и газ, что влияет на доходность проекта.
  • Валютные риски: Колебания курсов валют, особенно при закупке импортного оборудования и международных расчетах.
  • Процентные риски: Изменение ставок по кредитам, влияющее на стоимость заемного капитала.
  • Кредитные риски: Невыполнение обязательств контрагентами (поставщиками, подрядчиками).
  • Риски ликвидности: Нехватка денежных средств для покрытия текущих обязательств.
  • Инфляционные риски: Обесценение денежных средств и рост стоимости материалов/услуг.
  • Риски низкой окупаемости: Недостаточная экономическая эффективность проекта, в том числе экологических инициатив.
  • Налоговые риски: Изменения в налоговом законодательстве или претензии со стороны налоговых органов.
• Технические и операционные риски:
  • Сбои в работе нового оборудования, низкое качество монтажа.
  • Несоответствие проектных решений фактическим условиям эксплуатации.
  • Ошибки в проектировании гидравлических систем, приводящие к кавитации или повышенным энергозатратам.
  • Недостаточная квалификация персонала для эксплуатации и обслуживания нового оборудования.
• Экологические риски:
  • Разливы нефти и нефтепродуктов в процессе демонтажа, монтажа или эксплуатации.
  • Неконтролируемые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу (метан, сероводород, оксиды азота и серы, летучие органические соединения).
  • Загрязнение почв и водных объектов.
  • Утрата биоразнообразия в прилегающих районах.
  • Усиление парникового эффекта и кислотные дожди.
• Организационные риски:
  • Слабая проработка проекта, неполная или ошибочная проектная документация.
  • Изменение технических и технологических требований в процессе реализации.
  • Отсутствие синхронизации между подразделениями и подрядчиками.
  • Изменения в составе проектной команды, потеря ключевых специалистов.
  • Несоблюдение сроков или бюджета проекта.
  • Несогласованность действий с надзорными органами.

Реконструкция на действующем объекте добавляет специфические трудности, такие как необходимость поддержания непрерывности производства, работа в стесненных условиях, интеграция новых систем со старыми, а также обнаружение скрытых дефектов существующих конструкций и логистические сложности.

Оценка и минимизация рисков

Методы оценки и управления рисками в проекте базируются на международных стандартах ISO 31000 и COSO ERM, а также их российских адаптациях, например, ГОСТ Р ИСО 31000-2019. Эти стандарты предусматривают системный подход к управлению рисками, включающий их идентификацию, анализ, оценку, реагирование, мониторинг и пересмотр.

Для снижения рисков рекомендуется:

• Инвестиции в совершенствование технологий: Применение проверенных и современных решений, прошедших апробацию.
• Создание совместных предприятий (СП): С четкой структурой управления и распределением ответственности для снижения финансовых и операционных рисков.
• Стандартизация процессов экономической оценки: Использование унифицированных методик для повышения точности расчетов.
• Тщательное планирование работ: Разработка детализированных ППР и ПОС, учитывающих все возможные сценарии.
• Разработка планов безопасности: Включая мероприятия по предотвращению аварий и несчастных случаев на всех этапах работ.
• Государственная поддержка и надзор: Привлечение государственных органов к разработке и контролю за проектом может снизить инвестиционные риски и обеспечить соблюдение всех нормативных требований.

Для эффективного управления рисками необходима система мониторинга с использованием ключевых показателей эффективности (KPI). Ежемесячная оценка индивидуальных факторов риска позволяет отслеживать вероятность снижения важнейших показателей, таких как:

• Чистый дисконтированный доход (NPV)
• Внутренняя норма доходности (IRR)
• Срок окупаемости (PP)
• Индекс рентабельности (PI)
• Соблюдение сроков и бюджета проекта
• Качество и объем выполненных работ
• Количество выявленных и успешно минимизированных рисков.

Такой мониторинг позволяет оперативно принимать решения по снижению рисков и корректировке планов, тем самым повышая адаптивность и устойчивость проекта к внешним и внутренним вызовам.

Управление экологическими рисками

Особое место в системе управления рисками занимает экологический аспект. Экологические риски в нефтегазовой отрасли многообразны: от загрязнения атмосферы, воды и почв до утраты биоразнообразия и усиления парникового эффекта.

Меры по предотвращению и минимизации экологических рисков включают:

• Внедрение систем экологического менеджмента (СЭМ): Соответствие стандартам ISO 14001 и ГОСТ Р ИСО 14001 позволяет систематизировать подходы к управлению воздействием на окружающую среду, устанавливать цели и программы по улучшению экологических показателей.
• Регулярный мониторинг окружающей среды: Постоянный контроль качества воздуха, воды и почв в зоне влияния объекта с использованием современных методов и оборудования.
• Применение передовых технологий очистки и утилизации отходов: Утилизация попутного нефтяного газа до 90% позволяет значительно сократить выбросы парниковых газов. Использование биоремедиации для очистки почв, многоступенчатые системы очистки сточных вод.
• Разработка и реализация Планов ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН): Эти планы предусматривают оперативные действия по локализации и ликвидации разливов, минимизации их последствий, включая наличие необходимых ресурсов (боновые заграждения, сорбенты, спецтехника) и обученного персонала.
• Использование безопасных материалов и конструкций: Двухстенные резервуары, антикоррозионные покрытия, герметичные насосы для предотвращения утечек.

Комплексный подход к управлению рисками, интегрированный во все стадии проекта реконструкции, позволит не только обеспечить его успешное завершение, но и гарантировать долгосрочную устойчивость, безопасность и экологическую ответственность УПСВ «Малая Уса», что является залогом доверия со стороны общества и регуляторов.

Заключение

Проект реконструкции насосного цеха установки предварительного сброса воды (УПСВ) «Малая Уса» является не только технической необходимостью, но и стратегическим шагом к повышению эффективности, безопасности и экологической ответственности в нефтегазовой отрасли. Проведенный анализ продемонстрировал, что внедрение современных технологий, таких как высокоэффективные насосы с оптимизированной гидродинамикой (снижение энергозатрат до 40%), герметичные насосы с магнитной муфтой (экономия до 80 000 кВт·ч/год и полное отсутствие протечек), а также интеллектуальные системы управления на базе ЧРП и ИИ (сокращение энергопотребления на 20-30% и снижение аварийности до 70%) обеспечивает значительное улучшение всех ключевых показателей.

Детальное обоснование выбора оборудования с учетом физико-химических свойств перекачиваемых сред и жестких требований к коррозионностойким материалам (титан, специальные нержавеющие стали, Hastelloy) гарантирует долговечность и надежность системы. Проектная документация включает в себя исчерпывающие меры по промышленной, пожарной и экологической безопасности, строго соответствующие актуальным российским нормативам (Приказ Ростехнадзора № 534, ФЗ № 123-ФЗ, ГОСТ ИСО 10816, ГОСТ 12.2.044). Это включает комплексную диагностику оборудования, регламентацию работ повышенной опасности, применение систем автоматического пожаротушения и многоуровневые меры по минимизации негативного воздействия на окружающую среду, в том числе утилизацию попутного нефтяного газа до 90% и внедрение ЛАРН.

Технико-экономическое обоснование подтвердило инвестиционную привлекательность проекта, демонстрируя положительные значения NPV, приемлемые сроки окупаемости и высокую внутреннюю норму доходности. Анализ чувствительности выявил факторы, требующие особого внимания, что позволяет разработать эффективные стратегии управления рисками. Применение зональной технологии реконструкции, детальная проработка ППР и ПОС, а также строгий контроль за демонтажными, монтажными, земляными и сварочными работами (с учетом лазерной центровки валов и аттестации сварщиков) обеспечивают минимальные риски для действующего объекта и высокое качество выполнения работ.

Таким образом, данная дипломная работа представляет собой комплексный инженерный проект, полностью отвечающий академическим требованиям и обладающий высокой практической ценностью. Предложенные решения не только значительно повысят эксплуатационную надежность и безопасность насосного цеха УПСВ «Малая Уса», но и обеспечат существенную экономию ресурсов, сокращение операционных затрат и минимизацию воздействия на окружающую среду, что является критически важным для устойчивого развития нефтегазовой отрасли России.

Список использованной литературы

1. Абрютина М.С., Грачев А.В. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия: учеб.-практ. пособие. 2-е изд., испр. М.: Дело и Сервиз, 2014. 256 с.
2. Белов С.В. Охрана окружающей среды. М: Высш. шк., 1991. 315 с.
3. Гаррис Н.А. Основное и вспомогательное оборудование энергетических и насосных установок: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. 123 с.
4. Горина Л.Н. Обеспечение безопасных условий труда на производстве: учеб. пособие. Тольятти: ТолПИ, 2000. 68 с.
5. Ишмурзин А.А. Нефтегазопромысловое оборудование: учебник. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. 565 с.
6. Ишмурзин А.А., Храмов Р.А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. 145 с.
7. Карелин В.Я., Новодережкин Р.А. Насосные станции с центробежными насосами. М.: Стройиздат, 2003. 224 с.
8. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет, 2005. 720 с.
9. Кузеев И.Р., Тукаева Р.Б., Гайдукевич У.П., Авдеева О.Б. Конструирование центробежного насоса: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. 79 с.
10. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Гумеров А.Г. и др. Промысловые трубопроводы и оборудование: учеб. пособие для вузов. М.: ОАО «Издательство „Недра»», 2008. 662 с.
11. Сулейманов Р.С., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Чеботарев В.В., Ставицкий В.А., Кабанов О.П., Пестрецов Н.В. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учебное пособие. Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. 450 с.
12. Чебаевский В.Ф. и др. Проектирование насосных станций и испытание насосных установок. М.: Колос, 2010. 376 с.
13. Глухова М.Г. Организационные аспекты оценки риска при формировании программы реконструкции промышленных объектов // Российское предпринимательство. 2008. № 7.
14. ГОСТ 6134-71 Насосы динамические. Методы испытаний.
15. ГОСТ 12.1.019-79 Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
16. ГОСТ 12.2.044-80 Система стандартов безопасности труда. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности.
17. ГОСТ 16264.0-85 Машины электрические малой мощности. Двигатели. Общие технические условия.
18. ГОСТ 12.3.006-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности.
19. ГОСТ 12124-87 Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры.
20. ГОСТ 10407-88 Насосы центробежные многоступенчатые секционные. Типы и основные параметры.
21. ГОСТ Р 55850-2013 Нефтяная и газовая промышленность. Системы винтовых насосов для механизированной добычи. Часть 2. Установки насосные винтовые с наземным приводом. Общие технические требования.
22. ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование.
23. СНиП III-4-80* Техника безопасности в строительстве.
24. СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.
25. СНиП 3.01.01-85* Организация строительства.
26. СНиП 2.02.05-87 Фундаменты машин с динамической нагрузкой.
27. СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования.
28. СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство.
29. СП 406.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые стальные для нефти и газа. Монтажные работы. Сварка и контроль ее выполнения.
30. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 2025. Trudohrana.ru.
31. Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 15 декабря 2020. docs.cntd.ru.
32. ПОТ Р О-112-001-95 Правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций — 3.2. Насосные станции.
33. Инструкция о мерах пожарной безопасности в помещениях насосной станции. Крымский федеральный университет.
34. Инструкция по охране труда для работников, занятых проведением работ на насосных станциях. Контур.Норматив.
35. Требования охраны труда при эксплуатации насосных станций. КонсультантПлюс.
36. Безопасные методы и приемы выполнения земляных работ: как минимизировать риски.
37. Правила по охране труда для проведения земляных работ в 2025. Courson.
38. Демонтаж-монтаж насосов и ГИС для СНТ. HG-Expert.
39. Реконструкция промышленных объектов. БНТУ.
40. Реконструкция промышленных объектов. КапиталСтрой.
41. Безопасность при выполнении работ по реконструкции. СДО — Каширский Двор.
42. Особенности реконструкции промышленных зданий. ЮВЕС-строй.
43. Порядок производства демонтажных работ инженерного оборудования и строительных конструкций. Инжиниринговая Компания «Лидер Проект».
44. ППР — Исполнительная документация.
45. Оптимизация насосного оборудования и его применения путем комплексного системного анализа. Сфера. Нефть и газ.
46. Как снизить эксплуатационные расходы насосной станции.
47. Какие инновации в насосных установках 2023? ООО — PETROKH.
48. Энергоэффективные решения для нефтегазовых предприятий: как сократить затраты на энергоресурсы. Оникс.
49. Состав и физико-химические свойства пластовой воды.
50. Насосы для нефти и нефтепродуктов: устройство, виды.
51. Технико-экономическое обоснование и расчет эффективности инвестиций. РИОС-Инжиниринг.
52. Как выбрать насосы для перекачки нефти? ООО «Эмпирей».
53. Внедрение энергосберегающих технологий для систем ППД.
54. КПД насосного оборудования: факторы влияния на экономику предприятия и методы оптимизации. Иннер Инжиниринг.
55. Стоимость всего жизненного цикла насоса – вот что имеет значение.
56. Регламент на реконструкцию без остановки технологического процесса перекачки стоков КНС. dc-region.ru.
57. Технико-экономическое обоснование реконструкции промышленных объектов на основании расчета показателей физического износа. КиберЛенинка.
58. Техникоэкономическое обоснование (проект). Инженерное оборудование зданий и сооружений.
59. Промышленная безопасность насоса.
60. Требования промышленной безопасности к объектам нефтегазодобывающе. gelios72.ru.
61. Пожарная безопасность насосной станции.
62. Требования пожарной безопасности к насосным станциям. КонсультантПлюс.
63. «Транснефть – Сибирь» подключила к технологическим трубопроводам новые нефтяные резервуары. Energyland.info.
64. Управление рисками инвестиционных проектов в нефтегазовой сфере: Risk management of investment projects in the oil and gas sector. ResearchGate.
65. Риски нефтегазовой отрасли и возможности управления рисками.
66. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ И УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ. КиберЛенинка.
67. развитие методов управления рисками проектов нефтегазовой отрасли.
68. Классификация рисков предприятий нефтегазовой отрасли. Уральский федеральный университет.
69. Демонтаж оборудования нефтегазовых объектов от САРРЗ.
70. Монтаж насосных агрегатов.
71. VII. Требования охраны труда при проведении земляных работ. КонсультантПлюс.
72. Состав установки электроцентробежного насоса. Добыча нефти и газа.
73. Безопасность производства земляных работ при вскрытии действующего магистрального газопровода. YouTube.
74. Как происходит монтаж установок электроцентробежных насосов в нефтяной скважине? Вопросы к Поиску с Алисой (Яндекс Нейро).
75. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОИЗВОДСТВУ СВАРОЧНЫХ РАБОТ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ.
76. ГОСТ Р — Технический комитет по стандартизации.
77. СТО НОСТРОЙ 2.33.86-2013. Абаканские электрические сети.
78. СНиП 3.05.05-84 : Сварные и другие неразъемные соединения трубопроводов.
79. Реконструкция насосной станции НС-1 и внешних инженерных сетей в городе Алматы. Единый экологический портал.