8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода

Перед началом работ кранов и подъемников необходимо выделить опасные зоны, в пределах которых постоянно действуют или могут действовать опасные факторы.  Границы опасных зон в местах, над которыми происходит перемещение грузов кранами, включают в себя зону обслуживания крана, половину наружного наименьшего габарита перемещаемого груза с прибавлением минимального расстояния отлета груза при его падении, а также наибольшего габаритного размера перемещаемого (падающего) груза.

Граница опасной зоны работы трубоукладчика определяется по формуле:

, где

- максимальный вылет стрелы трубоукладчика;

–минимальный габарит груза;

–максимальное расстояние возможного отлета груза;

–максимальный габарит груза.

Размеры трубы: диаметр 245 мм, длина 5 м, масса 345 кг

Рис. 8.2. Схема опасной зоны трубоукладчика

Максимальный вылет стрелы трубоукладчика зависит от веса трубы. По техническим показателям трубоукладчиков, показатель грузоподъемности обратно пропорционален показателю вылета. Масса трубы 0,35 тонн, что позволяет трубоукладчику работать с максимальным вылетом стрелы.

Длина трубы 5 метров, следовательно

Максимальное расстояние отлета груза с учетом ветра и парусности определим из таблицы 8.1 и получим = 4 метра.

Таблица 8.1.

Зависимость расстояния отлета груза от высоты возможного падения

Высота возможного падения груза, м	Минимальное расстояние отлета груза, м
до 10	4
до 20	7
до 70	10
до 120	15
до 200	20
до 300	25
до 450	30

При падении трубы на землю одним из ее концов, опасная зона увеличивается на полную длину трубы. Теперь можно рассчитать опасную зону :

Рис. 8.3. Схема опасной зоны трубоукладчика

Заключение

В данной дипломной работе был проведен анализ разработки фаменской залежи нефти Гагаринского месторождения.

По результатам проведенного анализа были сделаны следующие выводы:

- Фаменкий объект находится на 2 стадии разработки. С начала эксплуатации отобрано 739,2 тыс.т нефти, 831,1 тыс. т жидкости. В пласт закачано 318,6 тыс. м³ воды с компенсацией накопленного отбора жидкости 23,4 %. Текущий темп отбора от НИЗ – 3 %. Отбор от НИЗ составляет 24,6 %.

- Средневзвешенное давление по состоянию на 01.01.2012 года по объекту – 17,8 МПа; давление насыщения нефти газом равно 14,7 МПа.

По результатам анализа эксплуатации добывающих скважин были сделаны следующие выводы:

- Фонд скважин составляет 34 скв. По состоянию на 01.01.2013 действующий фонд добывающих скважин составляет 23 скв., нагнетательный – 8 скв.

- Способ эксплуатации всех скважин механизированный. Все скважины оборудованы УЭЦН.

-Средний дебит добывающих скважин по нефти 12,4 т/сут, по жидкости 17,5 т/сут. Средняя обводненность 23 %.

С целью повышения эффективности разработки залежи рекомендуется в добывающей скважине № 407 провести кислотный гидроразрыв пласта с проппантом. Расчеты показали, что при этом дебит нефти увеличится в 7,5 раз. При продолжительности эффекта в 30 месяцев накопленная добыча нефти составит 6426 тонн.

В результате ГТМ ЧДД составит 24 489 тыс. руб. Индекс доходности 5,14. Срок окупаемости составит 2,1 месяца.