Геологічна характеристика Долинського родовища

Усі станки-качалки укомплектовані огородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму, що рухаються, під час його роботи.

Для полегшення обслуговування вузлів балансира на його стінці монтують сходи, а у верхній частині − запобіжні пояси, що забезпечують безпеку роботи.

Довжина ходу точки підвісу штанг визначається розмірами окремих ланок механізму станка-качалки. Очевидно, що амплітуда коливань точки підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіуса кривошипа. Якщо обидва плеча балансира одинакові по довжині, то довжина ходу чепцевого штока дорівнює подвійному радіусу кривошипа.

В усіх конструкціях станків-качалок передбачена можливість зміни довжину ходу чепцевого штоку відповідно до заданих параметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблять додаткові отвори для кріплення шатуна. Переставляючи нижні кінці шатунів з одних отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну довжину ходу чепцевого штока.

Число качків балансира станка-качалки відповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристики встановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.

Число качків балансира або змінюють підбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше, зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.

Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами − один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатуються за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від декількох до 400 т/добу.

Свердловиний штанговий насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних штанг.

Насосна установка складається з насоса, що знаходиться в свердловині, і станка-качалки, установленого на поверхні устя. Циліндр насоса закріплений на кінці спущених у свердловину насосо-компресорних (піднімальних) труб, а плунжер підвішений на колоні штанг. Сама верхня штанга (сальниковий шток) з’єднана з головкою балансира станка-качалки канатною чи ланцюговою підвіскою. У верхній частині плунжера встановлений нагнітальний клапан, а в нижній частині − всмоктувальний клапан.

Колона насосних труб, по якій рідина від насоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхній частині трійника розташований сальниковий пристрій, призначений для запобігання витоку рідин уздовж сальникового штока, що рухається. Через бічний відвід трійника рідини зі свердловини направляється у викидну лінію.

Зворотно-поступальний рух колоні насосних штанг передається від електродвигуна через редуктор і кривошипно-шатунний механізм станка-качалки.

Принцип дії насоса наступний. При русі плунжера нагору всмоктувальний клапан під тиском рідини відкривається, у результаті чого рідина надходить у циліндр насоса. Нагнітальний клапан у цей час закритий, тому що на нього діє тиск стовп рідини, що заповнила насосні труби.

При русі плунжера униз всмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з циліндра переходить у простір над плунжером. Таким чином, при ході плунжера нагору одночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її в насосних трубах, а при вході вниз − витиснення рідини з циліндра в порожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насос одинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже та сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімається до устя свердловини.

При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ зростає.

Штангові (глибинні) насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: невстановлені і встановлені. У кожній з цих груп насоси встановлюють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера.

Невстановлені насоси характерні тим, що їхні основні вузли (циліндр і плунжер) спускаються в свердловину окремо: циліндр − на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальними і нагнітальними клапанами − на штангах.

Підйом невставного насоса зі свердловин також здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером і клапаном, а потім труби з циліндром.

Вставний же насос спускають у свердловину в зібраному виді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування, що спускають заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються постійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправлення замкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного насоса мають особливе призначення при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.

В даний час балансирні верстати-качалки випускаються по ГОСТ 5866-76. Залежно від параметрів приводів що врівноважують вантаж установлюється або на балансирі, або на кривошипі редуктора, або і тут і там. Відповідно спосіб зрівноваження називають балансирним, роторним або комбінованим.

До складу верстата-качалки входять наступні основні вузли: рама із стійкою, балансир з опорою та противагами, два шатуни, два кривошипи з противагами, редуктор, клинопасова передача, гальмо, злектродвигун, канатна підвіска сальникового штока.

Одним з недоліків балансирних верстатів-качалок є їх велика маса. Це зумовлює необхідність спорудження масивного фундаменту, спорудження якого є достатньо складним і трудомістким.

2.1 Аналіз добувних здібностей свердловин

2.1.1 Визначення максимального допустимого тиску в свердловині

 при n ≤50%

 при n ≥50%

Рmax.доп - максимально допустимий тиск

Рнас - тиск насичення

Свердловина №101 n=71,4%  =0,3∙20=6 МПа

Свердловина №103 n=11,4%  =0,75∙20=15 МПа

Свердловина №104 n=99,1%  =0,3∙20=6 МПа

Свердловина №105 n=8,3%  =0,75∙20=15 МПа

2.1.2 Визначення максимального допустимого дебіту свердловин

куб.м/добу

Qmax.доп - максимально допустимий дебіт свердловини, ;

К - коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

Рпп - пластовий тиск, МПа;

Рmax.доп - максимально допустимий тиск, МПа;

Свердловина №101 Qmax.доп =0,1(24,8-6)=1,88

Свердловина №103 Qmax.доп =0,2(35,4-15)=4,08

Свердловина №104 Qmax.доп =0,4(44,3-6)=15,32

Свердловина №105 Qmax.доп =1(26,8-15)=11,8

2.1.3 Визначення різниці між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини

- різниця між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини, /добу;

- максимально допустимий дебіт свердловини, ;

 - фактичний дебіт свердловини, ;

Свердловина № 101 =1,88-7,9= -6,02

Свердловина № 103  =4,08-11,1= -7,02

Свердловина № 104  =15,32-33,9= -18,58

Свердловина № 105 =11,8-17,7= -5,9

Таблиця 1

Висновок: виходячи з розрахунків,які наведені вище, видно,що в свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 різниця між максимальним і фактичним від’ємна, тому потрібно провести заміну обладнання.

2.2 Аналіз технологічних режимів

2.2.1 Визначення відносної густини газу за повітрям

 - густина газу, г/см3 ;

 - густина повітря, г/см3;

2.2.2 Визначення газовмісту

 - відносна густина газу за повітрям;

 - газовий фактор, м3/т;

 - густина нафти, г/см3;

Свердловина № 101 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 103 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 104 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 105 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

2.2.3 Визначення густини пластової рідини

 - густина нафти, г/см3; - коефіцієнт обводненості;

 - густина газу, г/см3;  - газовий фактор, м3/т;

 - густина води, г/см3;  - об’ємний коефіцієнт;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.2.4 Визначення приведеного тиску

- пластовий тиск,МПа;

- критичний тиск,МПа;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.2.5 Визначення оптимальної глибини занурення насоса під динамічний рівень

- приведений тиск, МПа;

- тиск в затрубному просторі,МПа;

 - густина пластової рідини або суміші, кг/м3;

g - прискорення вільного падіння;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 101

2.2.6 Визначення фактичної глибини занурення насоса під динамічний рівень

- глибина спуску насоса,м;

- динамічний рівень рідини,м;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.2.7 Визначення різниці між оптимальною і фактичною глибинами занурення насоса

- оптимальна глибина спуску насоса під динамічний рівень,м;

 - фактична глибина занурення насоса під динамічний рівень,м;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

Таблиця 2

Висновок:в результаті проведених розрахунків,я прийшов до висновку,що в свердловинах № 101,№ 103,№ 105 насоси занурені на більшу глибину, ніж потрібно, тому я рекомендую підняти насоси на 31 м, 950 м, 414 м відповідно, а в свердловині № 104 опустити насос на 368 м. Коефіцієнт подачі насоса на свердловинах № 101, № 102, № 104-0,1; 0,2; 0,4 відповідно, це означає, що насоси працюють не раціонально,отже треба замінити дані штангові насоси. Насос свердловини № 105 працюює раціонально і не потребують змін.

2.3 Вибір обладнання свердловин

2.3.1 Визначення дебіту свердловини

К- коефіцієнт продуктивності свердловини, т/добу МПа.;

Рпл - пластовий тиск, атм.;

Рвиб - тиск на вибої свердловини, атм.;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 103

2.3.2 Визначення глибини спуску насоса

НФ - фактична глибина свердловини, м;

Рв - тиск на вибої свердловини, МПа;

Рпр.опт - гранично оптимальний тиск, МПа;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.3.3 По діаграмі “АнНИИ” для вибору глибинного обладнання нормального ряду вибираємо діаметр насоса і тип верстата-качалки

Свердловина № 101  СК=12=2,5=4000

Свердловина № 103  СК=6=1,5=1600

Свердловина № 104  СК=12=2,5=4000

Свердловина № 105  СК=6=1,5=1600

Балансирні верстати-качалки

2.3.4 По рекомендаційним таблицям вибираємо тип насосу

Свердловина № 101 НВ1Б-29-30-15

Свердловина № 103 НВ1Б-29-25-15

Свердловина № 104 НВ1Б-38-30-15

Свердловина № 105 НВ1Б-32-30-15

НВ1-вставні з замком зверху;

Б- із товстостінним суцільним (без втулочним) циліндром;

В умовному шифрі насоса, наприклад НВ1Б-29-25-15, позначено:

НВ1- насос вставний з замком зверху; 29-діаметр насоса; 15-довжина ходу плунжера, помножена на 100 мм; 25-напір насоса, помножений на 100 м.

Свердловинні насоси виконання НВ1Б призначені для відкачування з нафтових свердловин малов'язкої рідини із змістом механічних домішок до 1,3 г/л і вільного газу на прийомі насоса не більше 10%. В’язкість видобувальної рідини 0,025 Па∙с.Характеризуються підвищеною міцністю, зносостійкістю і транспортабельністю в порівнянні з насосами із циліндрами виконання ЦС (втулковими).

Насос складається з безвтулкового (суцільного) циліндра виконання ЦБ, на нижній кінець якого нагвинчений здвоєний всмоктуючий клапан, а на верхній кінець - замок, плунжера виконання П1Х, рухомо розташованого всередині циліндра, на різьбові кінці якого нагвинчують: знизу - здвоєний нагнітальний клапан, а зверху - клітку плунжера. Для приєднання плунжера до колони насосних штанг насос забезпечений штоком, що нагвинчений на клітку плунжера і закріплений контргайкою. У розточці верхнього перевідника циліндра розташований упор, впираючись на який, плунжер забезпечує зрив свердловинного насоса з опори. Клапани насосів комплектуються парою «сідло- кулька» Свердловинний насос спускається на колоні насосних штанг в колону насосно- компресорних труб і закріплюється в опорі.

2.3.5 Вибираємо по рекомендаційним таблицям конструкцію насосних штанг і НКТ

Свердловина № 101 Конструкція насосних штанг – двох ступенева

dНШ =22 мм-950 м;

dНШ =19 мм-1844 м;

 dНКТ =48 мм;

Свердловина № 103 Конструкція насосних штанг – двох ступенева

dНШ =22 мм-404 м;

dНШ =19 мм-1039 м;

dНКТ =48 мм;

Свердловина № 104 Конструкція насосних штанг – трьох ступенева

dНШ =25 мм-400 м;

dНШ =22 мм-445 м;

dНШ =19 мм-639 м;

dНКТ =73мм;

Свердловина № 105 Конструкція насосних штанг – трьох ступенева

dНШ =25 мм-449 м;

dНШ =22 мм-496 м;

dНШ =19 мм-604 м;

dНКТ =60 мм;

2.3.6 Визначення числа качків

 − дебіт свердловини, кг/доб

 − площа поперечного перерізу плунжера, м;

S − довжина хода штока, м;

− густина пластової рідини, кг/см;

− коефіцієнт корисної дії насоса;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

Таблиця 3

Висновок: В курсовому проекті я провів аналіз добувних можливостей свердловин № 101, 102, 103 і 104 Долинського нафтового родовища, визначив максимально допустимі тиски та дебіти свердловин та різницю між максимальним та фактичним дебітами і визначив, що у свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 необхідно провести заміну обладнання. Провів аналіз технологічних режимів, визначив різницю між оптимальною і фактичною глибиною занурення насосу і зробив висновок, що в свердловинах № 101, № 103 і № 105 потрібно зменшити, а в свердловині № 104 – збільшити глибину занурення насосів. По діаграмам АзНИИ (для вибору глубинного обладнання) та рекомендаційним таблицям вибрав діаметри, типи та конструкцію насосних штанг і НКТ і розрахував число качків верстата качалки всіх свердловин.

Верстат-качалка складається з рами з підставкою під редуктор і поворотні салазки, стійки, балансира з головкою і противагами (при балансирному (або комбінованому зрівноваженні), опори балансира, траверси, опори 6 траверси, двох шатунів, двох кривошипів з противагами (при комбінованому або кривошипному урівноваженні), редуктора 1, гальма, клинопасової передачі (включаючи клинові паси, провідний і відомий шківи), електродвигуна, підвіски гирлового штока з канатом, огородження, кривошипно-шатунного механізму.

3. Охорона надр навколишнього середовища

Завданням законодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин в області охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпечення екологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарської діяльності та довкілля.

Кожен громадянин України має право на:

безпечне для його життя і здоров'я навколишнє природне середовище;

отримання екологічної освіти;

участь у роботі громадських екологічних формувань.

Державний контроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерства охорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимог законодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює також використання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкілля створено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природного середовища за рахунок :

штрафів за забруднення довкілля;

штрафів за порушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;

добровільних внесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодо забезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об'єкти що підлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні та лікувально-оздоровчі зони, тощо ).

Порушення законодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну, адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України про охорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного, лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря, про охорону та використання водних і земельних ресурсів.

3.1 Техніка безпеки при експлуатації свердловин штанговими насосами

При експлуатації свердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцність обладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіх типів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасової передачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :

- верхній торець гирлового трійника-сальника повинен виступати над рівнем пригирлової не більше ніж на 1 м;

- при набивці ущільнення в корпусі сальника головка його повинна утримуватися на сальниковому штоці спеціальним затискувачем;

- забороняється повертати шків верстата-качалки вручну або гальмувати його шляхом підкладання труби або лома в спині;

- при встановленні пальців кривошипно-шатунного механізму шатун необхідно надійно кріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка з огородженням;

- забороняється надівати і знімати паси, необхідно шляхом пересування електродвигуна;

- під час огляду або зміни окремих частин верстат-качалка повинна бути зупинена;

- канатну і ланцюгову підвіски дозволяється знімати і надівати тільки спеціальними пристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконувати ці роботи з балансира верстата-качалки;

- до початку ремонтних робіт електропривід повинен бути відключений, а на пусковому пристрої встановлений плакат : « Не включати - працюють люди ! », на свердловинах з автоматичним і дистанційним управлінням біля пускового пристрою повинен бути закріплений щит з надписом : « Увага ! Пуск автоматичний ! »;

- при обслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричних рукавицях;

- глибиннонасосна установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв'язаний з рамою верстата двома заземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм2 ), які повинні бути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючим провідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.

Для захисту від поранення електричним струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовують ізолюючі підставки.

3.2 Протипожежні заходи

Нафта і вуглеводневий газ - вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежа можуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерела загорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах

приміщення. Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути : відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.

До протипожежних заходів відносяться заземлення металічних частин, захист блискавковідводами, своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини і інших об'єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині з піском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробнича територія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту і нафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку - зачищати. Курити дозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботи можуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленими робітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеного начальником або головним інженером підприємства.

На кожному підприємстві необхідно мати данні про показники пожежно вибухової небезпеки речовин та матеріалів, котрі застосовуються в технологічних процесів.

Параметри режиму роботи технологічного обладнання, з’єднаного зі застосуванням горючих газів, зріджених горючих газів легкоспалахуючих речовин, а також з наявністю вибухо пожежно небезпечної пили, забезпечує вибухопожежнонебезпечність технологічного процесу.

Температура підігріву темних нафтопродуктів при зберіганні, а також при проведенні зливо-наливних операцій нижче температури спалаху нафтопродукту в закритому тиглі на 35 ºС і не перевищувати 90 ºС.

На приборах контролю і регулювання позначають допустимі області вибухопожежнобезпечних параметрів роботи технологічного обладнання.

При відхиленнях одного або декількох вибухонебезпечних параметрів від допустимих границь прилади контролю та регулювання подають попереджувальні та аварійні сигнали.

Для кожного резервуара встановлюється максимальна границя заповнення.

Схема обв’язки трубопровода передбачає, як правило, можливість виключення несправного обладнання із технологічного процесу і забезпечує аварійний злив.

Основне та допоміжне технологічне обладнання підприємства захищає від статичного струму.

Роботи на вибухопожежнонебезпечних технологічних об’єктах виконується інструментом, що виключає утворення іскор.

Обладнання лінійної частини магістральних нафтопродукто-проводів, а також їх огорожу тримають в цілому стані, а рослинність в межах огорожі систематично знищують.

Боротьба з пожежами і заходи по їх попередженню можуть бути ефективними тільки в тому випадку, коли протипожежні правила засвоєні і виконуються персоналом підприємства. Задачею інженерно-технічних працівників підприємства є те, щоб при проектуванні установок, розміщенні обладнання, організації технологічного процесу виконувалися діючі правила пожежної безпеки, запроваджуючи заходи для захисту від вогню.

З метою залучення робітників, інженерно-технічних працівників до участі в проведенні пожежно-профілактичних заходів і до активної боротьби з пожежами на підприємствах створюються пожежно-технічні комісії.

В залежності від пожежо- і вибухонебезпечних властивостей речовин, які застосовуються, виробляються або зберігаються, всі виробництва по степеню пожежної безпеки поділяються на 5 категорій: А, Б, В, Г, Д.

Категорія А – виробництва, пов’язані з отриманням, застосуванням або зберіганням: рідин, які мають температуру спалахування парів 28°С та нижче; парів та газів з нижньою межею вибуху 10% і менше в кількостях, які можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші; горючих рідин при температурі нагрівання їх до 250°С.

Категорія Б – виробництва, пов’язані із застосуванням, отриманням, збереженням або переробкою: рідин з температурою спалахування парів від 29 до 120°С; горючих газів, нижня межа вибуху яких більше 10% до об’єму повітря, при застосуванні цих газів в кількостях, які можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші; виробництва, в яких виділяються горюча вовна або пил у такій кількості, що можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші.

Категорія В – виробництва, пов’язані з обробкою або застосуванням твердих паливних речовин або матеріалів, а також рідин з температурою спалахування парів вище 120°С. Ця категорія охоплює, наприклад, склади ПММ, насосні станції по перекачуванню рідин з температурою спалахування парів 120°С.

Категорія Г – виробництва, пов’язані із застосуванням або обробкою речовин, які не згорають, і матеріалів у гарячому, розжареному або розплавленому стані і які супроводжуються виділеннями променистої теплоти, жаринок і полум’я, а також виробництва, які пов’язані із запаленням твердого, рідкого або газоподібного палива.

До цієї категорії, наприклад, відносяться цехи термічної обробки металів, котельні та ін.

Категорія Д – виробництва, пов’язані з обробкою не паливних речовин і матеріалів у холодному стані. Сюди відносяться механічні цехи холодної обробки металів (окрім магнієвих сплавів), компресорні станції повітря та інших негорючих газів, градирні.

Правильне розміщення виробничих будівель і споруд, а також об’єктів буріння, добутку нафти і газу, з врахуванням направлення і швидкості пануючих вітрів, температури і вологості повітря, рівно як і правильне розташування доріг на території нафтогазовидобуваючого підприємства, має істотне значення в забезпеченні пожежної безпеки і успішного тушіння виниклої пожежі.

Страницы: 1, 2, 3